JPH1038199A - 低温液化ガス貯蔵設備及びその運転方法 - Google Patents

Abstract

(57)【要約】 【課題】 圧縮機の負担を軽減して動力費の削減を図る
と共に、火力発電所等の需要先の運用に制約をなくして
該需要先の運用効率を向上する。 【解決手段】 低温タンク１から抜き出したＬＮＧ２
（低温液化ガス）を昇圧して気化器５へと導く昇圧手段
をポンプ８，９による二段階の昇圧方式とし、低温タン
ク１内で発生した気化ガス２’を圧縮機７へ導くライン
６’と、圧縮機７により昇圧されたガス２’を気化器５
の出側に合流するライン６と、圧縮機７の低圧段からガ
ス２’を抜き出してポンプ８の出側に合流するライン１
０とを設け、高負荷運転時にはライン１０を選択してガ
ス２’をＬＮＧ２中に液化させて溶け込ませ、低負荷運
転時には低温タンク１のガス相に蓄圧し、ガス相の圧力
がタンク設計圧力値付近まで上昇してしまった時にのみ
ライン６を選択して低温タンク１からガス２’を抜き出
す。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、低温液化ガス貯蔵
設備及びその運転方法に関するものである。

【０００２】

【従来の技術】図３は一般的な低温液化ガス貯蔵設備の
一例を示すもので、図中１は約−１６２℃で天然ガスを
液化したＬＮＧ２（低温液化ガス）を貯蔵液として貯蔵
している低温タンク、３は前記ＬＮＧ２の気化ガス２’
を燃料として使用する火力発電所（需要先）を示し、前
記低温タンク１内に貯蔵されているＬＮＧ２を、ＬＮＧ
ポンプ４により抜き出して所定圧力まで昇圧した後に気
化器５へと導き、該気化器５で海水等との熱交換により
気化して気化ガス２’とし、該気化ガス２’を前記火力
発電所３へと送出して使用するようにしている。

【０００３】一方、低温タンク１内で自然入熱等により
発生した気化ガス２’については、低温タンク１内の圧
力を一定値以下に保持する為に、低温タンク１の頂部か
ら吸入ライン６’を通して常に圧縮機７で抜き出しを行
い、該圧縮機７により最終的な送給ガス圧力（気化器５
の出側圧力）まで昇圧した上で圧縮機出口ライン６を通
して気化器５の出側に合流し、該気化器５からの気化ガ
ス２’と一緒に火力発電所３へと送出して消費するよう
にしている。

【０００４】

【発明が解決しようとする課題】しかしながら、近年に
おいては、ガスタービンで発電を行い且つ該ガスタービ
ンの排熱回収により発生した蒸気を使用して蒸気タービ
ンでも発電を行い得るようにしたコンバインドサイクル
の火力発電所３が増えてきており、このようなコンバイ
ンドサイクルの火力発電所３では、気化ガス２’の最終
的な送給ガス圧力を約３０ｋｇ／ｃｍ²以上（コンバイ
ンドサイクルを採用していない火力発電所では約８ｋｇ
／ｃｍ²程度）とすることが要求される為、低温タンク
１内で発生した気化ガス２’も約３０ｋｇ／ｃｍ²以上
に昇圧しなければならなくなるが、圧縮機７の負担が著
しく増大して動力費の大幅な高騰を招くという問題があ
った。

【０００５】また、電力消費が大幅に減少する夜間に
は、火力発電所３側における気化ガス２’の需要が極端
に減少する為、本来であれば不必要な圧縮機出口ライン
６からの気化ガス２’を、低温タンク１内の圧力が上昇
しないよう火力発電所３側で引き取って仕方なく消費し
ているのが実情であり、このように夜間に低温タンク１
内で発生した不必要な気化ガス２’を火力発電所３側で
引き取らなければならないといった制約があっては、発
電所全体としての効率的な運用に支障をきたす虞れがあ
った。

【０００６】本発明は上述の実情に鑑みてなしたもの
で、圧縮機の負担を軽減して動力費の削減を図ると共
に、火力発電所等の需要先の運用に制約をなくして該需
要先の運用効率を向上することを目的としている。

