JPH11118099A - 蓄冷装置、蓄冷方法及びその装置及びｂｏｇの再液化方法 - Google Patents
蓄冷装置、蓄冷方法及びその装置及びｂｏｇの再液化方法Info
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- JPH11118099A JPH11118099A JP9294826A JP29482697A JPH11118099A JP H11118099 A JPH11118099 A JP H11118099A JP 9294826 A JP9294826 A JP 9294826A JP 29482697 A JP29482697 A JP 29482697A JP H11118099 A JPH11118099 A JP H11118099A
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Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/14—Thermal energy storage
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 −１００℃以下極低温の物質の冷熱を蓄える
ために使用できる、単位質量あたりの蓄冷量の大きい、
伝熱性能の高い蓄冷剤を使用した蓄冷装置、並びに、そ
の蓄冷方法、それを利用して、ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを
再液化する方法を提供すること。 【解決手段】 圧力容器の内部に、−１００℃以下の温
度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜熱として蓄えるこ
とができて、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ
−３２、エタン、プロパン、ブタン及びペンタンからな
る群から少なくとも一種選ばれた第１の蓄冷剤を充填し
た第１蓄冷槽と、圧力容器の内部に、−１００℃以上−
５０℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜熱
として蓄えることができて、メタノール、エタノール、
メタノール／水混合物、エタノール／水混合物又はメタ
ノール／エタノール／水混合物の第２の蓄冷剤を充填し
た第２蓄冷槽とを直列に連結し、該蓄冷槽に順にＬＮＧ
を流通させ、前記各蓄冷剤と隔壁を介して熱交換させて
蓄冷した後、蓄冷熱を利用してＢＯＧを液化する。
ために使用できる、単位質量あたりの蓄冷量の大きい、
伝熱性能の高い蓄冷剤を使用した蓄冷装置、並びに、そ
の蓄冷方法、それを利用して、ＬＮＧの冷熱でＢＯＧを
再液化する方法を提供すること。 【解決手段】 圧力容器の内部に、−１００℃以下の温
度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜熱として蓄えるこ
とができて、ＨＦＣ−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ
−３２、エタン、プロパン、ブタン及びペンタンからな
る群から少なくとも一種選ばれた第１の蓄冷剤を充填し
た第１蓄冷槽と、圧力容器の内部に、−１００℃以上−
５０℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜熱
として蓄えることができて、メタノール、エタノール、
メタノール／水混合物、エタノール／水混合物又はメタ
ノール／エタノール／水混合物の第２の蓄冷剤を充填し
た第２蓄冷槽とを直列に連結し、該蓄冷槽に順にＬＮＧ
を流通させ、前記各蓄冷剤と隔壁を介して熱交換させて
蓄冷した後、蓄冷熱を利用してＢＯＧを液化する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は液化天然ガス（ＬＮ
Ｇと略称する）を気化し、天然ガス（ＮＧと略称する）
として供給する時の冷熱を、蓄冷剤を充填した蓄冷槽内
に蓄冷する方法及び装置、並びに、蓄冷した冷熱を利用
してＮＧの非供給時に、ボイルオフガス（ＢＯＧと略称
する）をＬＮＧとして再液化する方法及び装置に関す
る。
Ｇと略称する）を気化し、天然ガス（ＮＧと略称する）
として供給する時の冷熱を、蓄冷剤を充填した蓄冷槽内
に蓄冷する方法及び装置、並びに、蓄冷した冷熱を利用
してＮＧの非供給時に、ボイルオフガス（ＢＯＧと略称
する）をＬＮＧとして再液化する方法及び装置に関す
る。
【０００２】
【従来の技術】ＬＮＧは保冷タンクに貯蔵され、火力発
電プラントや都市ガス用ＮＧとして払い出される。ＮＧ
の需要時に払い出されるＬＮＧは海水で熱交換してＮＧ
としていたために低温海水が発生し環境に影響を与える
という問題があった。また、ＬＮＧタンクは保冷されて
いるが、ＢＯＧは、外部からの熱により常時ＬＮＧの一
部が気化したり、ＬＮＧの払い出し時や輸送船からの受
け入れ時に一部が気化したりして発生する。ＢＯＧの発
生量は、貯蔵量に対して約０．００１〜０．１％／ｈｒ
である。ＢＯＧをＬＮＧで液化して回収するには、ＬＮ
Ｇの払い出し時の冷熱を利用するのが熱的に有利である
が、ＬＮＧの払い出し量の少ない夜間、深夜等には、Ｌ
ＮＧの払い出し時の冷熱を利用してＢＯＧを直接液化す
ることはできない。
電プラントや都市ガス用ＮＧとして払い出される。ＮＧ
の需要時に払い出されるＬＮＧは海水で熱交換してＮＧ
としていたために低温海水が発生し環境に影響を与える
という問題があった。また、ＬＮＧタンクは保冷されて
いるが、ＢＯＧは、外部からの熱により常時ＬＮＧの一
部が気化したり、ＬＮＧの払い出し時や輸送船からの受
け入れ時に一部が気化したりして発生する。ＢＯＧの発
生量は、貯蔵量に対して約０．００１〜０．１％／ｈｒ
である。ＢＯＧをＬＮＧで液化して回収するには、ＬＮ
Ｇの払い出し時の冷熱を利用するのが熱的に有利である
が、ＬＮＧの払い出し量の少ない夜間、深夜等には、Ｌ
ＮＧの払い出し時の冷熱を利用してＢＯＧを直接液化す
ることはできない。
【０００３】ＢＯＧの処理方法として、払い出し時にＬ
ＮＧの気化の際に発生する冷熱を利用して冷媒を冷却し
ておき、出荷が減少又は停止した時に、冷却した冷媒を
利用しＢＯＧを再液化してＬＮＧタンクに戻したり（特
開昭６０−９８３００号公報）、払い出されるＮＧに混
ぜて利用したりする方法が知られている。また、ＬＮＧ
等の冷熱を貯蔵し、必要時にそれを利用する技術とし
て、特開昭６０−９８３００号公報や特開昭６３−２０
３９９７号公報には、凝固点が低く沸点の高いイソペン
タン（凝固点−１６０℃）、イソブタン（凝固点−１４
