JP2000146094A - Bog compressor - Google Patents
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、液化ガス施設にお
いてＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機に関する。The present invention relates to a BOG compressor for compressing BOG in a liquefied gas facility.
【０００２】[0002]
【従来の技術】液化ガスを扱う液化ガス施設として、Ｌ
ＮＧプラントやＬＰＧプラント等がある。例えば、ＬＮ
Ｇプラントの１つであるＬＮＧ基地では、ＬＮＧ（液化
天然ガス）を気化させた天然ガスを火力発電所や都市ガ
ス設備に天然ガスを配給している。ＬＮＧ基地は、ＬＮ
Ｇタンクに貯留された液化天然ガス（ＬＮＧ）をポンプ
を用いて気化器に供給し、該気化器内の液化天然ガスを
海水を用いて気化させ、天然ガスとして上記各設備に送
出している。2. Description of the Related Art As a liquefied gas facility handling liquefied gas, L
There are NG plants and LPG plants. For example, LN
At an LNG terminal, one of the G plants, natural gas obtained by vaporizing LNG (liquefied natural gas) is distributed to thermal power plants and city gas facilities. LNG base is LN
Liquefied natural gas (LNG) stored in the G tank is supplied to a vaporizer using a pump, and the liquefied natural gas in the vaporizer is vaporized using seawater, and is sent to the above facilities as natural gas. .
【０００３】このようなＬＮＧ基地では、ＬＮＧタンク
や各種配管内において極低温状態のＬＮＧが自然気化し
て天然ガス（ＢＯＧ：Boil off Gas）が発生する。ＬＮ
Ｇ基地では、このＢＯＧをＢＯＧ圧縮機によって上記各
設備への天然ガスの送出圧力まで昇圧し、気化器から出
力されるメインの送ガスに加えて各設備に送出してい
る。[0003] In such an LNG terminal, natural gas (BOG: Boil off Gas) is generated by natural vaporization of LNG in a very low temperature state in an LNG tank and various pipes. LN
At the G base, the BOG is boosted by a BOG compressor to the pressure at which natural gas is sent to each of the above facilities, and is sent to each facility in addition to the main gas output from the vaporizer.
【０００４】上記ＢＯＧ圧縮機では、ＢＯＧを断熱圧縮
するので圧縮率が高くなるとＢＯＧの温度が上昇する。
このため、ＢＯＧ圧縮機は、ＢＯＧ温度がＢＯＧ圧縮機
の設計上の許容温度を越えることを防止するためのイン
タークーラーや、ＢＯＧ圧縮機から出力されるＢＯＧの
温度がＢＯＧ圧縮機の出力配管の許容温度を越えること
を防止するためのアフタークーラーを設けている。これ
らのインタークーラーやアフタークーラーは、ＢＯＧの
温度が許容温度を越えないようにＢＯＧを冷却してお
り、この冷却のために多量の冷却水を使用している。Ｌ
ＮＧ基地では、この冷却水のために比較的長距離の配管
や冷却水循環用のポンプ等の各種設備が設けられてい
る。In the BOG compressor, the BOG is adiabatically compressed, so that as the compression ratio increases, the temperature of the BOG increases.
For this reason, the BOG compressor has an intercooler for preventing the BOG temperature from exceeding the design allowable temperature of the BOG compressor, and the BOG temperature output from the BOG compressor is not allowed in the output pipe of the BOG compressor. An aftercooler is provided to prevent the temperature from exceeding. These intercoolers and aftercoolers cool the BOG so that the temperature of the BOG does not exceed the allowable temperature, and uses a large amount of cooling water for this cooling. L
At the NG base, various facilities such as a relatively long-distance pipe and a pump for cooling water circulation are provided for the cooling water.
【０００５】[0005]
【発明が解決しようとする課題】このように従来のＢＯ
Ｇ圧縮機では、冷却水のために比較的大がかりな設備を
設けなければならない。ＢＯＧの圧縮率が高い場合、Ｌ
ＮＧ基地で使用する冷却水のうち、ＢＯＧ圧縮機で使用
する冷却水が最も多くなる。したがって、ＬＮＧ基地に
おいて従来のＢＯＧ圧縮機を用いた場合には、ＢＯＧ圧
縮機の冷却水用にコスト（設備コスト）が掛かるととも
に、設備のメンテナンスに管理・保守コストが掛かると
いう問題点がある。さらには、多量の冷却水をＢＯＧ圧
縮機に供給するためには比較的大きな動力を必要とする
ので、運転コストが嵩むという問題点もある。As described above, the conventional BO
In the G compressor, relatively large facilities must be provided for cooling water. If the compression ratio of BOG is high, L
Of the cooling water used at the NG terminal, the cooling water used by the BOG compressor is the largest. Therefore, when the conventional BOG compressor is used at the LNG terminal, there is a problem that the cost (equipment cost) is required for the cooling water of the BOG compressor, and the management and maintenance costs are required for the maintenance of the equipment. Furthermore, since a relatively large power is required to supply a large amount of cooling water to the BOG compressor, there is a problem that the operating cost increases.
【０００６】本発明は、上述する問題点に鑑みてなされ
たもので、液化ガス施設の設備コスト、管理・保守コス
ト及び運転コストを低減させることが可能なＢＯＧ圧縮
機を供給することを目的としている。The present invention has been made in view of the above problems, and has as its object to provide a BOG compressor capable of reducing equipment costs, management / maintenance costs, and operation costs of a liquefied gas facility. I have.
【０００７】[0007]
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に、本発明では、第１の手段として、液化ガス施設にお
いてＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機において、液化ガス
を用いてＢＯＧを冷却するＢＯＧ冷却手段を備えるとい
う手段を採用する。According to the present invention, as a first means, in a BOG compressor for compressing a BOG in a liquefied gas facility, a BOG which uses a liquefied gas to cool the BOG is provided. Means of providing a cooling means is adopted.