【０００７】

【課題を解決するための手段】本発明は、低温タンクか
ら抜き出した低温液化ガスを昇圧して気化器へと導く昇
圧手段をプライマリーポンプとセカンダリーポンプとに
よる二段階の昇圧方式として構成し、前記低温タンク内
で発生した気化ガスを圧縮機に導く吸入ラインと、前記
圧縮機により昇圧された気化ガスを前記気化器の出側に
合流する圧縮機出口ラインと、前記圧縮機の低圧段から
気化ガスを抜き出して前記プライマリーポンプの出側に
合流するバイパスラインとを設け、該バイパスラインと
前記圧縮機出口ラインとを選択的に切り替え得るよう構
成したことを特徴とする低温液化ガス貯蔵設備、に係る
ものである。

【０００８】また、このような低温液化ガス貯蔵設備を
運転するにあたっては、低温タンクから抜き出した低温
液化ガスをプライマリーポンプとセカンダリーポンプと
により二段階に分けて昇圧し、その昇圧した低温液化ガ
スを気化器により気化ガスとして需要先へ送給する一
方、該需要先で要求する低温液化ガスの需要が十分に多
い通常の高負荷運転時には、バイパスラインを選択して
低温タンク内で発生した気化ガスを圧縮機によりプライ
マリーポンプの出側圧力と略同程度まで昇圧し且つ該プ
ライマリーポンプからの低温液化ガス中に混合して液化
させ、前記需要先の需要が少ない低負荷運転時には、圧
縮機を停止して気化ガスを低温タンク内のガス相に蓄圧
しながら前記需要先の需要が回復するまで待機し、該需
要が十分に回復しないうちに低温タンク内のガス相の圧
力がタンク設計圧力値付近まで上昇してしまった時にの
み、圧縮機出口ラインを選択して低温タンクから気化ガ
スを抜き出し、該気化ガスを圧縮機により気化器の出側
圧力と略同程度まで昇圧して該気化器からの気化ガスに
混合すると良い。

【０００９】従って本発明では、需要先で要求する低温
液化ガスの需要が十分に多い通常の高負荷運転時に、低
温タンク内で発生した気化ガスを圧縮機によりプライマ
リーポンプの出側圧力と略同程度まで昇圧してバイパス
ラインへと流し、プライマリーポンプからの低温液化ガ
ス中に液化して溶かし込むことが可能となり、昇圧し易
い液相状態でセカンダリーポンプにより昇圧し且つ気化
器で気化せしめて最終的な送給ガス圧力（気化器の出側
圧力）を容易に得ることが可能となる。

【００１０】更に、需要先の需要が少ない低負荷運転時
に、気化ガスを低温タンク内のガス相に蓄圧しながら前
記需要先の需要が回復するまで待機し、前記需要先の需
要が十分に回復したら、再びバイパスラインを選択して
低温タンク内から気化ガスを抜き出すように運転すれ
ば、低負荷運転時に低温タンク内で発生した不必要な気
化ガスを需要先側で引き取らなければならないという制
約がなくなり、また、需要先の需要が少ない低負荷運転
時に圧縮機を停止しておくことが可能となる。

【００１１】尚、何らかの事情により需要先の需要が十
分に回復しないうちに低温タンク内のガス相の圧力がタ
ンク設計圧力値付近まで上昇してしまった時に、圧縮機
出口ラインを選択して低温タンクから気化ガスを抜き出
すようにすれば、低温タンク内のガス相の圧力がタンク
設計圧力値を超えるような事態を回避することが可能と
なる。

【００１２】

【発明の実施の形態】以下本発明の実施の形態を図面を
参照しつつ説明する。

【００１３】図１及び図２は本発明を実施する形態の一
例を示すもので、図３と同一の符号を付した部分は同一
物を表わしている。

【００１４】図１に示す如く、本形態例における低温液
化ガス貯蔵設備では、低温タンク１から抜き出したＬＮ
Ｇ２を昇圧して気化器５へと導く昇圧手段が、プライマ
リーポンプ８とセカンダリーポンプ９とによる二段階の
昇圧方式として構成されている。

【００１５】更に、この低温液化ガス貯蔵設備では、低
温タンク１内で発生した気化ガス２’を圧縮機７に導く
吸入ライン６’と、前記圧縮機７により昇圧された気化
ガス２’を前記気化器５の出側に合流する圧縮機出口ラ
イン６とが従来と同様に備えられている以外に、前記圧
縮機７の低圧段から気化ガス２’を抜き出して前記プラ
イマリーポンプ８の出側に合流するバイパスライン１０
が備えられており、該バイパスライン１０と前記圧縮機
出口ライン６とに対する圧縮機７の接続部分には、両ラ
イン６，１０を選択的に切り替え得るようバルブ１１，
１２が夫々配設されている。

