JPH11325714A - 熱交換式ガス液化装置 - Google Patents
熱交換式ガス液化装置Info
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- JPH11325714A JPH11325714A JP13627898A JP13627898A JPH11325714A JP H11325714 A JPH11325714 A JP H11325714A JP 13627898 A JP13627898 A JP 13627898A JP 13627898 A JP13627898 A JP 13627898A JP H11325714 A JPH11325714 A JP H11325714A
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Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 運転条件の変動があっても、安定して、応答
性良く、ガスを液化ガスにすることのできる熱交換式ガ
ス液化装置を提供する。 【解決手段】 ガスを液化ガスと熱交換させ冷却して液
化する熱交換式ガス液化装置であって、そのガスを圧縮
するガス圧縮ポンプ８と、ガス圧縮ポンプから出たガス
を熱交換器に供給する第１の弁１６と、第１の弁から供
給されたガスを液化ガスと熱交換して凝縮させる熱交換
器１３と、その凝縮したガスを貯留する液化ガスドラム
１４と、ガス圧縮ポンプから出たガスの一部を液化ガス
ドラムに注入するための第２の弁１７と、液化ガスドラ
ム内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻す第３
の弁１８とを備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応じ
て、第２の弁１７を通るガス流量を調節し、液化ガスド
ラム内のガス圧力に応じて、第３の弁１８を通るガス流
量を調節する。
性良く、ガスを液化ガスにすることのできる熱交換式ガ
ス液化装置を提供する。 【解決手段】 ガスを液化ガスと熱交換させ冷却して液
化する熱交換式ガス液化装置であって、そのガスを圧縮
するガス圧縮ポンプ８と、ガス圧縮ポンプから出たガス
を熱交換器に供給する第１の弁１６と、第１の弁から供
給されたガスを液化ガスと熱交換して凝縮させる熱交換
器１３と、その凝縮したガスを貯留する液化ガスドラム
１４と、ガス圧縮ポンプから出たガスの一部を液化ガス
ドラムに注入するための第２の弁１７と、液化ガスドラ
ム内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻す第３
の弁１８とを備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応じ
て、第２の弁１７を通るガス流量を調節し、液化ガスド
ラム内のガス圧力に応じて、第３の弁１８を通るガス流
量を調節する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、天然ガス等のガス
を熱交換により冷却して液化ガスを製造する装置に係
り、更に詳しくは、液化天然ガス等の液化ガスを冷媒と
して天然ガス等のガスを冷却し凝縮して液化ガスを製造
する熱交換式ガス液化装置に関する。
を熱交換により冷却して液化ガスを製造する装置に係
り、更に詳しくは、液化天然ガス等の液化ガスを冷媒と
して天然ガス等のガスを冷却し凝縮して液化ガスを製造
する熱交換式ガス液化装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】液化天然ガス（ＬＮＧ）は、天然ガスを
液化したものであり、クリーンエネルギーとして近年広
く使用されている。天然ガスは、産地で液化され、液化
ガスの形で運搬され、天然ガスの消費地の近くでいった
ん貯蔵される。液化天然ガスは、液化天然ガスの貯蔵基
地の低温貯蔵タンクに貯蔵され、天然ガスを消費する発
電所等（以下、消費側という）の需要にしたがって、気
化され、ガス状態で消費側に送られる。貯蔵基地では、
貯蔵された液化天然ガスの一部が低温貯蔵タンクの外部
からの入熱により常時気化し、ボイルオフガス（以下Ｂ
ＯＧと呼ぶ）として低温貯蔵タンクから出る。従来の貯
蔵基地では、ＢＯＧはガス状態のまま消費側に送られて
いた。
液化したものであり、クリーンエネルギーとして近年広
く使用されている。天然ガスは、産地で液化され、液化
ガスの形で運搬され、天然ガスの消費地の近くでいった
ん貯蔵される。液化天然ガスは、液化天然ガスの貯蔵基
地の低温貯蔵タンクに貯蔵され、天然ガスを消費する発
電所等（以下、消費側という）の需要にしたがって、気
化され、ガス状態で消費側に送られる。貯蔵基地では、
貯蔵された液化天然ガスの一部が低温貯蔵タンクの外部
からの入熱により常時気化し、ボイルオフガス（以下Ｂ
ＯＧと呼ぶ）として低温貯蔵タンクから出る。従来の貯
蔵基地では、ＢＯＧはガス状態のまま消費側に送られて
いた。
【０００３】以下に、従来の液化天然ガス（以下、ＬＮ
Ｇという）の貯蔵基地のプロセスを図面を参照しつつ説
明する。図３は貯蔵基地のプロセスフロー図である。貯
蔵基地は、低温貯蔵タンク１、１次昇圧ポンプ２、低圧
流量調節弁３、低圧気化器４、ＢＯＧ圧縮ポンプ８、低
圧ガス圧力制御器５、及び低圧元弁６を備える。消費側
が低圧ガスに加えて高圧ガスを要求する場合は、貯蔵基
地は、さらに２次昇圧ポンプ９、高圧気化器１０、及び
高圧元弁１１を備える。低温貯蔵タンク１は、ＬＮＧを
大気圧より若干高い圧力の状態で貯蔵する。１次昇圧ポ
ンプ２は、ＬＮＧを低温貯蔵タンク１から払い出し昇圧
する。昇圧されたＬＮＧの一部は低圧流量調節弁３をと
おって低圧気化器４に送られる。低圧気化器４は、その
昇圧されたＬＮＧをガス化する。低圧元弁６は、低圧気
化器４の出口側配管に設けられ、低圧の天然ガスを需要
側へ送るための送ガス出口となる。低圧ガス圧力制御器
５は、低圧気化器４と低圧元弁６をつなぐ配管の圧力を
測定し、低圧気化器３の出口圧力をあらかじめ定められ
た圧力になるように、低圧流量調節弁３を流れるＬＮＧ
の流量を調整する。ＢＯＧ圧縮ポンプ８は、低温貯蔵タ
ンク１から出たＢＯＧを圧縮して低圧ＢＯＧにし、低圧
気化器４から出た低圧の天然ガスに合流させる。２次昇
圧ポンプ９は、１次昇圧ポンプにより昇圧された低圧の
ＬＮＧの残りをさらに高圧に昇圧する。高圧気化器１０
は、その高圧に昇圧されたＬＮＧをガス化する。高圧元
弁は、高圧気化器１０の出口側配管に設けられ、高圧の
天然ガスを消費側へ送るための送ガス出口となる。
Ｇという）の貯蔵基地のプロセスを図面を参照しつつ説
明する。図３は貯蔵基地のプロセスフロー図である。貯
蔵基地は、低温貯蔵タンク１、１次昇圧ポンプ２、低圧
流量調節弁３、低圧気化器４、ＢＯＧ圧縮ポンプ８、低
圧ガス圧力制御器５、及び低圧元弁６を備える。消費側
が低圧ガスに加えて高圧ガスを要求する場合は、貯蔵基
地は、さらに２次昇圧ポンプ９、高圧気化器１０、及び
高圧元弁１１を備える。低温貯蔵タンク１は、ＬＮＧを
大気圧より若干高い圧力の状態で貯蔵する。１次昇圧ポ
ンプ２は、ＬＮＧを低温貯蔵タンク１から払い出し昇圧
する。昇圧されたＬＮＧの一部は低圧流量調節弁３をと
おって低圧気化器４に送られる。低圧気化器４は、その
昇圧されたＬＮＧをガス化する。低圧元弁６は、低圧気
化器４の出口側配管に設けられ、低圧の天然ガスを需要
側へ送るための送ガス出口となる。低圧ガス圧力制御器
５は、低圧気化器４と低圧元弁６をつなぐ配管の圧力を
測定し、低圧気化器３の出口圧力をあらかじめ定められ
た圧力になるように、低圧流量調節弁３を流れるＬＮＧ
の流量を調整する。ＢＯＧ圧縮ポンプ８は、低温貯蔵タ
ンク１から出たＢＯＧを圧縮して低圧ＢＯＧにし、低圧
気化器４から出た低圧の天然ガスに合流させる。２次昇
圧ポンプ９は、１次昇圧ポンプにより昇圧された低圧の
ＬＮＧの残りをさらに高圧に昇圧する。高圧気化器１０
は、その高圧に昇圧されたＬＮＧをガス化する。高圧元
弁は、高圧気化器１０の出口側配管に設けられ、高圧の
天然ガスを消費側へ送るための送ガス出口となる。
【０００４】従来の液化天然ガスの貯蔵基地のプロセス
の作用を天然ガスの流れに沿って説明する。ＬＮＧは、
低温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは１次昇圧ポン
プにより低圧貯蔵タンク１から払い出され、低圧（例え
ば、７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧される。次に、ＬＮＧは、
低圧流量制御弁により流量を制御され、低圧気化器４に
送られ、気化されて低圧の天然ガスになる。天然ガス
は、低圧元弁６を経由して、消費側へ送気される。需要
側が発電所である場合では、天然ガスはボイラで燃焼さ
れる。低圧のＬＮＧの一部は、さらに２次昇圧ポンプ９
で高圧（例えば、３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧され、高圧
気化器１０に送られる。高圧のＬＮＧは、高圧気化器１
０により気化され、高圧の天然ガスになる。高圧の天然
ガスは、高圧元弁１１を経由して、消費側へ送気され
る。需要側が発電所である場合では、一般に高圧の天然
ガスはガスタービンで燃焼される。一方、ＢＯＧが、低