５℃）又はプロパン（凝固点−１８７．１℃）を蓄冷剤
に使用し、蓄冷剤を熱交換器に流通させて使用する技術
が開示されている。しかしこれらの蓄冷剤では、蓄冷剤
は凝固しないので、蓄冷剤は顕熱しか利用できず、大量
のＬＮＧの冷熱を蓄冷するには大型の蓄冷設備が必要で
ある。また特開平５−２６３９９７号公報には、ｎ−ペ
ンタン（凝固点−１２９．７℃）のように、凝固して凝
固点近傍の顕熱及び潜熱を利用できるものもあるが、凝
固点よりも高温側、即ち約−１００℃以上の領域では蓄
冷能力の小さい顕熱しか利用できないために蓄冷設備が
大型になるという問題点がある。
ＮＧの気化の際に発生する冷熱を利用して冷媒を冷却し
ておき、出荷が減少又は停止した時に、冷却した冷媒を
利用しＢＯＧを再液化してＬＮＧタンクに戻したり（特
開昭６０−９８３００号公報）、払い出されるＮＧに混
ぜて利用したりする方法が知られている。また、ＬＮＧ
等の冷熱を貯蔵し、必要時にそれを利用する技術とし
て、特開昭６０−９８３００号公報や特開昭６３−２０
３９９７号公報には、凝固点が低く沸点の高いイソペン
タン（凝固点−１６０℃）、イソブタン（凝固点−１４
５℃）又はプロパン（凝固点−１８７．１℃）を蓄冷剤
に使用し、蓄冷剤を熱交換器に流通させて使用する技術
が開示されている。しかしこれらの蓄冷剤では、蓄冷剤
は凝固しないので、蓄冷剤は顕熱しか利用できず、大量
のＬＮＧの冷熱を蓄冷するには大型の蓄冷設備が必要で
ある。また特開平５−２６３９９７号公報には、ｎ−ペ
ンタン（凝固点−１２９．７℃）のように、凝固して凝
固点近傍の顕熱及び潜熱を利用できるものもあるが、凝
固点よりも高温側、即ち約−１００℃以上の領域では蓄
冷能力の小さい顕熱しか利用できないために蓄冷設備が
大型になるという問題点がある。
【０００４】特開平３−２３６５８８号公報、特開平４
−２５１１８２号公報には、エタノール／水の共晶混合
物を蓄冷剤に使用し、内部にこの蓄冷剤を満たした蓄冷
槽中にチューブを通過させるように設け、チューブ内に
ＢＯＧを流すことにより、ＢＯＧを再液化する方法が開
示されている。蓄冷剤にエタノール／水の共晶混合物を
使用することにより、蓄冷剤は顕熱に加えて、共晶混合
物の結晶化時の潜熱も蓄冷に利用することができる。し
かしながら、エタノールの凝固点は−１１４．４℃、水
の凝固点は０℃であるので、エタノール／水の混合物の
凝固点は高く、この蓄冷槽のみでは蓄冷の温度レベルが
高く、蓄冷温度の点で有利とは言い難い。
−２５１１８２号公報には、エタノール／水の共晶混合
物を蓄冷剤に使用し、内部にこの蓄冷剤を満たした蓄冷
槽中にチューブを通過させるように設け、チューブ内に
ＢＯＧを流すことにより、ＢＯＧを再液化する方法が開
示されている。蓄冷剤にエタノール／水の共晶混合物を
使用することにより、蓄冷剤は顕熱に加えて、共晶混合
物の結晶化時の潜熱も蓄冷に利用することができる。し
かしながら、エタノールの凝固点は−１１４．４℃、水
の凝固点は０℃であるので、エタノール／水の混合物の
凝固点は高く、この蓄冷槽のみでは蓄冷の温度レベルが
高く、蓄冷温度の点で有利とは言い難い。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】本発明の目的は、上記
の問題を生ずることなく、ＬＮＧの冷熱を蓄冷する方法
及びその装置を提供すること、並びにそれを利用してＬ
ＮＧの非需要時に、発生するＢＯＧを液化する方法及び
その装置を提供することである。
の問題を生ずることなく、ＬＮＧの冷熱を蓄冷する方法
及びその装置を提供すること、並びにそれを利用してＬ
ＮＧの非需要時に、発生するＢＯＧを液化する方法及び
その装置を提供することである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】本発明者らは、鋭意検討
した結果、かかる問題点を解決しうることを見い出し、
本発明を完成するに至った。
した結果、かかる問題点を解決しうることを見い出し、
本発明を完成するに至った。
【０００７】すなわち本発明の第１は、圧力容器の内部
に、−１００℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び
凝固潜熱として蓄えることができる第１の蓄冷剤を充填
した第１蓄冷槽と、圧力容器の内部に、−１００℃以上
−５０℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜
熱として蓄えることができる第２の蓄冷剤を充填した第
２蓄冷槽とを直列に連結し、該蓄冷槽に順に熱媒体を流
通させ、前記各蓄冷剤と隔壁を介して熱交換できるよう
にしたことを特徴とする蓄冷装置に関するものである。
これにより、例えば払い出しＬＮＧの冷熱を、蓄冷剤を
充填した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱として蓄えること
が可能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に比べて蓄冷槽
を小さくすることができて、しかもＬＮＧの冷熱を−１
００℃以下と−１００℃以上の２段階の温度レベルで蓄
冷できるので熱効率が高い。
に、−１００℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び
凝固潜熱として蓄えることができる第１の蓄冷剤を充填
した第１蓄冷槽と、圧力容器の内部に、−１００℃以上
−５０℃以下の温度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜
熱として蓄えることができる第２の蓄冷剤を充填した第
２蓄冷槽とを直列に連結し、該蓄冷槽に順に熱媒体を流
通させ、前記各蓄冷剤と隔壁を介して熱交換できるよう
にしたことを特徴とする蓄冷装置に関するものである。
これにより、例えば払い出しＬＮＧの冷熱を、蓄冷剤を
充填した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱として蓄えること
が可能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に比べて蓄冷槽
を小さくすることができて、しかもＬＮＧの冷熱を−１
００℃以下と−１００℃以上の２段階の温度レベルで蓄
冷できるので熱効率が高い。
【０００８】本発明の第２は、第１の蓄冷剤が、ＨＦＣ
−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プ
ロパン、ブタン及びペンタンからなる群から少なくとも
一種選ばれた蓄冷剤であることを特徴とする本発明の第
１に記載の蓄冷装置に関するものである。本発明の第３