【００１６】ここで、プライマリーポンプ８を流れるＬ
ＮＧ２の流量Ｗ１と、バイパスライン１０を流れる気化
ガス２’の流量Ｗ２（液換算したもの）と、セカンダリ
ーポンプ９を流れるＬＮＧ２の流量Ｗ３との流量関係
は、図２のモリエル線図に基づいて、バイパスライン１
０からの気化ガス２’がプライマリーポンプ８からのＬ
ＮＧ２中に再液化して全て溶け込むよう適切に設定され
ている。

【００１７】即ち、図２において、状態曲線ｘに囲まれ
た内側の領域Ａは気液混相状態を、該領域Ａより左側の
領域Ｂは液相状態を、前記領域Ａの右側の領域Ｃは気相
状態を夫々示しており、プライマリーポンプ８の出側の
圧力がＰ１でエンタルピーがｉ１である場合（図中参
照）、バイパスライン１０からの気化ガス２’を圧縮機
７により圧力をＰ１まで昇圧した上でエンタルピーｉ２
でＬＮＧ２中に混合することになるが（図中参照）、
その混合後におけるＬＮＧ２が圧力Ｐ１の条件で液相状
態の領域Ｂにとどまるようなエンタルピーｉ３となって
熱収支が成立するよう流量Ｗ１，Ｗ２，Ｗ３を決定して
ある。

【００１８】より具体的には、流量Ｗ１，Ｗ２，Ｗ３に
は

【数１】Ｗ３＝Ｗ１＋Ｗ２………（数式１） という関係が成り立ち、これらの流量Ｗ１，Ｗ２，Ｗ３
に基づく熱収支には、

【数２】 Ｗ３ｉ３＝Ｗ１ｉ１＋Ｗ２ｉ２………（数式２） という関係が成り立つ。

【００１９】依って、数式１，２によれば、流量Ｗ２は
流量Ｗ１を基準として

【数３】 Ｗ２＝〔（ｉ３−ｉ１）／（ｉ２−ｉ３）〕×Ｗ１………（数式３） と決定することができ、また、同様に流量Ｗ３は流量Ｗ
２を基準として

【数４】 Ｗ３＝〔（ｉ２−ｉ１）／（ｉ３−ｉ１）〕×Ｗ２………（数式４） と決定することができる。

【００２０】尚、前記圧縮機７及びバルブ１１，１２
は、所要場所に配置した制御装置１３からの指令信号７
ａ，１１ａ，１２ａにより制御されるようになってお
り、また、前記制御装置１３には、火力発電所３で要求
するＬＮＧ２’の需要量が負荷信号３ａとして入力さ
れ、また、火力発電所３に送られる気化ガス２’の総流
量が流量計１４により計測されて流量信号１４ａとして
入力され、更には、低温タンク１内のガス相の圧力が圧
力計１５により計測されて圧力信号１５ａとして入力さ
れるようになっている。

【００２１】而して、このような低温液化ガス貯蔵設備
を運転する際には、低温タンク１から抜き出したＬＮＧ
２をプライマリーポンプ８とセカンダリーポンプ９とに
より二段階に分けて昇圧し、その昇圧したＬＮＧ２を気
化器５により気化ガス２’として火力発電所３へ送給す
る一方、火力発電所３で要求するＬＮＧ２の需要が十分
に多い昼間の高負荷運転時に、バルブ１１を開け且つバ
ルブ１２を閉じてバイパスライン１０を選択し、低温タ
ンク１内で発生した気化ガス２’を圧縮機７によりプラ
イマリーポンプ８の出側圧力と略同程度まで昇圧し且つ
該プライマリーポンプ８からのＬＮＧ２中に混合して液
化させる。

【００２２】このとき、圧縮機７及びバルブ１１，１２
の作動は、制御装置１３からの指令信号７ａ，１１ａ，
１２ａにより制御されるが、前記制御装置１３において
は、火力発電所３からの負荷信号３ａに基づき、流量計
１４からの流量信号１４ａを確認した上でバイパスライ
ン１０を選択する運転モードが判断される。

【００２３】また、前記火力発電所３の需要が少ない夜
間の低負荷運転時には、圧縮機７を停止してバルブ１
１，１２を閉じ、気化ガス２’を低温タンク１内のガス
相に蓄圧しながら前記火力発電所３の需要が回復するま
で待機し、翌日の昼間になって前記火力発電所３の需要
が十分に回復したら、バルブ１１のみを開けてバイパス
ライン１０を選択し、圧縮機７を再起動して前述した高
負荷運転を再開すれば良い。