【０００８】また、第２の手段として、ＬＮＧタンクに
貯留された液化天然ガスをＬＮＧポンプを用いて気化器
に供給し、該気化器において液化天然ガスを気化させて
天然ガスとして外部に配給するＬＮＧ基地において、Ｌ
ＮＧタンクで発生したＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機で
あって、ＬＮＧポンプから出力される液化天然ガスを用
いてＢＯＧを冷却するＢＯＧ冷却手段を備えるという手
段を採用する。As a second means, the liquefied natural gas stored in the LNG tank is supplied to a vaporizer using an LNG pump, and the liquefied natural gas is vaporized in the vaporizer and delivered to the outside as natural gas. At the LNG base, L
A BOG compressor for compressing BOG generated in an NG tank, which is provided with BOG cooling means for cooling BOG using liquefied natural gas output from an LNG pump.
【０００９】第３の手段として、上記第２の手段におい
て、ＢＯＧ冷却手段は、ＢＯＧに霧状のＬＮＧを吹き付
けるノズルを備えるという手段を採用する。As a third means, in the above second means, the BOG cooling means adopts a means having a nozzle for spraying mist LNG to the BOG.
【００１０】第４の手段として、上記第３の手段におい
て、ＢＯＧ冷却手段は、ＢＯＧの冷却温度が目標温度と
なるように、ＢＯＧの圧縮処理量とノズルの上流のＢＯ
Ｇの温度とに基づいてノズルから吹き出すＬＮＧの流量
をフィードフォワード制御するＬＮＧ流量制御手段を備
えるという手段を採用する。As a fourth means, in the above-mentioned third means, the BOG cooling means includes a BOG compression processing amount and a BOG upstream of the nozzle so that the BOG cooling temperature becomes the target temperature.
Means is provided that includes LNG flow rate control means for feedforward controlling the flow rate of LNG blown out from the nozzle based on the temperature of G.
【００１１】第５の手段として、上記第４の手段におい
て、ＬＮＧ流量制御手段は、ノズルの下流におけるＢＯ
Ｇの温度が目標温度に対して所定の警戒範囲を超えた場
合にＢＯＧ冷却手段の異常を検出するという手段を採用
する。As a fifth means, in the above-mentioned fourth means, the LNG flow rate control means comprises a BO downstream of the nozzle.
When the temperature of G exceeds a predetermined warning range with respect to the target temperature, means for detecting an abnormality of the BOG cooling means is employed.
【００１２】[0012]
【発明の実施の形態】以下、図面を参照して、本発明に
係わるＢＯＧ圧縮機の一実施形態について説明する。な
お、本実施形態は、ＬＮＧ（液化天然ガス）を気化させ
た天然ガスを火力発電所や都市ガス設備に送出している
ＬＮＧ基地のＢＯＧ（すなわち天然ガス）を圧縮するＢ
ＯＧ圧縮機に関するものである。DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS An embodiment of a BOG compressor according to the present invention will be described below with reference to the drawings. In this embodiment, BNG (namely, natural gas) of LNG terminal which sends natural gas obtained by vaporizing LNG (liquefied natural gas) to a thermal power plant or a city gas facility is compressed.
It relates to an OG compressor.
【００１３】図１は、本実施形態のＢＯＧ圧縮機が備え
られるＬＮＧ基地の構成概要を示す構成図である。この
図において、符号ＡはＬＮＧタンク、ＢはＬＮＧポン
プ、Ｃは気化器、ＤはＢＯＧ圧縮機である。なお、この
図において、実線矢印はＬＮＧ（液化天然ガス）の流
れ、破線矢印はＢＯＧ（天然ガス）の流れを示してい
る。FIG. 1 is a configuration diagram showing an outline of the configuration of an LNG base provided with the BOG compressor of the present embodiment. In this figure, reference numeral A denotes an LNG tank, B denotes an LNG pump, C denotes a vaporizer, and D denotes a BOG compressor. In this figure, solid arrows indicate the flow of LNG (liquefied natural gas), and broken arrows indicate the flow of BOG (natural gas).
【００１４】ＬＮＧタンクＡは、当該ＬＮＧ基地に海上
輸送されてきたＬＮＧを貯留するものであり、ＬＮＧ基
地の規模に応じて複数基設けられる。ＬＮＧポンプＢ
は、ＬＮＧタンクからＬＮＧを払い出し、加圧して気化
器Ｃに供給するものである。このＬＮＧポンプＢは加圧
量によっては２段設けられることがある。気化器Ｃは、
海水を用いてＬＮＧを気化させ、送ガスとして火力発電
所や都市ガス設備に送出するものである。この気化器Ｃ
も、ＬＮＧ基地の規模に応じて複数基が設けられる。The LNG tank A stores LNG transported by sea to the LNG base, and a plurality of LNG tanks are provided according to the scale of the LNG base. LNG pump B
Is for dispensing LNG from the LNG tank, supplying the LNG to the vaporizer C under pressure. The LNG pump B may be provided in two stages depending on the amount of pressurization. The vaporizer C is
LNG is vaporized using seawater and sent to a thermal power plant or city gas equipment as gas transmission. This vaporizer C
Also, a plurality of units are provided according to the scale of the LNG base.
【００１５】ＢＯＧ圧縮機Ｄは、後述するように４段構
成のレシプロ圧縮機であり、ＬＮＧタンクＡにおいて発
生したＢＯＧ（天然ガス）を圧縮して出力するものであ
る。このＢＯＧ圧縮機Ｄから出力されたＢＯＧは、気化
器Ｃから出力された天然ガス（メイン送ガス）に加えら
れるようになっている。なお、ＢＯＧ圧縮機Ｄは、必ず
しも４段構成である必要はなく、多段であれば他の段数
のものであっても良いことは勿論である。The BOG compressor D is a four-stage reciprocating compressor as will be described later, and compresses and outputs BOG (natural gas) generated in the LNG tank A. The BOG output from the BOG compressor D is added to the natural gas (main feed gas) output from the vaporizer C. The BOG compressor D is not necessarily required to have a four-stage configuration, but may have other stages as long as it has multiple stages.