温貯蔵タンク１から発生する。ＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮ポ
ンプ８により、圧縮され、低圧のＢＯＧとなる。低圧の
ＢＯＧは、低圧気化器４からでた低圧の天然ガスに合流
される。
の作用を天然ガスの流れに沿って説明する。ＬＮＧは、
低温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは１次昇圧ポン
プにより低圧貯蔵タンク１から払い出され、低圧（例え
ば、７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧される。次に、ＬＮＧは、
低圧流量制御弁により流量を制御され、低圧気化器４に
送られ、気化されて低圧の天然ガスになる。天然ガス
は、低圧元弁６を経由して、消費側へ送気される。需要
側が発電所である場合では、天然ガスはボイラで燃焼さ
れる。低圧のＬＮＧの一部は、さらに２次昇圧ポンプ９
で高圧（例えば、３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧され、高圧
気化器１０に送られる。高圧のＬＮＧは、高圧気化器１
０により気化され、高圧の天然ガスになる。高圧の天然
ガスは、高圧元弁１１を経由して、消費側へ送気され
る。需要側が発電所である場合では、一般に高圧の天然
ガスはガスタービンで燃焼される。一方、ＢＯＧが、低
温貯蔵タンク１から発生する。ＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮ポ
ンプ８により、圧縮され、低圧のＢＯＧとなる。低圧の
ＢＯＧは、低圧気化器４からでた低圧の天然ガスに合流
される。
【０００５】近年の液化天然ガスの貯蔵基地では、上述
の様に低圧と高圧との両方の天然ガスを送気することを
求められることが多い。消費側では、ボイラとガスター
ビンの複合ガス発電を行っている。ボイラは低圧の天然
ガスを消費し、ガスタービンは高圧の天然ガスを消費す
る。ガスタービンはボイラに比較して熱効率が良いの
で、一般にガスタービン発電をベースロードに対応して
使用し、ボイラ発電を変動する需要に対応して使用す
る。全体の需要が低下したときには、ボイラ発電を停止
したい場合がある。しかし、従来のＬＮＧの貯蔵基地で
は、必然的に発生するＢＯＧを消費側に送気する必要が
あるために、ボイラ発電を完全に止めることができなか
った。ボイラ発電を完全に止めるために、発生したＢＯ
Ｇを高圧の天然ガスにしてガスタービン発電用に送気す
ることが考えられる。しかし、ＢＯＧを圧縮して直接高
圧の天然ガスにする方法は、圧縮エネルギーを多く必要
とするので現実的でない。そこで低圧のＢＯＧを再液化
した後で必要な高圧に昇圧してから気化することが好ま
しい。ＢＯＧを再液化するには、ＬＮＧとＢＯＧとを熱
交換器で熱交換してＢＯＧを凝縮させる方法がある。Ｂ
ＯＧは、熱交換器内で凝縮して液化天然ガス（以下、液
化ＢＯＧという）になる。すなわち、ＢＯＧは、ＢＯＧ
圧縮ポンプ８で圧縮し昇圧した後、低温貯蔵タンク１か
ら払い出されたＬＮＧとガス液化装置の熱交換器で熱交
換をして凝縮し液化されて液化ＢＯＧになる。液化ＢＯ
Ｇは、その後昇圧ポンプで昇圧されて、ガス液化装置を
出たＬＮＧに合流され、気化され、消費側に送気され
る。
の様に低圧と高圧との両方の天然ガスを送気することを
求められることが多い。消費側では、ボイラとガスター
ビンの複合ガス発電を行っている。ボイラは低圧の天然
ガスを消費し、ガスタービンは高圧の天然ガスを消費す
る。ガスタービンはボイラに比較して熱効率が良いの
で、一般にガスタービン発電をベースロードに対応して
使用し、ボイラ発電を変動する需要に対応して使用す
る。全体の需要が低下したときには、ボイラ発電を停止
したい場合がある。しかし、従来のＬＮＧの貯蔵基地で
は、必然的に発生するＢＯＧを消費側に送気する必要が
あるために、ボイラ発電を完全に止めることができなか
った。ボイラ発電を完全に止めるために、発生したＢＯ
Ｇを高圧の天然ガスにしてガスタービン発電用に送気す
ることが考えられる。しかし、ＢＯＧを圧縮して直接高
圧の天然ガスにする方法は、圧縮エネルギーを多く必要
とするので現実的でない。そこで低圧のＢＯＧを再液化
した後で必要な高圧に昇圧してから気化することが好ま
しい。ＢＯＧを再液化するには、ＬＮＧとＢＯＧとを熱
交換器で熱交換してＢＯＧを凝縮させる方法がある。Ｂ
ＯＧは、熱交換器内で凝縮して液化天然ガス（以下、液
化ＢＯＧという）になる。すなわち、ＢＯＧは、ＢＯＧ
圧縮ポンプ８で圧縮し昇圧した後、低温貯蔵タンク１か
ら払い出されたＬＮＧとガス液化装置の熱交換器で熱交
換をして凝縮し液化されて液化ＢＯＧになる。液化ＢＯ
Ｇは、その後昇圧ポンプで昇圧されて、ガス液化装置を
出たＬＮＧに合流され、気化され、消費側に送気され
る。
【０００６】液化天然ガスの貯蔵基地では、送気する天
然ガスの圧力を定められた一定の値に維持することが求
められるので、そのプロセス中でのＢＯＧの液化された
際の圧力（以下、ＢＯＧ液化圧力という）は一定の値を
維持し、変動しないことが望まれる。ところが、ＬＮＧ
を冷媒とした熱交換器に単にＢＯＧを流すだけの構造の
ガス液化装置では、ＢＯＧ液化圧力がＢＯＧ量や冷媒と
してのＬＮＧ量等の運転条件及び熱交換器の性能等に依
存する。すなわち、一定の伝熱面積と伝熱構造を有する
熱交換器においては、ＬＮＧ量に比較してＢＯＧ量が少
なくなると、ＢＯＧ液化圧力は下がる。反対に、ＬＮＧ
量に比較してＢＯＧ量が多くなると、ＢＯＧ液化圧力は
上がる。従って、ＢＯＧ液化圧力を一定に保つには、Ｌ
ＮＧ量とＢＯＧ量との比が一定であることが望ましい。
しかし、ＬＮＧ量は、消費側の要求により、逐次変化す
る。また、ＢＯＧ量は、低温貯蔵タンク１の周囲温度や
運転条件により逐次変化している。かかる条件下では、
ＬＮＧを冷媒とした熱交換器に単にＢＯＧを流すだけの
構造のガス液化装置では、ＢＯＧ液化圧力が変動し、プ
ロセスの運転が安定しない。例えば、ＢＯＧ液化圧力が
低下すると、その液化ＢＯＧを昇圧する昇圧ポンプがキ
ャビテーションをおこしてトリップしてしまうという不
具合が生ずる。ＢＯＧ液化圧力が上昇すると、熱交換器
の入り口のＢＯＧ圧力とＢＯＧ液化圧力に圧力差が無く
なるので、熱交換器にＢＯＧが流れなくなるという不具
合が生ずる。
然ガスの圧力を定められた一定の値に維持することが求
められるので、そのプロセス中でのＢＯＧの液化された
際の圧力（以下、ＢＯＧ液化圧力という）は一定の値を
維持し、変動しないことが望まれる。ところが、ＬＮＧ
を冷媒とした熱交換器に単にＢＯＧを流すだけの構造の
ガス液化装置では、ＢＯＧ液化圧力がＢＯＧ量や冷媒と
してのＬＮＧ量等の運転条件及び熱交換器の性能等に依
存する。すなわち、一定の伝熱面積と伝熱構造を有する
熱交換器においては、ＬＮＧ量に比較してＢＯＧ量が少
なくなると、ＢＯＧ液化圧力は下がる。反対に、ＬＮＧ
量に比較してＢＯＧ量が多くなると、ＢＯＧ液化圧力は
上がる。従って、ＢＯＧ液化圧力を一定に保つには、Ｌ
ＮＧ量とＢＯＧ量との比が一定であることが望ましい。
しかし、ＬＮＧ量は、消費側の要求により、逐次変化す
る。また、ＢＯＧ量は、低温貯蔵タンク１の周囲温度や
運転条件により逐次変化している。かかる条件下では、
ＬＮＧを冷媒とした熱交換器に単にＢＯＧを流すだけの
構造のガス液化装置では、ＢＯＧ液化圧力が変動し、プ
ロセスの運転が安定しない。例えば、ＢＯＧ液化圧力が
低下すると、その液化ＢＯＧを昇圧する昇圧ポンプがキ
ャビテーションをおこしてトリップしてしまうという不
具合が生ずる。ＢＯＧ液化圧力が上昇すると、熱交換器
の入り口のＢＯＧ圧力とＢＯＧ液化圧力に圧力差が無く
なるので、熱交換器にＢＯＧが流れなくなるという不具
合が生ずる。
【０００７】尚、かかる条件においてＢＯＧ液化圧力を
一定に維持するための案が、特開平５−１１８４９７号
に開示されている。図４はその開示されたガス液化装置
を備えたＬＮＧ貯蔵設備のプロセスフロー図である。す
なわち、プレートフィン型熱交換器１３内部のＢＯＧ流
路内に液化ＢＯＧの液面を保持して、ＢＯＧとＬＮＧと
を熱交換すると共に、該液面レベルを調節して所定のＢ
ＯＧとＬＮＧとの熱交換量に制御することをＢＯＧ液化
システムを開示している。さらに、この制御手段とし
て、該熱交換器からの液化ＢＯＧを液化ＢＯＧドラム１
４に貯留し、且つ所定量払い出すと共に、該ドラムを該
熱交換器より上方に設置し、ＢＯＧ液化圧力と液化ＢＯ
Ｇドラム１４内圧との圧力差を制御して該液面レベルを
調節する。このシステムの原理は、ＬＮＧ量とＢＯＧ量
との比に従って熱交換器１３の伝熱面積を増減して、Ｂ
ＯＧ液化圧力を一定に保つ点にある。本システムでは、
ＬＮＧ量とＢＯＧ量との変動が少ない場合であれば、Ｂ
ＯＧ液化圧力を一定に維持することができる。しかし、
ＢＯＧ液化圧力を間接的に制御する方法であるため速や
かな応答が難しく、ＬＮＧ量やＢＯＧ量が急に変化する
時はＢＯＧ液化圧力が変動してしまうおそれがある。
一定に維持するための案が、特開平５−１１８４９７号
に開示されている。図４はその開示されたガス液化装置
を備えたＬＮＧ貯蔵設備のプロセスフロー図である。す
なわち、プレートフィン型熱交換器１３内部のＢＯＧ流
路内に液化ＢＯＧの液面を保持して、ＢＯＧとＬＮＧと
を熱交換すると共に、該液面レベルを調節して所定のＢ
ＯＧとＬＮＧとの熱交換量に制御することをＢＯＧ液化