【００２４】尚、このときの運転モードの切り替えも制
御装置１３により行われ、火力発電所３からの負荷信号
３ａと、流量計１４からの流量信号１４ａとの変化を監
視することにより適切な運転モードが選択される。

【００２５】また、気化ガス２’を低温タンク１内のガ
ス相に蓄圧するにあたり、低温タンク１の耐圧設計を従
来より高めておくことは勿論であり、本形態例の如く、
気化ガス２’の需要先が火力発電所３であるような場合
には、少くとも夜間の時間帯に相当する時間分だけ気化
ガス２’を低温タンク１内のガス相に蓄圧できるように
しておく。

【００２６】ただし、何らかの事情により前記火力発電
所３の需要が十分に回復しない夜間のうちに低温タンク
１内のガス相の圧力がタンク設計圧力値付近まで上昇し
てしまった時には、バルブ１１を閉じ且つバルブ１２を
開けて圧縮機出口ライン６を選択し、低温タンク１から
気化ガス２’を抜き出して圧縮機７により気化器５の出
側圧力と略同程度まで昇圧した上で該気化器５からの気
化ガス２’に混合し、低温タンク１内のガス相の圧力が
タンク設計圧力値を超えるような事態を未然に回避す
る。

【００２７】即ち、気化ガス２’を低温タンク１内のガ
ス相に蓄圧する運転モードでは、圧力計１５からの圧力
信号１５ａに基づいて、制御装置１３により低温タンク
１内のガス相の圧力が常に監視され、低温タンク１内の
ガス相の圧力がタンク設計圧力値付近まで上昇したこと
が確認された際には、他の負荷信号３ａや流量信号１４
ａに基づく判断に優先して低温タンク１から気化ガス
２’を抜き出す運転モードが選択される。

【００２８】従って上記形態例によれば、火力発電所３
で要求するＬＮＧ２の需要が十分に多い昼間の高負荷運
転時に、低温タンク１内で発生した気化ガス２’を圧縮
機７によりプライマリーポンプ８の出側圧力と略同程度
まで昇圧してバイパスライン１０へと流し、プライマリ
ーポンプ８からのＬＮＧ２中に液化して溶かし込むこと
によって、昇圧し易い液相状態でセカンダリーポンプ９
により昇圧し且つ気化器５で気化せしめて最終的な送給
ガス圧力（気化器５の出側圧力）を容易に得ることがで
きるので、従来のように気化ガス２’を圧縮機７だけで
最終的な送給ガス圧力まで昇圧する場合と比較して、圧
縮機７の負担を著しく軽減することができ、その動力費
を大幅に削減することができる。

【００２９】更に、火力発電所３の需要が少ない夜間の
低負荷運転時に、気化ガス２’を低温タンク１内のガス
相に蓄圧しながら前記火力発電所３の需要が回復するま
で待機し、翌日の昼間になって前記火力発電所３の需要
が十分に回復したら、再びバイパスライン１０を選択し
て低温タンク１内から気化ガス２’を抜き出すように運
転することによって、夜間に低温タンク１内で発生した
不必要な気化ガス２’を火力発電所３側で引き取らなけ
ればならないという制約をなくすことができ、火力発電
所３の運用効率を向上することができる。

【００３０】また、このように運転すれば、火力発電所
３の需要が少ない夜間の低負荷運転時に圧縮機７を停止
しておくことができるので、該圧縮機７の動力費を更に
削減することができる。

【００３１】更に、何らかの事情により火力発電所３の
需要が十分に回復しない夜間のうちに低温タンク１内の
ガス相の圧力がタンク設計圧力値付近まで上昇してしま
った時には、圧縮機出口ライン６を選択して低温タンク
１から気化ガス２’を抜き出すことができるので、低温
タンク１内のガス相の圧力がタンク設計圧力値を超える
ような事態を未然に回避することができる。

【００３２】尚、本発明の低温液化ガス貯蔵設備及びそ
の運転方法は、上述の形態例にのみ限定されるものでは
なく、気化ガスの需要先は火力発電所に限定されないこ
と、低温液化ガスはＬＮＧ以外であっても良いこと、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。