は、第１の蓄冷剤が、ＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ−２３
の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．４／０．２
〜０．６である混合物、またはＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦ
Ｃ−３２の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．５
／０．２〜０．５である混合物のいずれかの蓄冷剤であ
ることを特徴とする本発明の第２に記載の蓄冷装置に関
するものである。本発明の第４は、第２の蓄冷剤が、メ
タノール、エタノール、メタノール／水混合物、エタノ
ール／水混合物、メタノール／エタノール／水混合物の
いずれかの蓄冷剤であることを特徴とする本発明の第１
〜３のいずれかに記載の蓄冷装置に関するものである。
これらにより、具体的に使用できる蓄冷剤が与えられ、
所要の蓄冷剤を選択することができる。
−１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プ
ロパン、ブタン及びペンタンからなる群から少なくとも
一種選ばれた蓄冷剤であることを特徴とする本発明の第
１に記載の蓄冷装置に関するものである。本発明の第３
は、第１の蓄冷剤が、ＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ−２３
の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．４／０．２
〜０．６である混合物、またはＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦ
Ｃ−３２の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．５
／０．２〜０．５である混合物のいずれかの蓄冷剤であ
ることを特徴とする本発明の第２に記載の蓄冷装置に関
するものである。本発明の第４は、第２の蓄冷剤が、メ
タノール、エタノール、メタノール／水混合物、エタノ
ール／水混合物、メタノール／エタノール／水混合物の
いずれかの蓄冷剤であることを特徴とする本発明の第１
〜３のいずれかに記載の蓄冷装置に関するものである。
これらにより、具体的に使用できる蓄冷剤が与えられ、
所要の蓄冷剤を選択することができる。
【０００９】本発明の第５は、本発明の第１〜４に記載
の蓄冷装置を用いて、ＬＮＧを第１蓄冷槽から第２蓄冷
槽へと流通させ、第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤とそれ
ぞれ隔壁を介して熱交換することにより、ＬＮＧの冷熱
を第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤に蓄冷することを特徴
とするＬＮＧ冷熱の蓄冷方法に関するものである。これ
により、例えば払い出しＬＮＧの冷熱を、蓄冷剤を充填
した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱として蓄えることが可
能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に比べて蓄冷槽を小
さくすることができて、しかもＬＮＧの冷熱を−１００
℃以下と−１００℃以上の２段階の温度レベルで蓄冷で
きるので熱効率が高い。
の蓄冷装置を用いて、ＬＮＧを第１蓄冷槽から第２蓄冷
槽へと流通させ、第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤とそれ
ぞれ隔壁を介して熱交換することにより、ＬＮＧの冷熱
を第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤に蓄冷することを特徴
とするＬＮＧ冷熱の蓄冷方法に関するものである。これ
により、例えば払い出しＬＮＧの冷熱を、蓄冷剤を充填
した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱として蓄えることが可
能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に比べて蓄冷槽を小
さくすることができて、しかもＬＮＧの冷熱を−１００
℃以下と−１００℃以上の２段階の温度レベルで蓄冷で
きるので熱効率が高い。
【００１０】本発明の第６は、本発明の第５記載のＬＮ
Ｇ冷熱の蓄冷方法により蓄冷された第１の蓄冷剤及び第
２の蓄冷剤を用いて、ＢＯＧを第２蓄冷槽から第１蓄冷
槽へと流通させ、第２の蓄冷剤及び第１の蓄冷剤とそれ
ぞれ隔壁を介して熱交換することにより、ＢＯＧを液化
させることを特徴とするＢＯＧの再液化方法に関するも
のである。これにより、必要に応じ、蓄冷した冷熱を利
用してＢＯＧを再液化させることができて、しかも−１
００℃以下と−１００℃以上の２段階で熱交換するので
熱効率が高く、ＬＮＧの非供給時にＢＯＧをほぼ全量再
液化することができる。
Ｇ冷熱の蓄冷方法により蓄冷された第１の蓄冷剤及び第
２の蓄冷剤を用いて、ＢＯＧを第２蓄冷槽から第１蓄冷
槽へと流通させ、第２の蓄冷剤及び第１の蓄冷剤とそれ
ぞれ隔壁を介して熱交換することにより、ＢＯＧを液化
させることを特徴とするＢＯＧの再液化方法に関するも
のである。これにより、必要に応じ、蓄冷した冷熱を利
用してＢＯＧを再液化させることができて、しかも−１
００℃以下と−１００℃以上の２段階で熱交換するので
熱効率が高く、ＬＮＧの非供給時にＢＯＧをほぼ全量再
液化することができる。
【００１１】
【発明の実施の形態】ＬＮＧは、通常、メタンを主成分
とする炭素数１〜５の飽和炭化水素からなり、常圧ない
し加圧下に、約−１６０ないし−１８０℃に冷却されて
液化し貯蔵されており、常圧における気化温度は−１６
１℃である。したがって、ＬＮＧが気化し外温のＮＧと
なるまでの蒸発潜熱及び／又は顕熱を冷熱として蓄冷す
ることができる。さらに、この蓄冷された冷熱を利用し
てＢＯＧを再液化することができる。上述のように、天
然ガスはメタンを主成分とする多成分系の混合物であ
り、産地によって少しづつ組成を異にする。したがっ
て、ＢＯＧの沸点と露点も天然ガスの種類によって異な
るが、沸点はほぼ同一の値を示す。ＢＯＧはＬＮＧタン
ク内の上部にほぼ常圧で溜まり、その温度は約−１６０
〜−１００℃であり、主たる成分はメタンであり、常圧
における沸点は約−１６１℃であり、４気圧に圧縮した
状態の液化温度は約−１４０℃であり、４０気圧に圧縮
した状態の沸点は約−８１℃である。