システムを開示している。さらに、この制御手段とし
て、該熱交換器からの液化ＢＯＧを液化ＢＯＧドラム１
４に貯留し、且つ所定量払い出すと共に、該ドラムを該
熱交換器より上方に設置し、ＢＯＧ液化圧力と液化ＢＯ
Ｇドラム１４内圧との圧力差を制御して該液面レベルを
調節する。このシステムの原理は、ＬＮＧ量とＢＯＧ量
との比に従って熱交換器１３の伝熱面積を増減して、Ｂ
ＯＧ液化圧力を一定に保つ点にある。本システムでは、
ＬＮＧ量とＢＯＧ量との変動が少ない場合であれば、Ｂ
ＯＧ液化圧力を一定に維持することができる。しかし、
ＢＯＧ液化圧力を間接的に制御する方法であるため速や
かな応答が難しく、ＬＮＧ量やＢＯＧ量が急に変化する
時はＢＯＧ液化圧力が変動してしまうおそれがある。
【０００８】さらに、低圧の天然ガスと高圧の天然ガス
とを同時に送気することができる貯蔵基地では、消費側
の要求により、複数の制御モードでプロセスを運転をす
ることが求められる。例えば、低圧と高圧との２種類の
天然ガスを同時に送気する第１のモードや、高圧の天然
ガスのみを送気する第２のモードがある。第１のモード
と第２のモードでは液化装置の最適制御のための設定が
異なるのが一般である。例えば、第１のモードでは、Ｌ
ＮＧ量とＢＯＧ量との比を一定になるように、ＬＮＧ量
に応じてＢＯＧ量の量を調整することが考えられる。ま
た第２のモードでは、ＢＯＧ配管の圧力を一定になる様
に、ＢＯＧ量の液化する量を調整することが考えられ
る。このような制御モードの変更に対しても、ガス液化
装置の運転を適正におこない、ＢＯＧ液化圧力を安定さ
せねばならない。
とを同時に送気することができる貯蔵基地では、消費側
の要求により、複数の制御モードでプロセスを運転をす
ることが求められる。例えば、低圧と高圧との２種類の
天然ガスを同時に送気する第１のモードや、高圧の天然
ガスのみを送気する第２のモードがある。第１のモード
と第２のモードでは液化装置の最適制御のための設定が
異なるのが一般である。例えば、第１のモードでは、Ｌ
ＮＧ量とＢＯＧ量との比を一定になるように、ＬＮＧ量
に応じてＢＯＧ量の量を調整することが考えられる。ま
た第２のモードでは、ＢＯＧ配管の圧力を一定になる様
に、ＢＯＧ量の液化する量を調整することが考えられ
る。このような制御モードの変更に対しても、ガス液化
装置の運転を適正におこない、ＢＯＧ液化圧力を安定さ
せねばならない。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】上述のように、液化ガ
スを冷媒とした熱交換器に単にガスを流すだけの構造の
ガス液化装置では、ガスの流量が変動したり、液化ガス
の流量が変動するといった条件下では、ガスの流量と液
化ガスの流量の比が変動するので、ガスの液化圧力を一
定に保つことができないという問題点がある。また、ガ
スの流量や液化ガスの流量の変動が急である場合に、速
やかに応答してガス液化圧力を一定に保つことができな
いという問題点がある。さらにまた、ガス液化装置の制
御モードが変化する場合には、最適制御条件が変動しガ
スの液化圧力を一定に保つことが困難になるという問題
点がある。
スを冷媒とした熱交換器に単にガスを流すだけの構造の
ガス液化装置では、ガスの流量が変動したり、液化ガス
の流量が変動するといった条件下では、ガスの流量と液
化ガスの流量の比が変動するので、ガスの液化圧力を一
定に保つことができないという問題点がある。また、ガ
スの流量や液化ガスの流量の変動が急である場合に、速
やかに応答してガス液化圧力を一定に保つことができな
いという問題点がある。さらにまた、ガス液化装置の制
御モードが変化する場合には、最適制御条件が変動しガ
スの液化圧力を一定に保つことが困難になるという問題
点がある。
【００１０】本発明は以上に述べた問題点に鑑み案出さ
れたもので、冷媒としての液化ガスの量やガスの量が変
動しても、ガスの液化圧力を一定に保つことのできる熱
交換式ガス液化装置を提供しようとする。また、ガスの
流量や液化ガスの流量が急に変動する場合であっても、
速やかに応答してガス液化圧力を一定に保つことができ
る熱交換式ガス液化装置を提供しようとする。またさら
に、ガス液化装置の制御モードが変更になっても、安定
してガス液化装置を制御でき、ガスの液化圧力を一定に
保つことのできる熱交換式ガス液化装置を提供しようと
する。
れたもので、冷媒としての液化ガスの量やガスの量が変
動しても、ガスの液化圧力を一定に保つことのできる熱
交換式ガス液化装置を提供しようとする。また、ガスの
流量や液化ガスの流量が急に変動する場合であっても、
速やかに応答してガス液化圧力を一定に保つことができ
る熱交換式ガス液化装置を提供しようとする。またさら
に、ガス液化装置の制御モードが変更になっても、安定
してガス液化装置を制御でき、ガスの液化圧力を一定に
保つことのできる熱交換式ガス液化装置を提供しようと
する。
【００１１】
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
本発明に係る熱交換式ガス液化装置は、ガスを液化ガス
と熱交換させ冷却して液化する熱交換式ガス液化装置で
あって、そのガスを圧縮するガス圧縮ポンプ（８）と、
ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換器に供給する第１
の弁（１６）と、第１の弁から供給されたガスを液化ガ
スと熱交換して凝縮させる熱交換器（１３）と、その凝
縮したガスを貯留する液化ガスドラム（１４）と、ガス
圧縮ポンプから出たガスの一部を液化ガスドラムに注入
するための第２の弁（１７）とを備え、液化ガスドラム
内のガス圧力に応じて、第２の弁（１７）を通るガス流
量を調節するようにした。
本発明に係る熱交換式ガス液化装置は、ガスを液化ガス
と熱交換させ冷却して液化する熱交換式ガス液化装置で
あって、そのガスを圧縮するガス圧縮ポンプ（８）と、
ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換器に供給する第１
の弁（１６）と、第１の弁から供給されたガスを液化ガ
スと熱交換して凝縮させる熱交換器（１３）と、その凝
縮したガスを貯留する液化ガスドラム（１４）と、ガス
圧縮ポンプから出たガスの一部を液化ガスドラムに注入
するための第２の弁（１７）とを備え、液化ガスドラム
内のガス圧力に応じて、第２の弁（１７）を通るガス流
量を調節するようにした。
【００１２】上記本発明の構成により、ガス圧縮ポンプ
（８）は、そのガスを圧縮して、ガスを昇圧する。第１
の弁（１６）は、ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換
器に供給して、熱交換器に流れるガスの流量を調節す
る。熱交換器（１３）は、第１の弁から供給されたガス
を液化ガスと熱交換して、そのガスを冷却し、凝縮さ
せ、液化ガスにする。液化ガスドラム（１４）は、その
ガスが凝縮してできた液化ガスを貯留して、液化ガスの
圧力を保持する。第２の弁（１７）は、ガス圧縮ポンプ
から出たガスの一部を液化ガスドラムに注入し、液化ガ
スドラムの中の圧力を上げる。更に液化ガスドラム内の
ガス圧力に応じて、第２の弁（１７）を通るガス流量を
調節し、液化ガスドラム内のガス圧力を所定の圧力以上
に維持することができる。
（８）は、そのガスを圧縮して、ガスを昇圧する。第１
の弁（１６）は、ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換
器に供給して、熱交換器に流れるガスの流量を調節す
る。熱交換器（１３）は、第１の弁から供給されたガス
を液化ガスと熱交換して、そのガスを冷却し、凝縮さ
せ、液化ガスにする。液化ガスドラム（１４）は、その
ガスが凝縮してできた液化ガスを貯留して、液化ガスの
圧力を保持する。第２の弁（１７）は、ガス圧縮ポンプ
から出たガスの一部を液化ガスドラムに注入し、液化ガ
スドラムの中の圧力を上げる。更に液化ガスドラム内の
ガス圧力に応じて、第２の弁（１７）を通るガス流量を
調節し、液化ガスドラム内のガス圧力を所定の圧力以上
に維持することができる。
【００１３】また、上記目的を達成するため本発明に係
る熱交換式ガス液化装置は、ガスを液化ガスと熱交換さ
せ冷却して液化する熱交換式ガス液化装置であって、そ
のガスを圧縮するガス圧縮ポンプ（８）と、ガス圧縮ポ
ンプから出たガスを熱交換器に供給する第１の弁（１
６）と、第１の弁から供給されたガスを液化ガスと熱交
換して凝縮させる熱交換器（１３）と、その凝縮したガ
スを貯留する液化ガスドラム（１４）と、液化ガスドラ
ム内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻す第３
の弁（１８）を備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応
じて、第３の弁（１８）を通るガス流量を調節するよう
にした。
る熱交換式ガス液化装置は、ガスを液化ガスと熱交換さ
せ冷却して液化する熱交換式ガス液化装置であって、そ
のガスを圧縮するガス圧縮ポンプ（８）と、ガス圧縮ポ
ンプから出たガスを熱交換器に供給する第１の弁（１
６）と、第１の弁から供給されたガスを液化ガスと熱交
換して凝縮させる熱交換器（１３）と、その凝縮したガ
スを貯留する液化ガスドラム（１４）と、液化ガスドラ
ム内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻す第３