【００１６】このようなＢＯＧ圧縮機Ｄは、ＬＮＧタン
クＡにおいて発生するＢＯＧを有効利用するために設け
られるものであり、断熱圧縮によって高温となるＢＯＧ
の温度が各種許容温度を超えないようにＢＯＧを冷却し
てメイン送ガスに加えるように構成されている。この許
容温度は、例えばＢＯＧ圧縮機の正常動作を保証するた
めの設計上の許容温度や当該ＢＯＧ圧縮機Ｄの出力配管
の正常機能を保証するための許容温度等である。さらに
は、ＢＯＧ圧縮機Ｄの出力配管によって作業員が火傷す
ることを防止するという必要性からＢＯＧを冷却する場
合のある。The BOG compressor D is provided in order to effectively use the BOG generated in the LNG tank A, and has a high temperature due to adiabatic compression.
The BOG is cooled and added to the main gas supply so that the temperature does not exceed various allowable temperatures. The permissible temperature is, for example, a permissible temperature in design for guaranteeing a normal operation of the BOG compressor, a permissible temperature for guaranteeing a normal function of the output pipe of the BOG compressor D, or the like. Further, there is a case where the BOG is cooled because it is necessary to prevent a worker from being burned by the output pipe of the BOG compressor D.
【００１７】本実施形態のＢＯＧ圧縮機Ｄは、このＢＯ
Ｇの冷却に係わり、ＬＮＧポンプＢの出力配管から供給
されるＬＮＧを用いるように構成されている。以下、こ
のＢＯＧ圧縮機Ｄの詳細構成について、４段構成のレシ
プロ圧縮機を例に取り、図２を参照して説明する。な
お、上記各構成要素は、当該ＬＮＧ基地を統括的に管理
するマスタ制御装置（図示略）によって自動制御される
ようになっている。The BOG compressor D according to the present embodiment uses the BO
It is configured to use LNG supplied from the output pipe of the LNG pump B in connection with the cooling of G. Hereinafter, the detailed configuration of the BOG compressor D will be described with reference to FIG. 2 taking a four-stage reciprocating compressor as an example. Each of the above components is automatically controlled by a master control device (not shown) that comprehensively manages the LNG base.
【００１８】図２において、符号１は第１段吸入スナッ
パータンク、２Ａ，２Ｂは第１段シリンダー、３は第１
段吐出スナッパータンク、４は第２段吸入スナッパータ
ンク、５Ａ，５Ｂは第２段シリンダー、６は第２段吐出
スナッパータンク、７はインタークーラー（ＢＯＧ冷却
手段）、８は第３段吸入スナッパータンク、９は第３段
シリンダー、１０は第３段吐出スナッパータンク、１１
は第４段吸入スナッパータンク、１２は第４段シリンダ
ー、１３は第４段吐出スナッパータンク、また１４は主
電動機である。In FIG. 2, reference numeral 1 denotes a first-stage suction snapper tank, 2A and 2B denote first-stage cylinders, and 3 denotes a first-stage suction snapper tank.
Stage discharge snapper tank, 4 is a second stage suction snapper tank, 5A and 5B are second stage cylinders, 6 is a second stage discharge snapper tank, 7 is an intercooler (BOG cooling means), 8 is a third stage suction snapper tank, 9 is a third-stage cylinder, 10 is a third-stage discharge snapper tank, 11
Is a fourth-stage suction snapper tank, 12 is a fourth-stage cylinder, 13 is a fourth-stage discharge snapper tank, and 14 is a main motor.
【００１９】第１段吸入スナッパータンク１は、ＬＮＧ
タンクＡから供給されたＢＯＧを一時的に蓄えて第１段
シリンダー２Ａ，２Ｂに送り込むためのものであり、周
知のようにレシプロ圧縮機において発生するＢＯＧ圧力
の急激な変化をバッファリングするためのもの（圧力バ
ッファ）である。なお、以下に説明する各種スナッパー
タンクも、すべて圧力バッファとして設けられたもので
ある。The first-stage suction snapper tank 1 is an LNG
This is for temporarily storing the BOG supplied from the tank A and sending it to the first stage cylinders 2A and 2B, and for buffering a sudden change in the BOG pressure generated in the reciprocating compressor as is well known. (Pressure buffer). The various snapper tanks described below are all provided as pressure buffers.
【００２０】第１段シリンダー２Ａ，２Ｂは、２機並列
に設けられた圧縮用シリンダーであり、主電動機１４に
よってピストンが往復駆動されることによりＢＯＧを圧
縮して第１段吐出スナッパータンク３に吐き出すもので
ある。第１段吐出スナッパータンク３は、各第１段シリ
ンダー２Ａ，２Ｂから吐出されたＢＯＧを一時的に貯留
し、第２段吸入スナッパータンク４に供給するためのも
のである。The first-stage cylinders 2A and 2B are compression cylinders provided in parallel with each other. The piston is reciprocally driven by the main motor 14 to compress the BOG to the first-stage discharge snapper tank 3. It exhales. The first-stage discharge snapper tank 3 temporarily stores the BOG discharged from each of the first-stage cylinders 2A and 2B and supplies the BOG to the second-stage suction snapper tank 4.
【００２１】第２段吸入スナッパータンク４は、上記第
１段吐出スナッパータンク３から供給されたＢＯＧを一
時的に蓄えて第２段シリンダー５Ａ，５Ｂに送り込むた
めのものである。第２段シリンダー５Ａ，５Ｂは、上記
第１段シリンダー２Ａ，２Ｂと同様に２機並列に設けら
れた圧縮用シリンダーであり、主電動機１４によってピ
ストンが往復駆動されることにより第２段吸入スナッパ
ータンク４から送り込まれたＢＯＧを圧縮し、第２段吐
出スナッパータンク６に吐出するものである。第２段吐
出スナッパータンク６は、各々の第２段シリンダー５
Ａ，５Ｂから送り込まれたＢＯＧを一時的に貯留し、イ
ンタークーラー７に供給するためのものである。The second-stage suction snapper tank 4 is for temporarily storing the BOG supplied from the first-stage discharge snapper tank 3 and sending it to the second-stage cylinders 5A and 5B. The second-stage cylinders 5A and 5B are compression cylinders provided in parallel with the first-stage cylinders 2A and 2B as in the case of the first-stage cylinders 2A and 2B. The BOG sent from the tank 4 is compressed and discharged to the second-stage discharge snapper tank 6. The second-stage discharge snapper tank 6 includes each second-stage cylinder 5
This is for temporarily storing the BOG sent from A and 5B and supplying it to the intercooler 7.