とする炭素数１〜５の飽和炭化水素からなり、常圧ない
し加圧下に、約−１６０ないし−１８０℃に冷却されて
液化し貯蔵されており、常圧における気化温度は−１６
１℃である。したがって、ＬＮＧが気化し外温のＮＧと
なるまでの蒸発潜熱及び／又は顕熱を冷熱として蓄冷す
ることができる。さらに、この蓄冷された冷熱を利用し
てＢＯＧを再液化することができる。上述のように、天
然ガスはメタンを主成分とする多成分系の混合物であ
り、産地によって少しづつ組成を異にする。したがっ
て、ＢＯＧの沸点と露点も天然ガスの種類によって異な
るが、沸点はほぼ同一の値を示す。ＢＯＧはＬＮＧタン
ク内の上部にほぼ常圧で溜まり、その温度は約−１６０
〜−１００℃であり、主たる成分はメタンであり、常圧
における沸点は約−１６１℃であり、４気圧に圧縮した
状態の液化温度は約−１４０℃であり、４０気圧に圧縮
した状態の沸点は約−８１℃である。
【００１２】本発明で、払い出しＬＮＧとは、保冷され
たＬＮＧタンクから火力発電プラントや都市ガス用にＮ
Ｇとして払い出されるＬＮＧを言い、需要期間とは、Ｌ
ＮＧが上記用途に払い出される期間を言い、非需要期間
とは、上記用途に払い出される量が減少した又は０であ
る期間を言う。したがって、例えば、需要期間とは昼間
であり、非需要期間とは夜間又は早朝あるいは火力発電
プラント等の停止期間である。また、必要時にとは、例
えば、ＢＯＧを液化するために冷熱を使用する時であ
る。ＢＯＧは需要期には火力発電プラントや都市ガス用
にＮＧとして払い出されるが、非需要期には外熱により
ほぼ一定の速度で発生し、ＬＮＧタンク内の上部に溜ま
るので、上記発生速度に合わせてＢＯＧを蓄冷装置によ
り再液化する。したがって、本発明ではＢＯＧをＬＮＧ
タンク内の上部に大量に貯蔵する必要はない。
たＬＮＧタンクから火力発電プラントや都市ガス用にＮ
Ｇとして払い出されるＬＮＧを言い、需要期間とは、Ｌ
ＮＧが上記用途に払い出される期間を言い、非需要期間
とは、上記用途に払い出される量が減少した又は０であ
る期間を言う。したがって、例えば、需要期間とは昼間
であり、非需要期間とは夜間又は早朝あるいは火力発電
プラント等の停止期間である。また、必要時にとは、例
えば、ＢＯＧを液化するために冷熱を使用する時であ
る。ＢＯＧは需要期には火力発電プラントや都市ガス用
にＮＧとして払い出されるが、非需要期には外熱により
ほぼ一定の速度で発生し、ＬＮＧタンク内の上部に溜ま
るので、上記発生速度に合わせてＢＯＧを蓄冷装置によ
り再液化する。したがって、本発明ではＢＯＧをＬＮＧ
タンク内の上部に大量に貯蔵する必要はない。
【００１３】ＢＯＧは、圧縮機により圧縮され、蓄冷装
置により液化されてもよいし、予冷却されてから蓄冷装
置により液化されてもよい。予冷却の方法としては、本
発明で使用する蓄冷槽の温度よりも高温の約−５０℃〜
常温で熱交換できるものであり、本発明における蓄冷装
置で熱交換したＬＮＧを払い出しＮＧ（約５℃）にする
までの冷熱を予冷設備（例えば、第２蓄冷槽と過熱器の
間に設けられる）に蓄冷し、使用することができる。ま
た、ＢＯＧを払い出しＮＧの圧力まで昇圧するのに要す
るポンプ動力が、ＢＯＧの液化に要するポンプ動力より
も大きい場合には、日中等ＬＮＧの払い出し時において
も蓄冷された冷熱を利用してＢＯＧを液化してもよい。
置により液化されてもよいし、予冷却されてから蓄冷装
置により液化されてもよい。予冷却の方法としては、本
発明で使用する蓄冷槽の温度よりも高温の約−５０℃〜
常温で熱交換できるものであり、本発明における蓄冷装
置で熱交換したＬＮＧを払い出しＮＧ（約５℃）にする
までの冷熱を予冷設備（例えば、第２蓄冷槽と過熱器の
間に設けられる）に蓄冷し、使用することができる。ま
た、ＢＯＧを払い出しＮＧの圧力まで昇圧するのに要す
るポンプ動力が、ＢＯＧの液化に要するポンプ動力より
も大きい場合には、日中等ＬＮＧの払い出し時において
も蓄冷された冷熱を利用してＢＯＧを液化してもよい。
【００１４】以後、ＬＮＧ、ＬＮＧを加温して生じたＮ
Ｇ、ＢＯＧまたは作動流体を流体と総称することがあ
る。本発明で第１蓄冷槽で使用する第１の蓄冷剤は、−
１００℃以下で蓄冷可能な、好ましくは、−１２０℃〜
−２００℃程度での使用に適した蓄冷剤である。蓄冷剤
の凝固点は−１００℃以下であり、冷熱を蓄冷剤の顕熱
及び凝固潜熱として蓄えられる媒体であり、圧力容器の
内部に充填して使用した時に、−１００℃を越えて常温
までの温度で液体状態のものであり、しかも凝固時にも
伝熱効率の高いものである。
Ｇ、ＢＯＧまたは作動流体を流体と総称することがあ
る。本発明で第１蓄冷槽で使用する第１の蓄冷剤は、−
１００℃以下で蓄冷可能な、好ましくは、−１２０℃〜
−２００℃程度での使用に適した蓄冷剤である。蓄冷剤
の凝固点は−１００℃以下であり、冷熱を蓄冷剤の顕熱
及び凝固潜熱として蓄えられる媒体であり、圧力容器の
内部に充填して使用した時に、−１００℃を越えて常温
までの温度で液体状態のものであり、しかも凝固時にも
伝熱効率の高いものである。
【００１５】第１の蓄冷剤としては、ＨＦＣ−１３４
ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プロパン、
ブタン、ペンタン及びこれらの混合物の群から選ばれた
少なくとも一種からなる蓄冷剤が使用される。特に、Ｈ
ＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ−２３の混合物で各成分のモル
分率が０．８〜０．４／０．２〜０．６である混合物
は、共晶点を含むので融点降下を示し、蓄冷剤の大部分
が−１６０℃程度まで液体状態を保って、凝固点に達し
たときに凝固して蓄冷する。ＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ
−３２の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．５／
０．２〜０．５である混合物もまた同様であり、蓄冷剤
の大部分が−１６０℃程度まで液体状態を保って、凝固
点に到達したときに凝固して蓄冷する。また、前述の共
晶系混合物の２例では、混合物の組成を変えることで蓄
冷剤の融点を随意に変えることができる。同様にＨＦＣ
−１３４ａにＨＦＣ−２３及びＨＦＣ−３２を添加した
ものも共晶系混合物であり、融点降下を示し、上記と同
様に使用することができる。エタン、プロパン、ブタ
ン、ペンタン及びこれらの混合物はＨＦＣ−１３４ａに
対する溶解度が高く、これらの炭化水素成分の少なくと
も１成分とＨＦＣ−１３４ａを含む混合物は−１２０℃
を越えて常温までの温度で液体状態であり、−１２０℃
以下で固溶体を形成させることができる。
ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プロパン、
ブタン、ペンタン及びこれらの混合物の群から選ばれた
少なくとも一種からなる蓄冷剤が使用される。特に、Ｈ
ＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ−２３の混合物で各成分のモル
分率が０．８〜０．４／０．２〜０．６である混合物
は、共晶点を含むので融点降下を示し、蓄冷剤の大部分
が−１６０℃程度まで液体状態を保って、凝固点に達し
たときに凝固して蓄冷する。ＨＦＣ−１３４ａ／ＨＦＣ
−３２の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．５／
０．２〜０．５である混合物もまた同様であり、蓄冷剤
の大部分が−１６０℃程度まで液体状態を保って、凝固
点に到達したときに凝固して蓄冷する。また、前述の共
晶系混合物の２例では、混合物の組成を変えることで蓄
冷剤の融点を随意に変えることができる。同様にＨＦＣ
−１３４ａにＨＦＣ−２３及びＨＦＣ−３２を添加した
ものも共晶系混合物であり、融点降下を示し、上記と同
様に使用することができる。エタン、プロパン、ブタ
ン、ペンタン及びこれらの混合物はＨＦＣ−１３４ａに
対する溶解度が高く、これらの炭化水素成分の少なくと
も１成分とＨＦＣ−１３４ａを含む混合物は−１２０℃
を越えて常温までの温度で液体状態であり、−１２０℃
以下で固溶体を形成させることができる。
【００１６】本発明で第１蓄冷槽で使用する第１の蓄冷
剤は、純物質又は混合物であり、混合物の場合は、各成
分が純物質である場合よりも蒸気圧を低下させたり、引
火性を低下させることができ、場合によっては非引火性
にすることが可能である。また、蓄冷剤は、金属に対す
る腐蝕性がほとんどなく、金属製の耐圧容器に封入して
長期間使用することができる。また、本発明の蓄冷剤
は、オゾン破壊性が低く、外部に漏れた場合でも安全性
は高い。
剤は、純物質又は混合物であり、混合物の場合は、各成
分が純物質である場合よりも蒸気圧を低下させたり、引
火性を低下させることができ、場合によっては非引火性
にすることが可能である。また、蓄冷剤は、金属に対す
る腐蝕性がほとんどなく、金属製の耐圧容器に封入して
長期間使用することができる。また、本発明の蓄冷剤
は、オゾン破壊性が低く、外部に漏れた場合でも安全性
は高い。
【００１７】次に、本発明で第２蓄冷槽で使用する第２
の蓄冷剤は、メタノール、エタノール、水及びこれらの
混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種からな
る。これらの成分の融点は、純成分ではメタノール−９
７．８℃、エタノール−１１４．４℃、水０℃であるか
ら、これらの混合物の組成を調整することで、融点を−
１００℃以上に設定することができる。したがって、第
１蓄冷槽の蓄冷温度を−１６０〜−１００℃に、第２蓄
冷槽の蓄冷温度を第１蓄冷槽の蓄冷温度よりも高い−１
００〜−５０℃に設定して、ＬＮＧの冷熱を２段階の温
度レベルで蓄冷し、必要に応じ、その蓄冷熱を利用して
ＢＯＧを再液化させることができる。すなわち、本発明
により、ＬＮＧ冷熱の利用が向上することになる。
の蓄冷剤は、メタノール、エタノール、水及びこれらの
混合物からなる群から選ばれた少なくとも一種からな
る。これらの成分の融点は、純成分ではメタノール−９
７．８℃、エタノール−１１４．４℃、水０℃であるか
ら、これらの混合物の組成を調整することで、融点を−
１００℃以上に設定することができる。したがって、第
１蓄冷槽の蓄冷温度を−１６０〜−１００℃に、第２蓄
冷槽の蓄冷温度を第１蓄冷槽の蓄冷温度よりも高い−１
００〜−５０℃に設定して、ＬＮＧの冷熱を２段階の温
度レベルで蓄冷し、必要に応じ、その蓄冷熱を利用して
ＢＯＧを再液化させることができる。すなわち、本発明
により、ＬＮＧ冷熱の利用が向上することになる。
【００１８】第１蓄冷槽及び第２蓄冷槽を構成する耐圧
容器の材質及び肉厚は、使用状態に合わせて選択され
る。しかしながら、−１００℃以下のような低温と常温
の間で繰り返し冷却、昇温が行われ、長期間、好ましく
は１０年間以上使用に耐えるものである。また、蓄冷及
び冷熱の再利用の点から熱伝導率のよいものが好まし
い。材質としては、例えば、アルミニウム、アルミニウ
ム合金、銅、銅−ニッケル合金、クロム−ニッケル合
金、ニッケル、鉄、ステンレス鋼、オーステナイト系ス
テンレス鋼、チタン、チタン合金が挙げられる。耐圧容
器の表面は、耐腐蝕性を増すために、ガラス、セラミッ
ク、黒鉛等でコーティングされていてもよい。又、耐圧
容器は、必要により、表面に凹凸等の模様を有していた
り、磁化されていたりあるいは酸化皮膜を設けられてい
てもよい。
容器の材質及び肉厚は、使用状態に合わせて選択され
る。しかしながら、−１００℃以下のような低温と常温
の間で繰り返し冷却、昇温が行われ、長期間、好ましく
は１０年間以上使用に耐えるものである。また、蓄冷及
び冷熱の再利用の点から熱伝導率のよいものが好まし
い。材質としては、例えば、アルミニウム、アルミニウ
ム合金、銅、銅−ニッケル合金、クロム−ニッケル合
金、ニッケル、鉄、ステンレス鋼、オーステナイト系ス
テンレス鋼、チタン、チタン合金が挙げられる。耐圧容
器の表面は、耐腐蝕性を増すために、ガラス、セラミッ
ク、黒鉛等でコーティングされていてもよい。又、耐圧
容器は、必要により、表面に凹凸等の模様を有していた
り、磁化されていたりあるいは酸化皮膜を設けられてい
てもよい。
【００１９】蓄冷剤は、上記の耐圧容器に充填される。
蓄冷剤は、冷却して液体状態にして封入しても、気体で
耐圧容器を冷却して封入してもよい。耐圧容器に封入さ
れる蓄冷剤の量は蓄冷剤の膨張率を基にして決められ
る。凝固時の膨張率の大きいものでは、容器の容量の８
０％とかの安全率を見込む場合がある。蓄冷剤を耐圧容
器に封入した際の充填口は溶接、ねじ止め等により閉じ
ることができる。
蓄冷剤は、冷却して液体状態にして封入しても、気体で
耐圧容器を冷却して封入してもよい。耐圧容器に封入さ
れる蓄冷剤の量は蓄冷剤の膨張率を基にして決められ
る。凝固時の膨張率の大きいものでは、容器の容量の８
０％とかの安全率を見込む場合がある。蓄冷剤を耐圧容
器に封入した際の充填口は溶接、ねじ止め等により閉じ
ることができる。
【００２０】本発明で、「第１蓄冷槽用の第１の蓄冷剤
を内部に充填した第１蓄冷槽と、第２の蓄冷剤を内部に
充填した第２蓄冷槽とを直列に連結し、該第１の蓄冷槽
及び第２蓄冷槽にＬＮＧを隔壁を介して熱交換させる」
における「隔壁を介して熱交換させる」について説明す
る。第１蓄冷槽及び第２蓄冷槽は、蓄冷槽内部に、蓄冷