の弁（１８）を備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応
じて、第３の弁（１８）を通るガス流量を調節するよう
にした。
【００１４】上記本発明の構成により、ガス圧縮ポンプ
（８）は、そのガスを圧縮して、ガスを昇圧する。第１
の弁（１６）は、ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換
器に供給して、熱交換器に流れるガスの流量を調節す
る。熱交換器（１３）は、第１の弁から供給されたガス
を液化ガスと熱交換して、そのガスを冷却し、凝縮さ
せ、液化ガスにする。液化ガスドラム（１４）は、その
ガスが凝縮してできた液化ガスを貯留して、液化ガスの
圧力を保持する。第３の弁（１８）は、液化ガスドラム
内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻し、液化
ガスドラムの中の圧力を下げる。更に液化ガスドラム内
のガス圧力に応じて、第３の弁（１８）を通るガス流量
を調節し、液化ガスドラム内のガス圧力を所定の圧力以
下に維持することができる。
（８）は、そのガスを圧縮して、ガスを昇圧する。第１
の弁（１６）は、ガス圧縮ポンプから出たガスを熱交換
器に供給して、熱交換器に流れるガスの流量を調節す
る。熱交換器（１３）は、第１の弁から供給されたガス
を液化ガスと熱交換して、そのガスを冷却し、凝縮さ
せ、液化ガスにする。液化ガスドラム（１４）は、その
ガスが凝縮してできた液化ガスを貯留して、液化ガスの
圧力を保持する。第３の弁（１８）は、液化ガスドラム
内のガスをガス圧縮ポンプより前のラインに戻し、液化
ガスドラムの中の圧力を下げる。更に液化ガスドラム内
のガス圧力に応じて、第３の弁（１８）を通るガス流量
を調節し、液化ガスドラム内のガス圧力を所定の圧力以
下に維持することができる。
【００１５】更に望ましくは、本発明に係る熱交換式ガ
ス液化装置は、熱交換器に通す液化ガスの流量に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節するようにした。こ
の構成により、熱交換器に通す液化ガスの流量に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節し、液化ガスの流量
とガスの流量との比を所定の値に維持する。
ス液化装置は、熱交換器に通す液化ガスの流量に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節するようにした。こ
の構成により、熱交換器に通す液化ガスの流量に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節し、液化ガスの流量
とガスの流量との比を所定の値に維持する。
【００１６】更に望ましくは、本発明に係る熱交換式ガ
ス液化装置は、熱交換器から出た液化ガスの出口温度に
応じて、第１の弁を通るガス流量を調節するようにし
た。この構成により、熱交換器から出た液化ガスの出口
温度に応じて、第１の弁を通るガス流量を調節し、液化
ガスの出口温度を所定の温度にする。
ス液化装置は、熱交換器から出た液化ガスの出口温度に
応じて、第１の弁を通るガス流量を調節するようにし
た。この構成により、熱交換器から出た液化ガスの出口
温度に応じて、第１の弁を通るガス流量を調節し、液化
ガスの出口温度を所定の温度にする。
【００１７】更に望ましくは、本発明に係る熱交換式ガ
ス液化装置は、第１の弁の入口のガス圧力に応じて、第
１の弁を通るガス流量を調節するようにした。この構成
により、第１の弁は、第１の弁の入口のガス圧力に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節し、第１の弁の入り
口に接続される配管内部のガス圧力を所定の圧力にす
る。
ス液化装置は、第１の弁の入口のガス圧力に応じて、第
１の弁を通るガス流量を調節するようにした。この構成
により、第１の弁は、第１の弁の入口のガス圧力に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節し、第１の弁の入り
口に接続される配管内部のガス圧力を所定の圧力にす
る。
【００１８】更に望ましくは、本発明に係る熱交換式ガ
ス液化装置は、ガスが液化ガス貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧであって、液化ガスがその液化ガス貯蔵設備より払
い出されて気化器に送られる液化ガスであるようにし
た。この構成により、液化ガス貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧをその液化ガス貯蔵設備より払い出されて気化器に
送られる液化ガスで冷却し凝縮し液化ガスにする。
ス液化装置は、ガスが液化ガス貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧであって、液化ガスがその液化ガス貯蔵設備より払
い出されて気化器に送られる液化ガスであるようにし
た。この構成により、液化ガス貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧをその液化ガス貯蔵設備より払い出されて気化器に
送られる液化ガスで冷却し凝縮し液化ガスにする。
【発明の実施の形態】以下、本発明の好ましい実施形態
を図面を参照して説明する。なお、各図において、共通
する部分には同一の符号を付し、重複した説明を省略す
る。
を図面を参照して説明する。なお、各図において、共通
する部分には同一の符号を付し、重複した説明を省略す
る。
【００１９】図１と図２は本発明の実施形態の一つの熱
交換式ガス液化装置を備えた液化天然ガス貯蔵設備のプ
ロセス図である。本プロセスでは、１次昇圧ポンプ２
が、低温貯蔵タンク１から払い出したＬＮＧを低圧（例
えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧する。昇圧されたＬＮＧの
一部は、低圧流量調節弁３で流量を調節されて、低圧気
化器４に供給される。低圧気化器４はＬＮＧを気化し、
天然ガスを低圧元弁６を経由して消費側に送る。昇圧さ
れたＬＮＧの残りは、２次昇圧ポンプ９に供給される。
２次昇圧ポンプ９は、そのＬＮＧをさらに高圧（例えば
３０Ｋｇ／ｃｍ2）に昇圧し、高圧ＬＮＧにする。熱交
換式ガス液化装置は、その高圧ＬＮＧを供給される。ま
た、熱交換式ガス液化装置は、低温貯蔵タンク１で発生
したＢＯＧを供給される。熱交換式ガス液化装置は高圧
ＬＮＧを冷媒として使用して、ＢＯＧを液化する。熱交
換式ガス液化装置は、できた液化ＢＯＧを液化ＢＯＧ昇
圧ポンプ１５に供給する。液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５は
その液化ＢＯＧを昇圧し、熱交換式ガス液化装置から出
た高圧ＬＮＧと合流させ、高圧気化器１０に供給する。
高圧気化器１０は高圧ＬＮＧを気化し、高圧の天然ガス
を高圧元弁１１を経由して、消費側へ送気する。
交換式ガス液化装置を備えた液化天然ガス貯蔵設備のプ
ロセス図である。本プロセスでは、１次昇圧ポンプ２
が、低温貯蔵タンク１から払い出したＬＮＧを低圧（例
えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に昇圧する。昇圧されたＬＮＧの
一部は、低圧流量調節弁３で流量を調節されて、低圧気
化器４に供給される。低圧気化器４はＬＮＧを気化し、
天然ガスを低圧元弁６を経由して消費側に送る。昇圧さ
れたＬＮＧの残りは、２次昇圧ポンプ９に供給される。
２次昇圧ポンプ９は、そのＬＮＧをさらに高圧（例えば
３０Ｋｇ／ｃｍ2）に昇圧し、高圧ＬＮＧにする。熱交
換式ガス液化装置は、その高圧ＬＮＧを供給される。ま
た、熱交換式ガス液化装置は、低温貯蔵タンク１で発生
したＢＯＧを供給される。熱交換式ガス液化装置は高圧
ＬＮＧを冷媒として使用して、ＢＯＧを液化する。熱交
換式ガス液化装置は、できた液化ＢＯＧを液化ＢＯＧ昇
圧ポンプ１５に供給する。液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５は
その液化ＢＯＧを昇圧し、熱交換式ガス液化装置から出
た高圧ＬＮＧと合流させ、高圧気化器１０に供給する。
高圧気化器１０は高圧ＬＮＧを気化し、高圧の天然ガス
を高圧元弁１１を経由して、消費側へ送気する。
【００２０】本実施例の熱交換式ガス液化装置は、ガス
圧縮ポンプ８（以下、ＢＯＧ圧縮ポンプという。）と熱
交換器１３と液化ガスドラム１４と第１の流量調節弁１
６と第２の流量調節弁１７と第３の流量調節弁１８と液
化ガス流量制御器２１と液化ガスドラム圧力制御器１９
と低圧ガス圧力制御器５と液化ガス温度制御器２０とを
備える。ＢＯＧ圧縮ポンプ８は、低温貯蔵タンク１から
出たＢＯＧを低圧に圧縮し、そのＢＯＧの一部を低圧気
化器４から出た低圧の天然ガスに合流させ、さらにＢＯ
Ｇの残りを第１の流量調節弁１６に供給する。第１の流
量調節弁１６は、ＢＯＧを熱交換器１４に流す。第１の
流量調節弁１６は、液化ガス流量制御器２１から供給さ
れるガス流量制御信号と液化ガス温度制御器２０から供
給される液化ガス温度制御信号とを予め定められた比で
合成した合成制御信号に応じて、ＢＯＧの流量を調整し