【００２２】インタークーラー７は、温度が約−１５０
゜Ｃである極低温のＬＮＧを用いてＢＯＧを冷却するも
のである。このインタークーラー７は、図示するよう
に、例えば第２段吐出スナッパータンク６と第３段吸入
スナッパータンク８との間に備えられ、ＬＮＧ吹出部７
ａ、ノズル７ｂ、制御弁７ｃ、ＴＩＣ７ｄ，７ｅ、及び
インタークーラー制御部７ｆ（ＬＮＧ流量制御手段）と
から構成されている。The temperature of the intercooler 7 is about -150.
BOG is cooled by using extremely low temperature LNG of ゜ C. The intercooler 7 is provided, for example, between the second-stage discharge snapper tank 6 and the third-stage suction snapper tank 8 as shown in FIG.
a, a nozzle 7b, a control valve 7c, TICs 7d and 7e, and an intercooler control unit 7f (LNG flow control means).
【００２３】ＬＮＧ吹出部７ａは、第２段吐出スナッパ
ータンク６から第３段吸入スナッパータンク８に供給さ
れるＢＯＧ（天然ガス）にノズル７ｂの先端からＬＮＧ
を吹き付けるものである。ノズル７ｂは、図示するよう
に、吹き出したＬＮＧがＬＮＧ吹出部７ａの内壁等に直
接付着しないように先端が第３段吸入スナッパータンク
８側（下流側）に屈曲したものであり、ＬＮＧを霧状に
して吹き出すものである。The LNG blowing section 7a supplies LNG from the tip of the nozzle 7b to BOG (natural gas) supplied from the second-stage discharge snapper tank 6 to the third-stage suction snapper tank 8.
Is sprayed. As shown in the drawing, the nozzle 7b has a tip bent toward the third-stage suction snapper tank 8 (downstream side) so that the blown LNG does not directly adhere to the inner wall of the LNG blowing section 7a. And blow it out.
【００２４】制御弁７ｃは、上記ノズル７ｂに供給する
ＬＮＧの流量を調節するものであり、その流量調節はイ
ンタークーラー制御部７ｆから入力される制御信号に基
づいて行われるようになっている。また、この制御弁７
ｃには、図１にも示すようにＬＮＧポンプＢの出力配管
からＬＮＧが供給されるようになっている。The control valve 7c adjusts the flow rate of LNG supplied to the nozzle 7b, and the flow rate is adjusted based on a control signal input from the intercooler control section 7f. The control valve 7
As shown in FIG. 1, LNG is supplied to c from the output pipe of the LNG pump B.
【００２５】ＴＩＣ７ｄは、ノズル７ｂの上流つまり第
２段吐出スナッパータンク６側のＢＯＧの温度を検出し
てインタークーラー制御部７ｆに出力するものである。
また、ＴＩＣ７ｅは、ノズル７ｂの下流つまり第３段吸
入スナッパータンク８側のＢＯＧの温度を検出してイン
タークーラー制御部７ｆに出力するものである。インタ
ークーラー制御部７ｆは、各ＴＩＣ７ｄ，７ｅから入力
される上流と下流のＢＯＧ温度及び上記マスタ制御装置
から入力される当該ＢＯＧ圧縮機ＤへのＢＯＧの供給量
（圧縮処理量）に基づいて制御弁７ｃの開口度を制御す
るように構成されている。The TIC 7d detects the temperature of the BOG upstream of the nozzle 7b, that is, on the side of the second-stage discharge snapper tank 6, and outputs it to the intercooler controller 7f.
The TIC 7e detects the temperature of the BOG downstream of the nozzle 7b, that is, on the side of the third-stage suction snapper tank 8, and outputs the temperature to the intercooler control unit 7f. The intercooler control unit 7f controls the control valve based on the upstream and downstream BOG temperatures input from the TICs 7d and 7e and the BOG supply amount (compression processing amount) to the BOG compressor D input from the master controller. 7c is configured to be controlled.
【００２６】第３段吸入スナッパータンク８は、上記イ
ンタークーラー７から供給されたＢＯＧを一時的に蓄え
て第３段シリンダー９に送り込むためのものである。第
３段シリンダー９は、主電動機１４によってピストンが
往復駆動される圧縮用シリンダーであり、第３段吸入ス
ナッパータンク８から送り込まれたＢＯＧを圧縮して第
３段吐出スナッパータンク１０に吐出するものである。
第３段吐出スナッパータンク１０は、第３段シリンダー
９から送り込まれたＢＯＧを一時的に貯留し、第４段吸
入スナッパータンク１１に供給するためのものである。The third-stage suction snapper tank 8 is for temporarily storing the BOG supplied from the intercooler 7 and sending it to the third-stage cylinder 9. The third-stage cylinder 9 is a compression cylinder whose piston is reciprocated by the main motor 14, and compresses BOG sent from the third-stage suction snapper tank 8 and discharges the compressed BOG to the third-stage discharge snapper tank 10. It is.
The third-stage discharge snapper tank 10 temporarily stores the BOG sent from the third-stage cylinder 9 and supplies the BOG to the fourth-stage suction snapper tank 11.