剤と熱交換させる流体を流通させる隔壁、例えばチュー
ブが設けられており、蓄冷槽内部のチューブの外側には
蓄冷剤が充填される。チューブの数は熱交換に必要な本
数である。チューブの形状は、直線状、蛇管状又はスパ
イラル状のものが挙げられる。したがって、この場合に
は、蓄冷槽はシェルアンドチューブ型熱交換器のような
形状のものとなる。隔壁としてはチューブに限定され
ず、例えば、蓄冷槽内部に複数の板状の隔壁が設けられ
て、流体の通路となし、その通路にＬＮＧ等を流通させ
るようにすることもできる。このように、「隔壁を介し
て熱交換させる」とは、蓄冷剤と、ＬＮＧもしくはＮ
Ｇ、又はＢＯＧとが、隔壁を隔てて熱伝導により熱交換
が行われることを意味するので、蓄冷剤と、ＬＮＧもし
くはＮＧ、又はＢＯＧとが混合することはない。
を内部に充填した第１蓄冷槽と、第２の蓄冷剤を内部に
充填した第２蓄冷槽とを直列に連結し、該第１の蓄冷槽
及び第２蓄冷槽にＬＮＧを隔壁を介して熱交換させる」
における「隔壁を介して熱交換させる」について説明す
る。第１蓄冷槽及び第２蓄冷槽は、蓄冷槽内部に、蓄冷
剤と熱交換させる流体を流通させる隔壁、例えばチュー
ブが設けられており、蓄冷槽内部のチューブの外側には
蓄冷剤が充填される。チューブの数は熱交換に必要な本
数である。チューブの形状は、直線状、蛇管状又はスパ
イラル状のものが挙げられる。したがって、この場合に
は、蓄冷槽はシェルアンドチューブ型熱交換器のような
形状のものとなる。隔壁としてはチューブに限定され
ず、例えば、蓄冷槽内部に複数の板状の隔壁が設けられ
て、流体の通路となし、その通路にＬＮＧ等を流通させ
るようにすることもできる。このように、「隔壁を介し
て熱交換させる」とは、蓄冷剤と、ＬＮＧもしくはＮ
Ｇ、又はＢＯＧとが、隔壁を隔てて熱伝導により熱交換
が行われることを意味するので、蓄冷剤と、ＬＮＧもし
くはＮＧ、又はＢＯＧとが混合することはない。
【００２１】以下に本発明の一例として図１により、払
い出しＬＮＧの冷熱を蓄冷し、これを利用してＢＯＧを
再液化する方法を説明する。ＬＮＧタンク１（容量１０
万ｋｌ）には、ＬＮＧが常圧ないし約０．１５kgf/cm2
のやや加圧で、−１６０℃近傍で貯蔵されており、ＬＮ
Ｇの上部にはＢＯＧが常圧ないしやや加圧で−１６０〜
−１００℃で溜まっている。ＬＮＧの払い出し量は昼間
需要時に例えば、１００ｔ／ｈｒで、ポンプにより３０
kgf/cm2に加圧されて払い出され、夜間非需要時の払い
出し量はほぼ０ｔ／ｈｒである。ＢＯＧの発生量は常時
平均２ｔ／ｈｒである。第１蓄冷槽４はシェルアンドチ
ューブ型の圧力容器であり、そのチューブ側に払い出し
ＬＮＧ２が流通され、蓄冷槽内のＬＮＧ流通チューブ以
外の空間、即ちシェル側には蓄冷剤が充填されている。
第１蓄冷槽４に充填される第１の蓄冷剤５は、ＨＦＣ−
１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プロ
パン、ブタン、ペンタン及びこれらの混合物からなる群
から選ばれた少なくとも一種からなる蓄冷剤である。ま
た、第２蓄冷槽７もシェルアンドチューブ型の圧力容器
であり、そのチューブ１２側には第１蓄冷槽４通過後の
ＬＮＧ及び／又はＮＧが流通され、第２蓄冷槽内のＬＮ
Ｇ流通チューブ以外の空間、即ちシェル側には第２の蓄
冷剤が充填されている。第２の蓄冷剤１３は、メタノー
ル、エタノール、メタノール／水、エタノール／水の混
合物、又はメタノール／エタノール／水の３成分系混合
物である。
い出しＬＮＧの冷熱を蓄冷し、これを利用してＢＯＧを
再液化する方法を説明する。ＬＮＧタンク１（容量１０
万ｋｌ）には、ＬＮＧが常圧ないし約０．１５kgf/cm2
のやや加圧で、−１６０℃近傍で貯蔵されており、ＬＮ
Ｇの上部にはＢＯＧが常圧ないしやや加圧で−１６０〜
−１００℃で溜まっている。ＬＮＧの払い出し量は昼間
需要時に例えば、１００ｔ／ｈｒで、ポンプにより３０
kgf/cm2に加圧されて払い出され、夜間非需要時の払い
出し量はほぼ０ｔ／ｈｒである。ＢＯＧの発生量は常時
平均２ｔ／ｈｒである。第１蓄冷槽４はシェルアンドチ
ューブ型の圧力容器であり、そのチューブ側に払い出し
ＬＮＧ２が流通され、蓄冷槽内のＬＮＧ流通チューブ以
外の空間、即ちシェル側には蓄冷剤が充填されている。
第１蓄冷槽４に充填される第１の蓄冷剤５は、ＨＦＣ−
１３４ａ、ＨＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プロ
パン、ブタン、ペンタン及びこれらの混合物からなる群
から選ばれた少なくとも一種からなる蓄冷剤である。ま
た、第２蓄冷槽７もシェルアンドチューブ型の圧力容器
であり、そのチューブ１２側には第１蓄冷槽４通過後の
ＬＮＧ及び／又はＮＧが流通され、第２蓄冷槽内のＬＮ
Ｇ流通チューブ以外の空間、即ちシェル側には第２の蓄
冷剤が充填されている。第２の蓄冷剤１３は、メタノー
ル、エタノール、メタノール／水、エタノール／水の混
合物、又はメタノール／エタノール／水の３成分系混合
物である。
【００２２】需要時に、ＬＮＧタンク１を出た払い出し
ＬＮＧ２は、第１蓄冷槽４のＬＮＧ流通チューブ６に供
給され、第１の蓄冷剤５に蓄冷される。第１蓄冷槽４を
出たＬＮＧ及び／又はＮＧは第２蓄冷槽７に供給され、
より高温度側の冷熱が蓄冷される。第２蓄冷槽７を出た
ＮＧは過熱器８に供給され所定の温度にして、ＮＧとし
て払い出される。過熱器８としては、海水を散水する方
式のものが使用される。次に、需要時に、ＬＮＧタンク
１の上部に溜まっているＢＯＧ３はＢＯＧ圧縮機１０に
より３〜２０kgf/cm2に圧縮され、払い出されるＬＮＧ
２に直接混合することで再液化し、ＢＯＧを併合した払
い出しＬＮＧ２は第１蓄冷槽４及び第２蓄冷槽７をこの
順で通過し、各蓄冷槽内の蓄冷剤にその冷熱を与え、Ｌ
ＮＧ２自身は気化して、さらに過熱器８によって５℃レ
ベルまで過熱されたＮＧとなる。
ＬＮＧ２は、第１蓄冷槽４のＬＮＧ流通チューブ６に供
給され、第１の蓄冷剤５に蓄冷される。第１蓄冷槽４を
出たＬＮＧ及び／又はＮＧは第２蓄冷槽７に供給され、
より高温度側の冷熱が蓄冷される。第２蓄冷槽７を出た
ＮＧは過熱器８に供給され所定の温度にして、ＮＧとし
て払い出される。過熱器８としては、海水を散水する方
式のものが使用される。次に、需要時に、ＬＮＧタンク
１の上部に溜まっているＢＯＧ３はＢＯＧ圧縮機１０に
より３〜２０kgf/cm2に圧縮され、払い出されるＬＮＧ
２に直接混合することで再液化し、ＢＯＧを併合した払
い出しＬＮＧ２は第１蓄冷槽４及び第２蓄冷槽７をこの
順で通過し、各蓄冷槽内の蓄冷剤にその冷熱を与え、Ｌ
ＮＧ２自身は気化して、さらに過熱器８によって５℃レ
ベルまで過熱されたＮＧとなる。