て流す。さらに、低圧ガス圧力制御器５から低圧ガス圧
力制御信号が供給される場合は、第１の流量調節弁１６
は、合成制御信号と低圧ガス圧力制御信号との指示流量
値の低い方の制御信号に応じて、流量を調整してＢＯＧ
を流す。熱交換器１３は、供給された高圧ＬＮＧを冷媒
として使用し、第１の流量調節弁から供給されたＢＯＧ
を冷却し、凝縮させ、液化ＢＯＧをつくる。液化ガスド
ラム１４は、熱交換器１３から供給された液化ＢＯＧを
貯留し、ＢＯＧ液化圧力を内部に保持する。液化ＢＯＧ
ポンプ８は、液化ＢＯＧを液化ガスドラム１４内から払
い出し、その液化ガスドラム１４内の液化ＢＯＧの量を
一定に保つ。第２の流量調節弁１７は、ＢＯＧ圧縮ポン
プ８の出口からでるＢＯＧの一部を液化ＢＯＧドラム１
４内に注入する。第２の流量調節弁１７は、液化ガスド
ラム圧力制御器１９から供給される液化ガスドラム圧力
下限制御信号に応じて、流量を調節してＢＯＧを流す。
第３の流量調節弁１８は、液化ＢＯＧドラム１４内のＢ
ＯＧをＢＯＧ圧縮ポンプ８より上流のラインに戻す。第
３の流量調節弁１８は、液化ガスドラム圧力制御器１９
から供給される液化ガスドラム上限圧力制御信号に応じ
て、流量を調節してＢＯＧを流す。液化ガス流量制御器
２１は、熱交換器１３に供給される液化ガス流量を検知
して、ガス流量制御信号を第１の流量調節弁１６に出力
し、そのＬＮＧ流量とＢＯＧ流量との比が所定の値にな
るように、ＢＯＧが流れる様にする。液化ガスドラム圧
力制御器１９は、液化ガスドラム１４内の圧力を検知し
て、液化ガスドラム圧力下限制御信号を第２の流量調節
弁１７に出力し、液化ガスドラム内の圧力が予め定めら
れた下限圧力より下がらないように、ＢＯＧが流れる様
にする。さらに、液化ガスドラム圧力制御器１９は、液
化ガスドラム圧力上限制御信号を第３の流量調節弁１８
に出力し、液化ガスドラム１４内の圧力が予め定められ
た上限圧力より上がらないように、ＢＯＧが流れる様に
する。液化ガス温度制御器２０は、熱交換器１３から出
るＬＮＧの温度を検知して、液化ガス温度制御信号を第
１の流量調節弁１６に出力し、そのＬＮＧ温度が所定の
値になる様に、ＢＯＧが流れる様にする。低圧ガス圧力
制御器５は、低圧気化器４から出たガスラインのガス圧
力を検知して、低圧ガス圧力制御信号を制御信号切換器
２４を経由して第１の流量調節弁１６と低圧流量調節弁
３の一方に出力し、そのガス圧力が所定の圧力になる様
に、ＢＯＧが流れる様にする。制御信号切換器２４は、
制御モードの切り替えにより、供給された低圧ガス圧力
制御信号を低圧流量調節弁３と第１の流量調節弁１６と
のどちらか一方に供給する。
圧縮ポンプ８（以下、ＢＯＧ圧縮ポンプという。）と熱
交換器１３と液化ガスドラム１４と第１の流量調節弁１
６と第２の流量調節弁１７と第３の流量調節弁１８と液
化ガス流量制御器２１と液化ガスドラム圧力制御器１９
と低圧ガス圧力制御器５と液化ガス温度制御器２０とを
備える。ＢＯＧ圧縮ポンプ８は、低温貯蔵タンク１から
出たＢＯＧを低圧に圧縮し、そのＢＯＧの一部を低圧気
化器４から出た低圧の天然ガスに合流させ、さらにＢＯ
Ｇの残りを第１の流量調節弁１６に供給する。第１の流
量調節弁１６は、ＢＯＧを熱交換器１４に流す。第１の
流量調節弁１６は、液化ガス流量制御器２１から供給さ
れるガス流量制御信号と液化ガス温度制御器２０から供
給される液化ガス温度制御信号とを予め定められた比で
合成した合成制御信号に応じて、ＢＯＧの流量を調整し
て流す。さらに、低圧ガス圧力制御器５から低圧ガス圧
力制御信号が供給される場合は、第１の流量調節弁１６
は、合成制御信号と低圧ガス圧力制御信号との指示流量
値の低い方の制御信号に応じて、流量を調整してＢＯＧ
を流す。熱交換器１３は、供給された高圧ＬＮＧを冷媒
として使用し、第１の流量調節弁から供給されたＢＯＧ
を冷却し、凝縮させ、液化ＢＯＧをつくる。液化ガスド
ラム１４は、熱交換器１３から供給された液化ＢＯＧを
貯留し、ＢＯＧ液化圧力を内部に保持する。液化ＢＯＧ
ポンプ８は、液化ＢＯＧを液化ガスドラム１４内から払
い出し、その液化ガスドラム１４内の液化ＢＯＧの量を
一定に保つ。第２の流量調節弁１７は、ＢＯＧ圧縮ポン
プ８の出口からでるＢＯＧの一部を液化ＢＯＧドラム１
４内に注入する。第２の流量調節弁１７は、液化ガスド
ラム圧力制御器１９から供給される液化ガスドラム圧力
下限制御信号に応じて、流量を調節してＢＯＧを流す。
第３の流量調節弁１８は、液化ＢＯＧドラム１４内のＢ
ＯＧをＢＯＧ圧縮ポンプ８より上流のラインに戻す。第
３の流量調節弁１８は、液化ガスドラム圧力制御器１９
から供給される液化ガスドラム上限圧力制御信号に応じ
て、流量を調節してＢＯＧを流す。液化ガス流量制御器
２１は、熱交換器１３に供給される液化ガス流量を検知
して、ガス流量制御信号を第１の流量調節弁１６に出力
し、そのＬＮＧ流量とＢＯＧ流量との比が所定の値にな
るように、ＢＯＧが流れる様にする。液化ガスドラム圧
力制御器１９は、液化ガスドラム１４内の圧力を検知し
て、液化ガスドラム圧力下限制御信号を第２の流量調節
弁１７に出力し、液化ガスドラム内の圧力が予め定めら
れた下限圧力より下がらないように、ＢＯＧが流れる様
にする。さらに、液化ガスドラム圧力制御器１９は、液
化ガスドラム圧力上限制御信号を第３の流量調節弁１８
に出力し、液化ガスドラム１４内の圧力が予め定められ
た上限圧力より上がらないように、ＢＯＧが流れる様に
する。液化ガス温度制御器２０は、熱交換器１３から出
るＬＮＧの温度を検知して、液化ガス温度制御信号を第
１の流量調節弁１６に出力し、そのＬＮＧ温度が所定の
値になる様に、ＢＯＧが流れる様にする。低圧ガス圧力
制御器５は、低圧気化器４から出たガスラインのガス圧
力を検知して、低圧ガス圧力制御信号を制御信号切換器
２４を経由して第１の流量調節弁１６と低圧流量調節弁
３の一方に出力し、そのガス圧力が所定の圧力になる様
に、ＢＯＧが流れる様にする。制御信号切換器２４は、
制御モードの切り替えにより、供給された低圧ガス圧力
制御信号を低圧流量調節弁３と第１の流量調節弁１６と
のどちらか一方に供給する。
【００２１】本発明のガス液化装置を備えた液化天然ガ
ス貯蔵設備の同一のプロセスの作用をガスの処理に従っ
て説明する。最初に、高圧ガスと低圧ガスとの両方を消
費側に送気する場合のプロセスを説明する。図１は高圧
ガスと低圧ガスとの両方を消費側に送気する制御モード
の場合のプロセスフローである。低圧ガス圧力制御器５
から出た低圧ガス制御信号は、信号切換器２４を経由し
て、低圧流量調節弁３に供給されている。ＬＮＧは、低
温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは、１次昇圧ポン
プ２で昇圧され、低圧（例えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）の低圧
ＬＮＧになる。低圧ＬＮＧの一部は、低圧流量調節弁３
を通って、低圧気化器４により気化され、低圧元弁６を
経由して消費側に送気される。この際、低圧気化器から
出たガス圧力が予め定められた圧力（例えば７Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）になる様に、低圧流量調節弁３をとおる低圧ＬＮ
Ｇの流量は調節される。低圧ＬＮＧの残りは、さらに２
次昇圧ポンプ９で昇圧され、高圧（例えば３０Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）の高圧ＬＮＧとなる。高圧ＬＮＧは、ガス液化装
置の熱交換器１３を通過し、高圧気化器１０により気化
され、高圧元弁１１を経由して消費側１２に送気され
る。一方、低温貯蔵タンク１から発生したＢＯＧは、Ｂ
ＯＧ圧縮ポンプ８により圧縮され、低圧ＢＯＧとなる。
この低圧ＢＯＧのラインは低圧気化器４と低圧元弁６を
つなぐラインと連通しているので、低圧ＢＯＧの圧力
は、低圧気化器４から出たガス圧力と等しい圧力にな
る。低圧ＢＯＧは、第１の流量調節弁１６を通って、熱
交換器１３に入る。低圧ＢＯＧは、熱交換器１３で冷却
され、凝縮し、液化ＢＯＧとなる。この際、第１の流量
調節弁を通る低圧ＢＯＧの流量が調節され、高圧ＬＮＧ
の流量とＢＯＧの流量との比が予め定められた所定の値
になる。さらに、第１の流量調節弁を通る低圧ＢＯＧの
流量が調節され、熱交換器１３を出た高圧ＬＮＧの温度
が予め定められた所定の値になる。凝縮された液化ＢＯ
Ｇは液化ガスドラム１４に貯留され、液化ガスドラム１
４内の圧力はＢＯＧ液化圧力に保持される。この際、液
化ガスドラム圧力下限制御信号に従って第２の流量調節
弁１７によりＢＯＧ圧縮ポンプ８を出た低圧ＢＯＧが液
化ガスドラム１４の中に入れられるので、液化ガスドラ
ム１４の内部のガス圧力が予め定められた下限圧力（例
えば６Ｋｇ／ｃｍ2 ）以下にならない。さらに、液化ガ
スドラム圧力上限制御信号に従って第３の流量調節弁１
８により液化ガスドラム１４の内部のガスがＢＯＧ圧縮
ポンプ８より上流のＢＯＧラインに戻されるので、液化
ガスドラム１４の内部のガス圧力が予め定められた上限
圧力（例えば６．５Ｋｇ／ｃｍ2 ）以上にならない。従
って、液化ガスドラム１４の内部のガス圧力は上限圧力
と下限圧力との間の圧力に維持される。液化ガスドラム
１４内に貯留された液化ＢＯＧは、その量が一定の貯留
量に維持されつつ、液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５により払