【００３３】

【発明の効果】上記した本発明の低温液化ガス貯蔵設備
及びその運転方法によれば、下記の如き種々の優れた効
果を奏し得る。

【００３４】（Ｉ）需要先で要求する低温液化ガスの需
要が十分に多い通常の高負荷運転時に、低温タンク内で
発生した気化ガスを圧縮機によりプライマリーポンプの
出側圧力と略同程度まで昇圧してバイパスラインへと流
し、プライマリーポンプからの低温液化ガス中に液化し
て溶かし込むことによって、昇圧し易い液相状態でセカ
ンダリーポンプにより昇圧し且つ気化器で気化せしめて
最終的な送給ガス圧力（気化器の出側圧力）を容易に得
ることができるので、従来のように気化ガスを圧縮機だ
けで最終的な送給ガス圧力まで昇圧する場合と比較し
て、圧縮機の負担を著しく軽減することができ、その動
力費を大幅に削減することができる。

【００３５】（ＩＩ）需要先の需要が少ない低負荷運転
時に、気化ガスを低温タンク内のガス相に蓄圧しながら
前記需要先の需要が回復するまで待機し、前記需要先の
需要が十分に回復したら、再びバイパスラインを選択し
て低温タンク内から気化ガスを抜き出すように運転する
ことによって、低負荷運転時に低温タンク内で発生した
不必要な気化ガスを需要先側で引き取らなければならな
いという制約をなくして火力発電所の運用効率を向上す
ることができ、また、需要先の需要が少ない低負荷運転
時に圧縮機を停止しておくことができるので、該圧縮機
の動力費を更に削減することができる。

【００３６】（ＩＩＩ）何らかの事情により需要先の需
要が十分に回復しないうちに低温タンク内のガス相の圧
力がタンク設計圧力値付近まで上昇してしまった時に、
圧縮機出口ラインを選択して低温タンクから気化ガスを
抜き出すことによって、低温タンク内のガス相の圧力が
タンク設計圧力値を超えるような事態を未然に回避する
ことができる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明を実施する形態の一例を示すブロック図
である。

【図２】気化ガスを再液化する際の熱収支を説明するモ
リエル線図である。

【図３】従来例を示すブロック図である。

【符号の説明】

１ 低温タンク ２ ＬＮＧ（低温液化ガス） ２’ 気化ガス ３ 火力発電所（需要先） ５ 気化器 ６ 圧縮機出口ライン ６’ 吸入ライン ７ 圧縮機 ８ プライマリーポンプ ９ セカンダリーポンプ １０ バイパスライン

Claims (2)

【特許請求の範囲】
1. 【請求項１】 低温タンクから抜き出した低温液化ガス
   を昇圧して気化器へと導く昇圧手段をプライマリーポン
   プとセカンダリーポンプとによる二段階の昇圧方式とし
   て構成し、前記低温タンク内で発生した気化ガスを圧縮
   機に導く吸入ラインと、前記圧縮機により昇圧された気
   化ガスを前記気化器の出側に合流する圧縮機出口ライン
   と、前記圧縮機の低圧段から気化ガスを抜き出して前記
   プライマリーポンプの出側に合流するバイパスラインと
   を設け、該バイパスラインと前記圧縮機出口ラインとを
   選択的に切り替え得るよう構成したことを特徴とする低
   温液化ガス貯蔵設備。
2. 【請求項２】 請求項１に記載の低温液化ガス貯蔵設備
   の運転方法であって、低温タンクから抜き出した低温液
   化ガスをプライマリーポンプとセカンダリーポンプとに
   より二段階に分けて昇圧し、その昇圧した低温液化ガス
   を気化器により気化ガスとして需要先へ送給する一方、
   該需要先で要求する低温液化ガスの需要が十分に多い通
   常の高負荷運転時には、バイパスラインを選択して低温
   タンク内で発生した気化ガスを圧縮機によりプライマリ
   ーポンプの出側圧力と略同程度まで昇圧し且つ該プライ
   マリーポンプからの低温液化ガス中に混合して液化さ
   せ、前記需要先の需要が少ない低負荷運転時には、圧縮
   機を停止して気化ガスを低温タンク内のガス相に蓄圧し
   ながら前記需要先の需要が回復するまで待機し、該需要
   が十分に回復しないうちに低温タンク内のガス相の圧力
   がタンク設計圧力値付近まで上昇してしまった時にの
   み、圧縮機出口ラインを選択して低温タンクから気化ガ
   スを抜き出し、該気化ガスを圧縮機により気化器の出側
   圧力と略同程度まで昇圧して該気化器からの気化ガスに
   混合することを特徴とする低温液化ガス貯蔵設備の運転
   方法。