【００２７】第４段吸入スナッパータンク１１は、第３
段吐出スナッパータンク１０から供給されたＢＯＧを一
時的に蓄えて第４段シリンダー１２に送り込むためのも
のである。第４段シリンダー１２は、主電動機１４によ
ってピストンが往復駆動される圧縮用シリンダーであ
り、第４段吸入スナッパータンク１１から送り込まれた
ＢＯＧを圧縮して第４段吐出スナッパータンク１３に吐
出するものである。第４段吐出スナッパータンク１３
は、第４段シリンダー１２から送り込まれたＢＯＧを一
時的に貯留し、上記気化器Ｃから出力されたメイン送ガ
スに加えるＢＯＧとして出力するものである。また、主
電動機１４は、マスタ制御装置から供給される上記圧縮
処理量に関する制御信号に基づいて上記各シリンダを駆
動するものである。The fourth-stage suction snapper tank 11 has a third
This is for temporarily storing the BOG supplied from the stage discharge snapper tank 10 and sending it to the fourth stage cylinder 12. The fourth-stage cylinder 12 is a compression cylinder whose piston is reciprocated by the main motor 14, and compresses the BOG sent from the fourth-stage suction snapper tank 11 and discharges the BOG to the fourth-stage discharge snapper tank 13. It is. 4th discharge snapper tank 13
Is to temporarily store the BOG sent from the fourth stage cylinder 12 and output it as BOG to be added to the main gas sent from the vaporizer C. In addition, the main motor 14 drives each of the cylinders based on a control signal related to the compression processing amount supplied from the master control device.
【００２８】次に、このように構成されたＢＯＧ圧縮機
Ｄの動作について説明する。まず、上記ＬＮＧタンクＡ
ではＬＮＧが自然気化してＢＯＧが常時発生するが、こ
のＢＯＧの圧力は略大気圧であり、その温度は−１３０
゜Ｃ程度である。また、ＬＮＧタンクＡからＬＮＧポン
プＢによって汲み出されるＬＮＧの圧力は、大気圧にほ
ぼ等しい圧力となっている。ＬＮＧポンプＢは、このよ
うなＬＮＧを５０ｋｇ／ｃｍ2程度の圧力まで加圧して
気化器Ｃに送り込み、該気化器Ｃは、例えば火力発電所
への送ガスの場合には、５０〜７０ｋｇ／ｃｍ2程度の
圧力で天然ガスを送出する。Next, the operation of the BOG compressor D thus configured will be described. First, the LNG tank A
In this case, LNG is spontaneously vaporized and BOG is constantly generated. However, the pressure of this BOG is approximately atmospheric pressure, and the temperature is -130.
It is about ゜ C. The pressure of LNG pumped from the LNG tank A by the LNG pump B is substantially equal to the atmospheric pressure. The LNG pump B pressurizes such LNG to a pressure of about 50 kg / cm 2 and sends it to the carburetor C. The carburetor C is, for example, 50 to 70 kg / cm 2 when sending gas to a thermal power plant. Natural gas is delivered at a pressure of the order of cm 2 .
【００２９】一方、ＢＯＧ圧縮機Ｄは、このようにＬＮ
ＧタンクＡで発生したＢＯＧを上記第１段シリンダー２
Ａ，２Ｂにおいて断熱圧縮し、さらに第２段シリンダー
５Ａ，５Ｂにおいて断熱圧縮する。この場合、マスタ制
御装置から入力された圧縮処理量に基づいて主電動機１
４の回転数が設定されて、第１段シリンダー２Ａ，２Ｂ
及び第２段シリンダー５Ａ，５Ｂの動作が制御される。On the other hand, the BOG compressor D is
BOG generated in G tank A is transferred to the first stage cylinder 2
Adiabatic compression is performed in A and 2B, and adiabatic compression is performed in the second-stage cylinders 5A and 5B. In this case, the main motor 1 is controlled based on the compression processing amount input from the master control device.
4 is set and the first-stage cylinders 2A, 2B
The operation of the second-stage cylinders 5A and 5B is controlled.
【００３０】この結果、第２段吐出スナッパータンク６
からインタークーラー７に供給されるＢＯＧの温度は、
−１３０゜Ｃからかなり上昇し、このままでは後段の第
３シリンダー９や第４シリンダー１２での圧縮課程にお
いて、第３シリンダー９や第４シリンダー１２等、後段
の各種機器の正常動作を保証するための設計上の許容温
度を越える値となる。As a result, the second-stage discharge snapper tank 6
The temperature of the BOG supplied to the intercooler 7 from
The temperature rises considerably from −130 ° C., and in this state, in order to guarantee the normal operation of various devices at the subsequent stage such as the third cylinder 9 and the fourth cylinder 12 in the compression process of the third cylinder 9 and the fourth cylinder 12 at the subsequent stage. The value exceeds the design allowable temperature.
【００３１】このような温度に加熱されたＢＯＧに対し
て、インタークーラー７を構成するインタークーラー制
御部７ｆは、マスタ制御装置から供給された上記圧縮処
理量とＴＩＣ７ｄから入力された上流側ＢＯＧ温度に基
づいて制御弁７ｃの開口度を制御する。With respect to the BOG heated to such a temperature, the intercooler control section 7f constituting the intercooler 7 performs the compression processing amount supplied from the master controller and the upstream BOG temperature inputted from the TIC 7d. Thus, the opening degree of the control valve 7c is controlled.
【００３２】すなわち、インタークーラー制御部７ｆ
は、上記ＬＮＧの流量をパラメータとした場合における
圧縮処理量と上流側ＢＯＧ温度とに対するＢＯＧの冷却
温度（ＴＩＣ７ｅによって計測される下流側ＢＯＧ温
度）との相関関係を制御用データとして予め記憶してお
り、圧縮処理量と上流側ＢＯＧ温度とが与えられると上
記制御用データに基づいて冷却温度を所定の目標温度と
するためのＬＮＧ流量を算出する。そして、このように
算出されたＬＮＧ流量を実現するための制御弁７ｃの開
口度を算出し、制御信号として制御弁７ｃに供給する。That is, the intercooler control unit 7f
Stores the correlation between the compression processing amount and the upstream BOG temperature and the BOG cooling temperature (the downstream BOG temperature measured by the TIC 7e) when the LNG flow rate is used as a parameter, as control data in advance. When the compression processing amount and the upstream BOG temperature are given, an LNG flow rate for setting the cooling temperature to a predetermined target temperature is calculated based on the control data. Then, the opening degree of the control valve 7c for realizing the LNG flow rate thus calculated is calculated and supplied to the control valve 7c as a control signal.