い出される。払い出された液化ＢＯＧは、液化ＢＯＧ昇
圧ポンプ１５により昇圧され、高圧（例えば、３０Ｋｇ
／ｃｍ2 ）の液化ＢＯＧとなる。高圧の液化ＢＯＧは、
高圧のＬＮＧと合流されて、高圧気化器１０に供給され
る。ＬＮＧと液化ＢＯＧとは高圧気化器１０により気化
され、高圧元弁１１を経由して消費側１２に送気され
る。
ス貯蔵設備の同一のプロセスの作用をガスの処理に従っ
て説明する。最初に、高圧ガスと低圧ガスとの両方を消
費側に送気する場合のプロセスを説明する。図１は高圧
ガスと低圧ガスとの両方を消費側に送気する制御モード
の場合のプロセスフローである。低圧ガス圧力制御器５
から出た低圧ガス制御信号は、信号切換器２４を経由し
て、低圧流量調節弁３に供給されている。ＬＮＧは、低
温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは、１次昇圧ポン
プ２で昇圧され、低圧（例えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）の低圧
ＬＮＧになる。低圧ＬＮＧの一部は、低圧流量調節弁３
を通って、低圧気化器４により気化され、低圧元弁６を
経由して消費側に送気される。この際、低圧気化器から
出たガス圧力が予め定められた圧力（例えば７Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）になる様に、低圧流量調節弁３をとおる低圧ＬＮ
Ｇの流量は調節される。低圧ＬＮＧの残りは、さらに２
次昇圧ポンプ９で昇圧され、高圧（例えば３０Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）の高圧ＬＮＧとなる。高圧ＬＮＧは、ガス液化装
置の熱交換器１３を通過し、高圧気化器１０により気化
され、高圧元弁１１を経由して消費側１２に送気され
る。一方、低温貯蔵タンク１から発生したＢＯＧは、Ｂ
ＯＧ圧縮ポンプ８により圧縮され、低圧ＢＯＧとなる。
この低圧ＢＯＧのラインは低圧気化器４と低圧元弁６を
つなぐラインと連通しているので、低圧ＢＯＧの圧力
は、低圧気化器４から出たガス圧力と等しい圧力にな
る。低圧ＢＯＧは、第１の流量調節弁１６を通って、熱
交換器１３に入る。低圧ＢＯＧは、熱交換器１３で冷却
され、凝縮し、液化ＢＯＧとなる。この際、第１の流量
調節弁を通る低圧ＢＯＧの流量が調節され、高圧ＬＮＧ
の流量とＢＯＧの流量との比が予め定められた所定の値
になる。さらに、第１の流量調節弁を通る低圧ＢＯＧの
流量が調節され、熱交換器１３を出た高圧ＬＮＧの温度
が予め定められた所定の値になる。凝縮された液化ＢＯ
Ｇは液化ガスドラム１４に貯留され、液化ガスドラム１
４内の圧力はＢＯＧ液化圧力に保持される。この際、液
化ガスドラム圧力下限制御信号に従って第２の流量調節
弁１７によりＢＯＧ圧縮ポンプ８を出た低圧ＢＯＧが液
化ガスドラム１４の中に入れられるので、液化ガスドラ
ム１４の内部のガス圧力が予め定められた下限圧力（例
えば６Ｋｇ／ｃｍ2 ）以下にならない。さらに、液化ガ
スドラム圧力上限制御信号に従って第３の流量調節弁１
８により液化ガスドラム１４の内部のガスがＢＯＧ圧縮
ポンプ８より上流のＢＯＧラインに戻されるので、液化
ガスドラム１４の内部のガス圧力が予め定められた上限
圧力（例えば６．５Ｋｇ／ｃｍ2 ）以上にならない。従
って、液化ガスドラム１４の内部のガス圧力は上限圧力
と下限圧力との間の圧力に維持される。液化ガスドラム
１４内に貯留された液化ＢＯＧは、その量が一定の貯留
量に維持されつつ、液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５により払
い出される。払い出された液化ＢＯＧは、液化ＢＯＧ昇
圧ポンプ１５により昇圧され、高圧（例えば、３０Ｋｇ
／ｃｍ2 ）の液化ＢＯＧとなる。高圧の液化ＢＯＧは、
高圧のＬＮＧと合流されて、高圧気化器１０に供給され
る。ＬＮＧと液化ＢＯＧとは高圧気化器１０により気化
され、高圧元弁１１を経由して消費側１２に送気され
る。
【００２２】次に、高圧ガスのみを消費側に送気する場
合のプロセスを説明する。図２は高圧ガスのみを消費側
に送気する場合のプロセスフローである。低圧ガス圧力
制御器５から出た低圧ガス制御信号は、信号切換器２４
を経由して、第１の流量調節弁１６に供給されている。
低圧流量調節弁と低圧元弁は閉止されている。ＬＮＧ
は、低温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは、１次昇
圧ポンプ２で昇圧され、さらに２次昇圧ポンプ９で昇圧
され、高圧（例えば３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）のＬＮＧとな
る。高圧のＬＮＧは、熱交換式ガス液化装置の熱交換器
１３を通過し、高圧気化器１０により気化され、高圧元
弁１１を経由して消費側１２に送気される。一方、低温
貯蔵タンク１から発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮ポンプ
８により圧縮され、低圧ＢＯＧとなる。この低圧ＢＯＧ
のラインは低圧気化器４と低圧元弁６をつなぐラインと
連通しているので、常にそのラインの圧力は低圧ＢＯＧ
の圧力に等しい。第１の流量調節弁１６を通った低圧Ｂ
ＯＧは、熱交換器１３に入る。低圧ＢＯＧは、熱交換器
１３で冷却され、凝縮し、液化ＢＯＧとなる。この際、
第１の流量調節弁１６を通る低圧ＢＯＧの流量が調節さ
れ、ＢＯＧ圧縮ポンプ８と第１の流量調節弁１６との間
のラインとそれに連通する低圧気化器４と低圧元弁６の
間のラインとの圧力が予め定められた所定の圧力（例え
ば７ｋｇ／ｃｍ 2 ）になる。ただし、第１の流量調節弁
を通る流量の最大値が制限され、高圧のＬＮＧ流量とＢ
ＯＧ流量の比が予め定められた値になるようなＢＯＧ流
量を越えない様に、又さらに熱交換器を出た高圧のＬＮ
Ｇの温度が予め定められた値を越えない様にされる。凝
縮された液化ＢＯＧは、液化ガスドラム１４に貯留さ
れ、液化ガスドラム１４内の圧力はＢＯＧ液化圧力を保
持する。この際、第１の流量調節弁１６を通る前の低圧
ＢＯＧが液化ガスドラム圧力下限制御信号に従って第２
の流量調節弁１７により液化ガスドラム１４の中に入れ
られるので、液化ガスドラム１４の内部のガス圧力が予
め定められた下限圧力（例えば６Ｋｇ／ｃｍ2 ）以下に
ならない。さらに、液化ガスドラム１４の内部のガスが
液化ガスドラム圧力上限制御信号に従って第３の流量調
節弁１８によりＢＯＧ圧縮ポンプ８より上流のＢＯＧラ
インに戻されるので、液化ガスドラム１４の内部のガス
圧力が予め定められた上限圧力（例えば６．５Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）以上にならない。従って、液化ガスドラム１４の
内部のガス圧力は上限圧力と下限圧力との間の圧力に維
持される。液化ガスドラム１４内に貯留された液化ＢＯ
Ｇは、その量が一定の貯留量に維持されつつ、液化ＢＯ
Ｇ昇圧ポンプ１５により払い出される。払い出された液
化ＢＯＧは、液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５により昇圧さ
れ、高圧（例えば、３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）の液化ＢＯＧと
なる。高圧の液化ＢＯＧは、高圧のＬＮＧと合流され
て、高圧気化器１０に供給される。ＬＮＧと液化ＢＯＧ
とは高圧気化器１０により気化され、高圧元弁１１を経
由して消費側１２に送気される。
合のプロセスを説明する。図２は高圧ガスのみを消費側
に送気する場合のプロセスフローである。低圧ガス圧力
制御器５から出た低圧ガス制御信号は、信号切換器２４
を経由して、第１の流量調節弁１６に供給されている。
低圧流量調節弁と低圧元弁は閉止されている。ＬＮＧ
は、低温貯蔵タンク１に貯蔵される。ＬＮＧは、１次昇
圧ポンプ２で昇圧され、さらに２次昇圧ポンプ９で昇圧
され、高圧（例えば３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）のＬＮＧとな
る。高圧のＬＮＧは、熱交換式ガス液化装置の熱交換器
１３を通過し、高圧気化器１０により気化され、高圧元
弁１１を経由して消費側１２に送気される。一方、低温
貯蔵タンク１から発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮ポンプ
８により圧縮され、低圧ＢＯＧとなる。この低圧ＢＯＧ
のラインは低圧気化器４と低圧元弁６をつなぐラインと
連通しているので、常にそのラインの圧力は低圧ＢＯＧ
の圧力に等しい。第１の流量調節弁１６を通った低圧Ｂ
ＯＧは、熱交換器１３に入る。低圧ＢＯＧは、熱交換器
１３で冷却され、凝縮し、液化ＢＯＧとなる。この際、
第１の流量調節弁１６を通る低圧ＢＯＧの流量が調節さ
れ、ＢＯＧ圧縮ポンプ８と第１の流量調節弁１６との間
のラインとそれに連通する低圧気化器４と低圧元弁６の
間のラインとの圧力が予め定められた所定の圧力（例え
ば７ｋｇ／ｃｍ 2 ）になる。ただし、第１の流量調節弁
を通る流量の最大値が制限され、高圧のＬＮＧ流量とＢ
ＯＧ流量の比が予め定められた値になるようなＢＯＧ流
量を越えない様に、又さらに熱交換器を出た高圧のＬＮ
Ｇの温度が予め定められた値を越えない様にされる。凝