【００２３】一方、非需要時に、ＬＮＧタンク１の上部
に溜まってくるＢＯＧ３は、ＢＯＧ圧縮機１０により３
〜２０kgf/cm2に圧縮され、図１で点線で示すように、
第２蓄冷槽７に供給されて冷却された後、第１蓄冷槽４
のＬＮＧ流通チューブ６に供給され、蓄冷剤５により冷
却されて再液化ＢＯＧ１１となり、ＬＮＧタンク１に戻
される。
に溜まってくるＢＯＧ３は、ＢＯＧ圧縮機１０により３
〜２０kgf/cm2に圧縮され、図１で点線で示すように、
第２蓄冷槽７に供給されて冷却された後、第１蓄冷槽４
のＬＮＧ流通チューブ６に供給され、蓄冷剤５により冷
却されて再液化ＢＯＧ１１となり、ＬＮＧタンク１に戻
される。
【００２４】
【実施例】以下、実施例により本発明を具体的に説明す
るが、本発明はこれらに限定されるものではない。 （実施例１）図１に示す装置において、ＬＮＧタンク１
には、ＬＮＧが常圧、−１６１℃で貯蔵されており、Ｌ
ＮＧの上部にはＢＯＧが常圧、−１６０℃で溜まってい
る。ＬＮＧの払い出し量は昼間の需要時に１００ｔ／ｈ
ｒで、ポンプにより３０kgf/cm2に加圧されて払い出さ
れ、夜間の非需要時の払い出し量は０ｔ／ｈｒである。
第１蓄冷槽４は直径３ｍ、長さ１３ｍ、容積７０ｍ
3（チューブ容積も含む蓄冷槽の容積）の蓄冷槽であ
り、ＬＮＧ流通チューブが設けられており、第１蓄冷槽
内のＬＮＧ流通チューブ以外のシェル側空間には表１に
示す蓄冷剤が充填されている。また、第２蓄冷槽７には
ＮＧ流通チューブが設けられており、第２蓄冷槽内のＮ
Ｇ流通チューブ以外の空間にはエタノール／水の混合蓄
冷剤（第２の蓄冷剤）が満たされている。需要時に、Ｌ
ＮＧタンク１を出た払い出しＬＮＧ２は、第１蓄冷槽４
のＬＮＧ流通チューブ６に供給され、同チューブの外部
を囲む蓄冷剤５に蓄冷された。第１蓄冷槽４を出たＮＧ
は第２蓄冷槽７に供給され、より高温度の冷熱が蓄冷さ
れた。第２蓄冷槽７を出たＮＧは海水散水方式の過熱器
８に供給され所定の温度にして、ＮＧとして払い出され
た。結果を表１に示す。ＬＮＧから蓄冷装置への冷熱の
移動は良好であった。
るが、本発明はこれらに限定されるものではない。 （実施例１）図１に示す装置において、ＬＮＧタンク１
には、ＬＮＧが常圧、−１６１℃で貯蔵されており、Ｌ
ＮＧの上部にはＢＯＧが常圧、−１６０℃で溜まってい
る。ＬＮＧの払い出し量は昼間の需要時に１００ｔ／ｈ
ｒで、ポンプにより３０kgf/cm2に加圧されて払い出さ
れ、夜間の非需要時の払い出し量は０ｔ／ｈｒである。
第１蓄冷槽４は直径３ｍ、長さ１３ｍ、容積７０ｍ
3（チューブ容積も含む蓄冷槽の容積）の蓄冷槽であ
り、ＬＮＧ流通チューブが設けられており、第１蓄冷槽
内のＬＮＧ流通チューブ以外のシェル側空間には表１に
示す蓄冷剤が充填されている。また、第２蓄冷槽７には
ＮＧ流通チューブが設けられており、第２蓄冷槽内のＮ
Ｇ流通チューブ以外の空間にはエタノール／水の混合蓄
冷剤（第２の蓄冷剤）が満たされている。需要時に、Ｌ
ＮＧタンク１を出た払い出しＬＮＧ２は、第１蓄冷槽４
のＬＮＧ流通チューブ６に供給され、同チューブの外部
を囲む蓄冷剤５に蓄冷された。第１蓄冷槽４を出たＮＧ
は第２蓄冷槽７に供給され、より高温度の冷熱が蓄冷さ
れた。第２蓄冷槽７を出たＮＧは海水散水方式の過熱器
８に供給され所定の温度にして、ＮＧとして払い出され
た。結果を表１に示す。ＬＮＧから蓄冷装置への冷熱の
移動は良好であった。
【００２５】
【表１】
【００２６】（実施例２）実施例１で得られた蓄冷した
蓄冷装置に、ＬＮＧ非需要時に、ＬＮＧタンクの上層部
に蓄積してくるＢＯＧを、圧力３５kgf/cm2までに圧縮
し、予冷設備（図示せず。例えば、第２蓄冷槽と過熱器
の間に設けられる）により−５０℃に予備冷却したＢＯ
Ｇを２ｔ／ｈｒで、約６時間にわたって連続供給し、供
給したＢＯＧの全量を液化させて、ＬＮＧタンク１に戻
すことができる。
蓄冷装置に、ＬＮＧ非需要時に、ＬＮＧタンクの上層部
に蓄積してくるＢＯＧを、圧力３５kgf/cm2までに圧縮
し、予冷設備（図示せず。例えば、第２蓄冷槽と過熱器
の間に設けられる）により−５０℃に予備冷却したＢＯ
Ｇを２ｔ／ｈｒで、約６時間にわたって連続供給し、供
給したＢＯＧの全量を液化させて、ＬＮＧタンク１に戻
すことができる。
【００２７】
【発明の効果】本発明により、払い出しＬＮＧの冷熱
を、蓄冷剤を充填した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱とし
て蓄えることが可能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に
比べて蓄冷槽を小さくすることができる。さらに、第１
蓄冷槽の蓄冷温度を−１００℃以下に、第２蓄冷槽の蓄
冷温度を第１蓄冷槽の蓄冷温度よりも高い−１００℃以
上に設定して、ＬＮＧの冷熱を２段階の温度レベルで蓄
冷し、必要に応じ、その蓄冷熱を利用してＢＯＧを再液
化させることができる。また、蓄冷した冷熱を利用し
て、ＬＮＧの非供給時にＢＯＧをほぼ全量再液化してＬ
ＮＧ貯槽に戻すことができる。
を、蓄冷剤を充填した蓄冷槽内に、顕熱および潜熱とし
て蓄えることが可能となり、顕熱のみで蓄冷した場合に
比べて蓄冷槽を小さくすることができる。さらに、第１
蓄冷槽の蓄冷温度を−１００℃以下に、第２蓄冷槽の蓄
冷温度を第１蓄冷槽の蓄冷温度よりも高い−１００℃以
上に設定して、ＬＮＧの冷熱を２段階の温度レベルで蓄
冷し、必要に応じ、その蓄冷熱を利用してＢＯＧを再液
化させることができる。また、蓄冷した冷熱を利用し
て、ＬＮＧの非供給時にＢＯＧをほぼ全量再液化してＬ
ＮＧ貯槽に戻すことができる。
【図１】ＬＮＧ冷熱の蓄冷及び、蓄冷熱を利用したＢＯ
Ｇの再液化を示すフロー図である。破線は非需要時のＢ
ＯＧの圧縮された後の流れを示す。
Ｇの再液化を示すフロー図である。破線は非需要時のＢ
ＯＧの圧縮された後の流れを示す。
１ ＬＮＧタンク ２ 払い出しＬＮＧ ３ ＢＯＧ ４ 第１蓄冷槽 ５ 第１の蓄冷剤 ６ ＬＮＧ流通チューブ ７ 第２蓄冷槽 ８ 過熱器 ９ ＮＧ １０ ＢＯＧ圧縮機 １１ 再液化ＢＯＧ １２ ＮＧ流通チューブ １３ 第２の蓄冷剤
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 朝川 春馬 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三 菱重工業株式会社内
Claims (6)
- 【請求項１】 圧力容器の内部に、−１００℃以下の温
度領域において冷熱を顕熱及び凝固潜熱として蓄えるこ
とができる第１の蓄冷剤を充填した第１蓄冷槽と、圧力
容器の内部に、−１００℃以上−５０℃以下の温度領域