【００３３】インタークーラー制御部７ｆは、このよう
にマスタ制御装置から供給された圧縮処理量とＴＩＣ７
ｄから入力された上流側ＢＯＧ温度に基づいて制御弁７
ｃをフィードフォワード制御する。このようなフィード
フォワード制御方式を採用することによって、冷却温度
を応答性良く目標温度に追従させることができる。The intercooler control unit 7f determines the amount of compression processing supplied from the master control device and the TIC 7
control valve 7 based on the upstream BOG temperature input from
c is feedforward controlled. By employing such a feedforward control method, the cooling temperature can be made to follow the target temperature with good responsiveness.
【００３４】このようにして制御弁７ｃの開口度が調節
されると、所望流量のＬＮＧが制御弁７ｃからノズル７
ｂに供給される。この結果、ノズル７ｂからは下流に向
けて極低温のＬＮＧが霧状に吹き出され、第２段吐出ス
ナッパータンク６から第３段吸入スナッパータンク８に
流れるＢＯＧは、この霧状のＬＮＧによって目標温度ま
で冷却される。When the opening degree of the control valve 7c is adjusted in this manner, LNG at a desired flow rate is supplied from the control valve 7c to the nozzle 7c.
b. As a result, extremely low temperature LNG is blown out downstream from the nozzle 7b in the form of mist, and the BOG flowing from the second-stage discharge snapper tank 6 to the third-stage suction snapper tank 8 is subjected to the target temperature by the mist LNG. Cooled down.
【００３５】なお、インタークーラー制御部７ｆは、Ｔ
ＩＣ７ｅによって計測された下流側ＢＯＧ温度に基づい
て当該インタークーラー７の異常を検出する。すなわ
ち、インタークーラー制御部７ｆは、ＴＩＣ７ｅによっ
て計測された下流側ＢＯＧ温度が目標温度に対して所定
の警戒範囲を超えた場合には、ＢＯＧの冷却に何らかの
異常があるとし、このことを異常信号としてマスタ制御
装置に出力する。このような異常検出機能によって、Ｌ
ＮＧ基地をより安定して稼働させることが可能となる。It should be noted that the intercooler control unit 7f
The abnormality of the intercooler 7 is detected based on the downstream BOG temperature measured by the IC 7e. That is, when the downstream BOG temperature measured by the TIC 7e exceeds the predetermined warning range with respect to the target temperature, the intercooler control unit 7f determines that there is some abnormality in the cooling of the BOG, and uses this as an abnormality signal. Output to master controller. With such an abnormality detection function, L
It is possible to operate the NG base more stably.
【００３６】一方、インタークーラー７によって所定の
目標温度まで冷却されたＢＯＧは、第３段シリンダー
９、さらには第４段シリンダー１２によって断熱圧縮さ
れて当該ＢＯＧ圧縮機Ｄから出力される。この場合にお
いても、第３段シリンダー９、及び第４段シリンダー１
２の圧縮動作は、マスタ制御装置から入力された圧縮処
理量に基づいて設定される主電動機１４の回転数によっ
て制御される。On the other hand, the BOG cooled to the predetermined target temperature by the intercooler 7 is adiabatically compressed by the third-stage cylinder 9 and further by the fourth-stage cylinder 12, and is output from the BOG compressor D. Also in this case, the third-stage cylinder 9 and the fourth-stage cylinder 1
The compression operation 2 is controlled by the rotation speed of the main motor 14 set based on the compression processing amount input from the master control device.
【００３７】このような本実施形態によれば、以下のよ
うな効果を得ることができる。 （１）ＬＮＧポンプＢから出力されたＬＮＧを用いてＢ
ＯＧを冷却するので、従来のＢＯＧ圧縮機のように冷却
水を必要とせず、すなわち冷却水用のポンプや供給配管
等の比較的大がかりな設備を必要としない。したがっ
て、ＬＮＧ基地の設備コスト大幅に低減させることが可
能であると共に、このような設備の管理・点検が必要な
いので、管理・保守コストをも低減することができる。
また、冷却水用の動力を必要としないので、ＬＮＧ基地
の運転コストを大幅に低減させることが可能である。According to the present embodiment, the following effects can be obtained. (1) B using the LNG output from the LNG pump B
Since the OG is cooled, cooling water is not required unlike the conventional BOG compressor, that is, relatively large-scale equipment such as a pump and a supply pipe for the cooling water is not required. Therefore, it is possible to greatly reduce the equipment cost of the LNG base, and it is not necessary to manage and check such equipment, so that the management and maintenance cost can also be reduced.
In addition, since power for cooling water is not required, the operating cost of the LNG terminal can be significantly reduced.
【００３８】（２）また、冷却水よりも極めて温度の低
いＬＮＧを用いるため、少量のＬＮＧによってＢＯＧを
所望の目標温度まで冷却することができるので、冷却効
率が極めて良い。 （３）圧縮処理量と上流側ＢＯＧ温度に基づいて制御弁
７ｃをフィードフォワード制御するので、フィードバッ
ク制御方式を採用した場合に比較して応答性良くＢＯＧ
を冷却することができる。 （４）ノズル７ｂから霧状のＬＮＧを吹き出すので、効
果的にＢＯＧを冷却することができる。また、この場
合、ＬＮＧは速やかに気化してＢＯＧと同等の天然ガス
となる。(2) Since LNG whose temperature is much lower than that of the cooling water is used, BOG can be cooled to a desired target temperature with a small amount of LNG, so that the cooling efficiency is extremely high. (3) Since the feed-forward control of the control valve 7c is performed based on the compression processing amount and the upstream-side BOG temperature, the BOG is more responsive than the feedback control system.