縮された液化ＢＯＧは、液化ガスドラム１４に貯留さ
れ、液化ガスドラム１４内の圧力はＢＯＧ液化圧力を保
持する。この際、第１の流量調節弁１６を通る前の低圧
ＢＯＧが液化ガスドラム圧力下限制御信号に従って第２
の流量調節弁１７により液化ガスドラム１４の中に入れ
られるので、液化ガスドラム１４の内部のガス圧力が予
め定められた下限圧力（例えば６Ｋｇ／ｃｍ2 ）以下に
ならない。さらに、液化ガスドラム１４の内部のガスが
液化ガスドラム圧力上限制御信号に従って第３の流量調
節弁１８によりＢＯＧ圧縮ポンプ８より上流のＢＯＧラ
インに戻されるので、液化ガスドラム１４の内部のガス
圧力が予め定められた上限圧力（例えば６．５Ｋｇ／ｃ
ｍ2 ）以上にならない。従って、液化ガスドラム１４の
内部のガス圧力は上限圧力と下限圧力との間の圧力に維
持される。液化ガスドラム１４内に貯留された液化ＢＯ
Ｇは、その量が一定の貯留量に維持されつつ、液化ＢＯ
Ｇ昇圧ポンプ１５により払い出される。払い出された液
化ＢＯＧは、液化ＢＯＧ昇圧ポンプ１５により昇圧さ
れ、高圧（例えば、３０Ｋｇ／ｃｍ2 ）の液化ＢＯＧと
なる。高圧の液化ＢＯＧは、高圧のＬＮＧと合流され
て、高圧気化器１０に供給される。ＬＮＧと液化ＢＯＧ
とは高圧気化器１０により気化され、高圧元弁１１を経
由して消費側１２に送気される。
【００２３】本実施形態によれば、熱交換式ガス液化装
置の熱交換器１４を通るＬＮＧの量に比較してＢＯＧの
量が少なくなってＢＯＧ液化圧力が下がると、低圧ＢＯ
Ｇが液化ガスドラム１４に導入されるので、液化ガスド
ラム１４の内部圧力が下がり過ぎることがない。また、
熱交換式ガス液化装置の熱交換器１３を通るＬＮＧの量
に比較してＢＯＧの量が多くなってＢＯＧ液化圧力が上
がると、液化ガスドラム１４内のＢＯＧが排出されＢＯ
Ｇ圧縮ポンプの前のラインに戻されるので、液化ガスド
ラム１４の内部圧力が上がり過ぎることがない。従っ
て、ＬＮＧ量とＢＯＧ量とが変動しても、常に液化ガス
ドラムの中の圧力を安定させることができ、液化ＢＯＧ
昇圧ポンプ１５がキャビテーション現象でトリップした
りする等の不具合を起こさない。また、熱交換式ガス液
化装置を安定に作動させることができるので、低温貯蔵
タンク１から発生するＢＯＧを安定して処理でき、低温
貯蔵タンク１内の圧力や低温ガスの送気圧力を容易に安
定させることができる。また、直接に液化ガスドラム１
４の内部圧力を制御するので、低温貯蔵タンク１の周囲
環境によりＢＯＧ量が変動したり、消費側の要求により
払い出すＬＮＧ量を変化させても、安定してＢＯＧを処
理できる。さらにまた、常にＢＯＧの液化装置が安定に
運転されるので、液化天然ガス貯蔵設備が消費側におく
る高圧ガス量と低圧ガス量とを自由に変化させたり、低
圧ガス量をゼロにしたりするためのプロセスの制御が容
易にできる。さらにまた、低圧気化器４と低圧元弁６を
つなぐラインの圧力と、そのラインに連通するＢＯＧ圧
縮ポンプ8と第１の流量制御弁１６をつなぐラインの圧
力とを、プロセスの制御モードのいかんにかかわらず常
に予め定められた圧力（例えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に維持
できる。さらにまた、熱交換式ガス液化装置から出るＬ
ＮＧの温度を常に、所定の温度に維持でき、ＬＮＧの流
量が急激に変化した場合でも速やかに応答することがで
きる。
置の熱交換器１４を通るＬＮＧの量に比較してＢＯＧの
量が少なくなってＢＯＧ液化圧力が下がると、低圧ＢＯ
Ｇが液化ガスドラム１４に導入されるので、液化ガスド
ラム１４の内部圧力が下がり過ぎることがない。また、
熱交換式ガス液化装置の熱交換器１３を通るＬＮＧの量
に比較してＢＯＧの量が多くなってＢＯＧ液化圧力が上
がると、液化ガスドラム１４内のＢＯＧが排出されＢＯ
Ｇ圧縮ポンプの前のラインに戻されるので、液化ガスド
ラム１４の内部圧力が上がり過ぎることがない。従っ
て、ＬＮＧ量とＢＯＧ量とが変動しても、常に液化ガス
ドラムの中の圧力を安定させることができ、液化ＢＯＧ
昇圧ポンプ１５がキャビテーション現象でトリップした
りする等の不具合を起こさない。また、熱交換式ガス液
化装置を安定に作動させることができるので、低温貯蔵
タンク１から発生するＢＯＧを安定して処理でき、低温
貯蔵タンク１内の圧力や低温ガスの送気圧力を容易に安
定させることができる。また、直接に液化ガスドラム１
４の内部圧力を制御するので、低温貯蔵タンク１の周囲
環境によりＢＯＧ量が変動したり、消費側の要求により
払い出すＬＮＧ量を変化させても、安定してＢＯＧを処
理できる。さらにまた、常にＢＯＧの液化装置が安定に
運転されるので、液化天然ガス貯蔵設備が消費側におく
る高圧ガス量と低圧ガス量とを自由に変化させたり、低
圧ガス量をゼロにしたりするためのプロセスの制御が容
易にできる。さらにまた、低圧気化器４と低圧元弁６を
つなぐラインの圧力と、そのラインに連通するＢＯＧ圧
縮ポンプ8と第１の流量制御弁１６をつなぐラインの圧
力とを、プロセスの制御モードのいかんにかかわらず常
に予め定められた圧力（例えば７Ｋｇ／ｃｍ2 ）に維持
できる。さらにまた、熱交換式ガス液化装置から出るＬ
ＮＧの温度を常に、所定の温度に維持でき、ＬＮＧの流
量が急激に変化した場合でも速やかに応答することがで
きる。
【００２４】本発明は以上に述べた実施形態に限られる
ものではなく、発明の要旨を逸脱しない範囲で各種の変
更が可能である。たとえば、低圧ガスと高圧ガスの圧力
は単なる例示であって、プロセスの運転のために任意の
圧力を設定することができる。また、液化ガスドラム内
の圧力を制御するための下限圧力や上限圧力は例示であ
って、プロセスの運転のために任意の圧力を設定するこ
とができるし、運転モードによって異なった値にしても
良い。また、第１の流量調節弁を制御するために、ガス
流量制御信号と液化ガス温度制御信号と低圧ガス圧力制
御信号とのどれをどのように組み合わせるかは例示であ
り、プロセスの運転のために任意の組み合わせを設定す
ることができる。また、フロー図では、熱交換器１３は
１つのように記載したが、複数の熱交換器を組み合わせ
てもよく。例えば、シェルアンドチューブ式の熱交換器
を予冷器として前段に配し、後段にプレートフィン型の
熱交換器を凝縮器として配してもよい。
ものではなく、発明の要旨を逸脱しない範囲で各種の変
更が可能である。たとえば、低圧ガスと高圧ガスの圧力
は単なる例示であって、プロセスの運転のために任意の
圧力を設定することができる。また、液化ガスドラム内
の圧力を制御するための下限圧力や上限圧力は例示であ
って、プロセスの運転のために任意の圧力を設定するこ
とができるし、運転モードによって異なった値にしても
良い。また、第１の流量調節弁を制御するために、ガス
流量制御信号と液化ガス温度制御信号と低圧ガス圧力制
御信号とのどれをどのように組み合わせるかは例示であ
り、プロセスの運転のために任意の組み合わせを設定す
ることができる。また、フロー図では、熱交換器１３は
１つのように記載したが、複数の熱交換器を組み合わせ
てもよく。例えば、シェルアンドチューブ式の熱交換器
を予冷器として前段に配し、後段にプレートフィン型の
熱交換器を凝縮器として配してもよい。
【００２５】
【発明の効果】以上説明したように本発明の熱交換式ガ
ス液化装置の構造により、冷媒としての液化ガスの量や
ガスの量が変動しても、ガスの液化圧力が一定圧力以下
に下がることがなく、ガスの液化圧力が一定圧力以上に
上がることもないので、ガスの液化圧力を、常に一定に
保つことができる。また、熱交換式ガス液化装置の制御
モードが変更になっても、安定してガス液化装置を制御
でき、ガスの液化圧力を一定に保つことができる。さら
に、ガスの流量や液化ガスの流量が急に変動する場合で
あっても、速やかに応答してガス液化圧力を一定に保つ
ことができる。さらにまた、熱交換式ガス液化装置に通
す液化ガスの流量に応じたガス流量を液化するので、液
化ガスとガスとの比を直接制御できる。さらにまた、熱
交換式ガス液化装置を通った液化ガスの出口温度を所定
の温度範囲に直接制御できる。さらにまた、第１の弁の
入口のガス圧力に応じたガス流量を流すので、第１の弁
の入り口圧力を直接制御できる。さらにまた、本発明に
かかる熱交換式ガス液化装置を液化ガス貯蔵設備から発
生するＢＯＧの液化に使用し、その液化ガス貯蔵設備よ
り払い出されて気化器に送られる液化ガスを冷媒として
使用するので、液化ガス貯蔵設備を安定して運転するこ
とができる。
ス液化装置の構造により、冷媒としての液化ガスの量や
ガスの量が変動しても、ガスの液化圧力が一定圧力以下
に下がることがなく、ガスの液化圧力が一定圧力以上に
上がることもないので、ガスの液化圧力を、常に一定に
保つことができる。また、熱交換式ガス液化装置の制御
モードが変更になっても、安定してガス液化装置を制御
でき、ガスの液化圧力を一定に保つことができる。さら
に、ガスの流量や液化ガスの流量が急に変動する場合で
あっても、速やかに応答してガス液化圧力を一定に保つ
ことができる。さらにまた、熱交換式ガス液化装置に通
す液化ガスの流量に応じたガス流量を液化するので、液
化ガスとガスとの比を直接制御できる。さらにまた、熱
交換式ガス液化装置を通った液化ガスの出口温度を所定
の温度範囲に直接制御できる。さらにまた、第１の弁の
入口のガス圧力に応じたガス流量を流すので、第１の弁
の入り口圧力を直接制御できる。さらにまた、本発明に