において冷熱を顕熱及び凝固潜熱として蓄えることがで
きる第２の蓄冷剤を充填した第２蓄冷槽とを直列に連結
し、該蓄冷槽に順に熱媒体を流通させ、前記各蓄冷剤と
隔壁を介して熱交換できるようにしたことを特徴とする
蓄冷装置。 - 【請求項２】 第１の蓄冷剤が、ＨＦＣ−１３４ａ、Ｈ
ＦＣ−２３、ＨＦＣ−３２、エタン、プロパン、ブタン
及びペンタンからなる群から少なくとも一種選ばれた蓄
冷剤であることを特徴とする請求項１に記載の蓄冷装
置。 - 【請求項３】 第１の蓄冷剤が、ＨＦＣ−１３４ａ／Ｈ
ＦＣ−２３の混合物で各成分のモル分率が０．８〜０．
４／０．２〜０．６である混合物、またはＨＦＣ−１３
４ａ／ＨＦＣ−３２の混合物で各成分のモル分率が０．
８〜０．５／０．２〜０．５である混合物のいずれかの
蓄冷剤であることを特徴とする請求項２に記載の蓄冷装
置。 - 【請求項４】 第２の蓄冷剤が、メタノール、エタノー
ル、メタノール／水混合物、エタノール／水混合物、メ
タノール／エタノール／水混合物のいずれかの蓄冷剤で
あることを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の
蓄冷装置。 - 【請求項５】 請求項１〜４に記載の蓄冷装置を用い
て、ＬＮＧを第１蓄冷槽から第２蓄冷槽へと流通させ、
第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤とそれぞれ隔壁を介して
熱交換することにより、ＬＮＧの冷熱を第１の蓄冷剤及
び第２の蓄冷剤に蓄冷することを特徴とするＬＮＧ冷熱
の蓄冷方法。 - 【請求項６】 請求項５記載のＬＮＧ冷熱の蓄冷方法に
より蓄冷された第１の蓄冷剤及び第２の蓄冷剤を用い
て、ＢＯＧを第２蓄冷槽から第１蓄冷槽へと流通させ、
第２の蓄冷剤及び第１の蓄冷剤とそれぞれ隔壁を介して
熱交換することにより、ＢＯＧを液化させることを特徴
とするＢＯＧの再液化方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29482697A JP3631893B2 (ja) | 1997-10-13 | 1997-10-13 | 蓄冷装置、ｌｎｇ冷熱の蓄冷方法及びｂｏｇの再液化方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29482697A JP3631893B2 (ja) | 1997-10-13 | 1997-10-13 | 蓄冷装置、ｌｎｇ冷熱の蓄冷方法及びｂｏｇの再液化方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11118099A true JPH11118099A (ja) | 1999-04-30 |
| JP3631893B2 JP3631893B2 (ja) | 2005-03-23 |
Family
ID=17812762
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP29482697A Expired - Fee Related JP3631893B2 (ja) | 1997-10-13 | 1997-10-13 | 蓄冷装置、ｌｎｇ冷熱の蓄冷方法及びｂｏｇの再液化方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3631893B2 (ja) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002062043A (ja) * | 2000-08-23 | 2002-02-28 | Tokyo Gas Co Ltd | 液化天然ガスの蒸発ガス処理装置 |
| CN103900294A (zh) * | 2012-12-25 | 2014-07-02 | 株式会社京滨冷暖科技 | 带蓄冷功能的蒸发器 |
| CN106641715A (zh) * | 2016-12-21 | 2017-05-10 | 深圳市燃气集团股份有限公司 | 一种天然气液化冷箱回收bog冷量的系统 |
| JP2019210394A (ja) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | 富士通株式会社 | 蓄熱材、伝熱装置及びエネルギーハーベスタ |
| CN116336381A (zh) * | 2023-04-18 | 2023-06-27 | 浙江大学 | 调压储氢装置、调压储氢方法和复合式输氢系统 |
-
1997
- 1997-10-13 JP JP29482697A patent/JP3631893B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002062043A (ja) * | 2000-08-23 | 2002-02-28 | Tokyo Gas Co Ltd | 液化天然ガスの蒸発ガス処理装置 |
| CN103900294A (zh) * | 2012-12-25 | 2014-07-02 | 株式会社京滨冷暖科技 | 带蓄冷功能的蒸发器 |
| JP2014124971A (ja) * | 2012-12-25 | 2014-07-07 | Keihin Thermal Technology Corp | 蓄冷機能付きエバポレータ |
| CN103900294B (zh) * | 2012-12-25 | 2017-11-14 | 株式会社京滨冷暖科技 | 带蓄冷功能的蒸发器 |
| US10006680B2 (en) | 2012-12-25 | 2018-06-26 | Keihin Thermal Technology Corporation | Evaporator with cool storage function |
| CN106641715A (zh) * | 2016-12-21 | 2017-05-10 | 深圳市燃气集团股份有限公司 | 一种天然气液化冷箱回收bog冷量的系统 |
| JP2019210394A (ja) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | 富士通株式会社 | 蓄熱材、伝熱装置及びエネルギーハーベスタ |
| CN116336381A (zh) * | 2023-04-18 | 2023-06-27 | 浙江大学 | 调压储氢装置、调压储氢方法和复合式输氢系统 |
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| JP3631893B2 (ja) | 2005-03-23 |
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