Can be cooled. (4) Since the mist LNG is blown out from the nozzle 7b, the BOG can be effectively cooled. Further, in this case, LNG is quickly vaporized and becomes natural gas equivalent to BOG.
【００３９】なお、上記実施形態では、第２段吐出スナ
ッパータンク６と第３段吸入スナッパータンク８との間
にインタークーラー７を設けるようにしたが、本発明は
これに限定されるものではない。必要に応じて各圧縮用
シリンダの間に同様のインタークーラーを設けても良い
し、び第４段シリンダー１２の後段にアフタークーラー
として上記インタークーラー７と同様のものを設けるよ
うにしても良い。さらに、本発明を他の液化ガス施設、
例えばＬＰＧプラント等に適用することが可能である。In the above embodiment, the intercooler 7 is provided between the second-stage discharge snapper tank 6 and the third-stage suction snapper tank 8, but the present invention is not limited to this. If necessary, the same intercooler may be provided between the compression cylinders, and the same as the above-mentioned intercooler 7 may be provided as an aftercooler at the subsequent stage of the fourth cylinder 12. Further, the present invention relates to other liquefied gas facilities,
For example, it can be applied to an LPG plant or the like.
【００４０】[0040]
【発明の効果】以上説明したように、本発明に係わるＢ
ＯＧ圧縮機によれば、以下のような効果を奏する。 （１）液化ガス施設においてＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧
縮機において、液化ガスを用いてＢＯＧを冷却するＢＯ
Ｇ冷却手段を備えるので、従来のように冷却水を用いな
いため、該冷却水に係わる配管等の比較的大がかりな設
備を必要としない。したがって、液化ガス施設における
設備コスト、管理・保守コスト及び運転コストを大幅に
低減させることができる。また、従来用いられていた冷
却水よりも極めて温度の低い液化ガスを用いるため、少
量の液化ガスによってＢＯＧを冷却することができるの
で、冷却効率が極めて良い。As described above, according to the present invention, B
According to the OG compressor, the following effects are obtained. (1) In a BOG compressor that compresses BOG in a liquefied gas facility, a BO that cools BOG using liquefied gas
Since the G cooling means is provided, since cooling water is not used unlike the conventional case, relatively large-scale equipment such as piping related to the cooling water is not required. Therefore, equipment costs, management / maintenance costs, and operation costs in the liquefied gas facility can be significantly reduced. In addition, since a liquefied gas whose temperature is much lower than that of cooling water used conventionally is used, BOG can be cooled with a small amount of liquefied gas, so that the cooling efficiency is extremely high.
【００４１】（２）ＬＮＧタンクに貯留された液化天然
ガスをＬＮＧポンプを用いて気化器に供給し、該気化器
において液化天然ガスを気化させて天然ガスとして外部
に配給するＬＮＧ基地において、ＬＮＧタンクで発生し
たＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機であって、ＬＮＧポン
プから出力される液化天然ガスを用いてＢＯＧを冷却す
るＢＯＧ冷却手段を備えるので、ＬＮＧ基地における設
備コスト、管理・保守コスト及び運転コストを大幅に低
減させることができる。また、従来用いられていた冷却
水よりも極めて温度の低いＬＮＧを用いるため、少量の
ＬＮＧによってＢＯＧを冷却することができるので、冷
却効率が極めて良い。(2) At the LNG base where the liquefied natural gas stored in the LNG tank is supplied to the vaporizer using the LNG pump, and the liquefied natural gas is vaporized in the vaporizer and delivered to the outside as natural gas, A BOG compressor for compressing BOG generated in a tank, which is provided with BOG cooling means for cooling BOG using liquefied natural gas output from an LNG pump. Therefore, equipment costs, management and maintenance costs, and operation at the LNG base The cost can be significantly reduced. Further, since LNG whose temperature is much lower than that of cooling water conventionally used is used, BOG can be cooled with a small amount of LNG, so that the cooling efficiency is extremely high.
【００４２】（３）ＢＯＧ冷却手段は、ＢＯＧに霧状の
ＬＮＧを吹き付けるノズルを備えるので、霧状のＬＮＧ
によってＢＯＧを効果的に冷却することができる。(3) Since the BOG cooling means is provided with a nozzle for blowing mist LNG to the BOG, the mist LNG
Thereby, the BOG can be effectively cooled.
【００４３】（４）ＢＯＧ冷却手段は、ＢＯＧの冷却温
度が目標温度となるように、ＢＯＧの圧縮処理量とノズ
ルの上流のＢＯＧの温度とに基づいてノズルから吹き出
すＬＮＧの流量をフィードフォワード制御するＬＮＧ流
量制御手段を備えるので、応答性良くＢＯＧの冷却を行
うことができる。(4) The BOG cooling means controls the flow rate of LNG blown out from the nozzle based on the amount of BOG compression and the temperature of the BOG upstream of the nozzle so that the BOG cooling temperature becomes the target temperature. Since the LNG flow control means is provided, the BOG can be cooled with good responsiveness.
【００４４】（５）ＬＮＧ流量制御手段は、ノズルの下
流におけるＢＯＧの温度が目標温度に対して所定の警戒
範囲を超えた場合にＢＯＧ冷却手段の異常を検出するの
で、ＢＯＧ冷却手段の異常を速やかに知ることができ
る。したがって、保守点検を迅速に行い、ＬＮＧ基地を
より安定して稼働させることができる。(5) The LNG flow control means detects an abnormality of the BOG cooling means when the temperature of the BOG downstream of the nozzle exceeds a predetermined warning range with respect to the target temperature. You can know quickly. Therefore, maintenance and inspection can be performed quickly, and the LNG base can be operated more stably.
【図１】 本発明の一実施形態のＢＯＧ圧縮機が備えら
れるＬＮＧ基地の構成概要を示す構成図である。FIG. 1 is a configuration diagram illustrating a schematic configuration of an LNG base provided with a BOG compressor according to an embodiment of the present invention.