かかる熱交換式ガス液化装置を液化ガス貯蔵設備から発
生するＢＯＧの液化に使用し、その液化ガス貯蔵設備よ
り払い出されて気化器に送られる液化ガスを冷媒として
使用するので、液化ガス貯蔵設備を安定して運転するこ
とができる。
【図１】本発明の実施形態の熱交換式ガス液化装置を備
えた液化天然ガス貯蔵設備の第１のプロセス図である
えた液化天然ガス貯蔵設備の第１のプロセス図である
【図２】本発明の実施形態の熱交換式ガス液化装置を備
えた液化天然ガス貯蔵設備の第２のプロセス図である
えた液化天然ガス貯蔵設備の第２のプロセス図である
【図３】従来の液化天然ガス貯蔵設備のプロセス図であ
る
る
【図４】従来のガス液化装置を備えた液化天然ガス貯蔵
設備の第２のプロセス図である
設備の第２のプロセス図である
１ 低温貯蔵タンク ２ １次昇圧ポンプ ３ 低圧流量調節弁 ４ 低圧気化器 ５ 低圧ガス圧力制御器 ６ 低圧元弁 ７ 消費側（低圧ガスを消費する発電所） ８ ＢＯＧ圧縮ポンプ（ガス圧縮ポンプ） ９ ２次昇圧ポンプ １０ 高圧気化器 １１ 高圧元弁 １２ 消費側（高圧ガスを消費する発電所） １３ 熱交換器 １４ 液化ガスドラム １５ 液化ＢＯＧ昇圧ポンプ（液化ガス昇圧ポンプ） １６ 第１の流量調節弁（第１の弁） １７ 第２の流量調節弁（第２の弁） １８ 第３の流量調節弁（第３の弁） １９ 液化ガスドラム圧力制御器 ２０ 液化ガス温度制御器 ２１ 液化ガス流量制御器 ２２ 制御信号合成器 ２３ 制御信号比較器 ２４ 制御信号切換器 ２５ ＢＯＧ圧力制御器 ２６ ドラム圧力調節弁 ２７ 高圧流量調節弁 ２８ 高圧流量制御器
Claims (6)
- 【請求項１】 ガスを液化ガスと熱交換させ冷却して液
化する熱交換式ガス液化装置であって、そのガスを圧縮
するガス圧縮ポンプ（８）と、ガス圧縮ポンプから出た
ガスを熱交換器に供給する第１の弁（１６）と、第１の
弁から供給されたガスを液化ガスと熱交換して凝縮させ
る熱交換器（１３）と、その凝縮したガスを貯留する液
化ガスドラム（１４）と、ガス圧縮ポンプから出たガス
の一部を液化ガスドラムに注入するための第２の弁（１
７）とを備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応じて、
第２の弁（１７）を通るガス流量を調節すること、を特
徴とする熱交換式ガス液化装置 - 【請求項２】 ガスを液化ガスと熱交換させ冷却して液
化する熱交換式ガス液化装置であって、そのガスを圧縮
するガス圧縮ポンプ（８）と、ガス圧縮ポンプから出た
ガスを熱交換器に供給する第１の弁（１６）と、第１の
弁から供給されたガスを液化ガスと熱交換して凝縮させ
る熱交換器（１３）と、その凝縮したガスを貯留する液
化ガスドラム（１４）と、液化ガスドラム内のガスをガ
ス圧縮ポンプより前のラインに戻す第３の弁（１８）を
備え、液化ガスドラム内のガス圧力に応じて、第３の弁
（１８）を通るガス流量を調節すること、を特徴とする
熱交換式ガス液化装置 - 【請求項３】 熱交換器に通す液化ガスの流量に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節する、ことを特徴と
する請求項１または請求項２に記載の熱交換式ガス液化
装置 - 【請求項４】 熱交換器から出た液化ガスの温度に応じ
て、第１の弁を通るガス流量を調節する、ことを特徴と
する請求項１または請求項２に記載の熱交換式ガス液化
装置 - 【請求項５】 第１の弁の入口のガス圧力に応じて、第
１の弁を通るガス流量を調節する、ことを特徴とする請
求項１または請求項２に記載の熱交換式ガス液化装置 - 【請求項６】 ガスが液化ガス貯蔵設備より発生するＢ
ＯＧであって、液化ガスがその液化ガス貯蔵タンクより
払い出されて気化器に送られる液化ガスである、ことを
特徴とする請求項１から請求項５のいずれかに記載の熱
交換式ガス液化装置
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13627898A JPH11325714A (ja) | 1998-05-19 | 1998-05-19 | 熱交換式ガス液化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13627898A JPH11325714A (ja) | 1998-05-19 | 1998-05-19 | 熱交換式ガス液化装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11325714A true JPH11325714A (ja) | 1999-11-26 |
Family
ID=15171458
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP13627898A Pending JPH11325714A (ja) | 1998-05-19 | 1998-05-19 | 熱交換式ガス液化装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11325714A (ja) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002098296A (ja) * | 2000-09-25 | 2002-04-05 | Ishii Iron Works Co Ltd | 供給ガスの製造設備 |
| JP2005314446A (ja) * | 2004-04-27 | 2005-11-10 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | ガス液化装置とガス液化方法 |
| JP2006200735A (ja) * | 2005-01-18 | 2006-08-03 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | Ｌｎｇ船の蒸発ガス過冷液化運転システム |
| 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 |
| KR100932831B1 (ko) | 2008-02-15 | 2009-12-21 | 현대중공업 주식회사 | 이종연료 추진방식을 사용하는 액화천연가스 운반선의연료가스 공급장치 |
| KR101309631B1 (ko) * | 2012-03-20 | 2013-09-17 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | Ｌｎｇ 연료 사용 선박의 연료공급 시스템 |
| EP2690274A4 (en) * | 2011-03-22 | 2016-07-13 | Daewoo Shipbuilding&Marine Engineering Co Ltd | SYSTEM FOR FUEL SUPPLY OF A HIGH PRESSURE GAS INJECTION MOTOR WITH A DEVICE FOR CONSUMING EXCESSIVE EVAPORATING GAS |
-
1998
- 1998-05-19 JP JP13627898A patent/JPH11325714A/ja active Pending
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002098296A (ja) * | 2000-09-25 | 2002-04-05 | Ishii Iron Works Co Ltd | 供給ガスの製造設備 |
| 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 |
| JP2005314446A (ja) * | 2004-04-27 | 2005-11-10 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | ガス液化装置とガス液化方法 |
| JP2006200735A (ja) * | 2005-01-18 | 2006-08-03 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | Ｌｎｇ船の蒸発ガス過冷液化運転システム |
| KR100932831B1 (ko) | 2008-02-15 | 2009-12-21 | 현대중공업 주식회사 | 이종연료 추진방식을 사용하는 액화천연가스 운반선의연료가스 공급장치 |
| EP2690274A4 (en) * | 2011-03-22 | 2016-07-13 | Daewoo Shipbuilding&Marine Engineering Co Ltd | SYSTEM FOR FUEL SUPPLY OF A HIGH PRESSURE GAS INJECTION MOTOR WITH A DEVICE FOR CONSUMING EXCESSIVE EVAPORATING GAS |
| KR101309631B1 (ko) * | 2012-03-20 | 2013-09-17 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | Ｌｎｇ 연료 사용 선박의 연료공급 시스템 |
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