【図２】 本発明の一実施形態に係わる機能構成を示す
ブロック図である。FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration according to an embodiment of the present invention.
Ａ……ＬＮＧタンク Ｂ……ＬＮＧポンプ Ｃ……気化器 Ｄ……ＢＯＧ圧縮機 １……第１段吸入スナッパータンク ２Ａ，２Ｂ……第１段シリンダー ３……第１段吐出スナッパータンク ４……第２段吸入スナッパータンク ５Ａ，５Ｂ……第２段シリンダー ６……第２段吐出スナッパータンク ７……インタークーラー（ＢＯＧ冷却手段） ７ａ……ＬＮＧ吹出部 ７ｂ……ノズル ７ｃ……制御弁 ７ｄ，７ｅ……ＴＩＣ ７ｆ……インタークーラー制御部（ＬＮＧ流量制御手
段） ８……第３段吸入スナッパータンク ９……第３段シリンダー １０……第３段吐出スナッパータンク １１……第４段吸入スナッパータンク １２……第４段シリンダー １３……第４段吐出スナッパータンク １４……主電動機A: LNG tank B: LNG pump C: Vaporizer D: BOG compressor 1: First-stage suction snapper tank 2A, 2B: First-stage cylinder 3: First-stage discharge snapper tank 4: ... Second-stage suction snapper tank 5A, 5B... Second-stage cylinder 6... Second-stage discharge snapper tank 7... Intercooler (BOG cooling means) 7a. , 7e TIC 7f Intercooler control unit (LNG flow control means) 8 Third stage suction snapper tank 9 Third stage cylinder 10 Third stage discharge snapper tank 11 Fourth stage snap snapper Tank 12 Fourth-stage cylinder 13 Fourth-stage discharge snapper tank 14 Main motor
Claims (5)
ＢＯＧ圧縮機（Ｄ）であって、液化ガスを用いてＢＯＧ
を冷却するＢＯＧ冷却手段（７）を備えることを特徴と
するＢＯＧ圧縮機。1. A BOG compressor (D) for compressing BOG in a liquefied gas facility, wherein the BOG is compressed using liquefied gas.
A BOG compressor characterized by comprising BOG cooling means (7) for cooling the BOG.
然ガスをＬＮＧポンプ（Ｂ）を用いて気化器（Ｃ）に供
給し、該気化器（Ｃ）において液化天然ガスを気化させ
て天然ガスとして外部に配給するＬＮＧ基地において、
ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機
（Ｄ）であって、 ＬＮＧポンプ（Ｂ）から出力される液化天然ガスを用い
てＢＯＧを冷却するＢＯＧ冷却手段（７）を備えること
を特徴とするＢＯＧ圧縮機。2. The liquefied natural gas stored in the LNG tank (A) is supplied to a vaporizer (C) using an LNG pump (B), and the liquefied natural gas is vaporized in the vaporizer (C) to produce natural gas. At an LNG terminal that distributes it as gas to the outside,
A BOG compressor (D) for compressing BOG generated in an LNG tank, comprising: BOG cooling means (7) for cooling BOG using liquefied natural gas output from an LNG pump (B). BOG compressor.
のＬＮＧを吹き付けるノズル（７ｂ）を備えることを特
徴とする請求項２記載のＢＯＧ圧縮機。3. The BOG compressor according to claim 2, wherein the BOG cooling means (7) includes a nozzle (7b) for blowing mist LNG to the BOG.
温度が目標温度となるように、ＢＯＧの圧縮処理量とノ
ズル（７ｂ）の上流のＢＯＧの温度とに基づいてノズル
（７ｂ）から吹き出すＬＮＧの流量をフィードフォワー
ド制御するＬＮＧ流量制御手段（７ｆ）を備えることを
特徴とする請求項３記載のＢＯＧ圧縮機。4. A BOG cooling means (7) based on the amount of BOG compression processing and the temperature of BOG upstream of the nozzle (7b) so that the BOG cooling temperature becomes the target temperature. 4. The BOG compressor according to claim 3, further comprising LNG flow control means (7f) for feedforward controlling the flow rate of the blown LNG.
（７ｂ）の下流におけるＢＯＧの温度が目標温度に対し
て所定の警戒範囲を超えた場合にＢＯＧ冷却手段の異常
を検出することを特徴とする請求項４記載のＢＯＧ圧縮
機。5. The LNG flow control means (7f) detects an abnormality of the BOG cooling means when the temperature of the BOG downstream of the nozzle (7b) exceeds a predetermined warning range with respect to the target temperature. The BOG compressor according to claim 4, wherein
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10321128A JP2000146094A (en) | 1998-11-11 | 1998-11-11 | Bog compressor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10321128A JP2000146094A (en) | 1998-11-11 | 1998-11-11 | Bog compressor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2000146094A true JP2000146094A (en) | 2000-05-26 |
Family
ID=18129127
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP10321128A Pending JP2000146094A (en) | 1998-11-11 | 1998-11-11 | Bog compressor |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2000146094A (en) |
Cited By (7)
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|---|---|---|---|---|
| KR100777137B1 (en) * | 2005-07-19 | 2007-11-28 | 신영중공업주식회사 | Boil off gas reliquefaction apparatus using packing tower |
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| CN104595707A (en) * | 2014-12-30 | 2015-05-06 | 西安交通大学 | Gain recycling system of liquefied natural gas (LNG) cold energy |
| JP2016128303A (en) * | 2015-01-09 | 2016-07-14 | 大阪瓦斯株式会社 | Lng fueled ship |
| JP2018531833A (en) * | 2015-10-16 | 2018-11-01 | 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 | Method and apparatus for treating boil-off gas for the purpose of supplying at least one engine |
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-
1998
- 1998-11-11 JP JP10321128A patent/JP2000146094A/en active Pending
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| KR102673082B1 (en) * | 2021-12-27 | 2024-06-10 | 주식회사 이앤코 | System for reliquefying lng boil-off gas using hydrogen boil-off gas |
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