JP2007024198A - ボイルオフガスの処理方法及び装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 液化天然ガス（ＬＮＧ）の貯槽内で発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を有効利用するための処理方法及び装置を提供する。
【解決手段】 ＬＮＧ貯槽内１で発生したＢＯＧを第１の圧力まで圧縮し、ＬＮＧ貯槽１から導出されたＬＮＧと混合器６で混合し、気液分離器８内で気体成分と液体成分とに分離する。分離された気体成分を第２の圧力まで圧縮し、分離された液体成分の冷熱を利用し熱交換器１４により冷却された反応槽１３内で原料水と反応させてガスハイドレート（ＮＧＨ）を生成する。このＮＧＨの生成量は、流量計９の測定値に基づいて制御弁５の開度を制御することにより調整することができる。
【選択図】 図１

Description

本発明は、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）の貯槽内で発生するボイルオフガス（以下、「ＢＯＧ」という。）を有効利用するための処理方法及び装置に関するものである。

一般に、ＬＮＧ基地に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧポンプ等により昇圧して、ＬＮＧ気化器で気化した後に、天然ガス（以下、「ＮＧ」という。）として需要先に供給される。

このようなＮＧ供給システムにおいて、低温のＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクでは、貯蔵されているＬＮＧの一部が外部から侵入する熱により気化してＢＯＧが発生する。このＢＯＧを発生するままにしておくと、ＬＮＧタンク内の圧力が増加して、最悪の場合には破裂に至る可能性があるため、発生するＢＯＧを適当な方法により処理する必要がある。

簡便な方法として、ＢＯＧを所定圧力（例えば、ガスタービンの燃焼要求圧力）まで圧縮機で昇圧することにより処理してしまうことが考えられるが、昇圧に伴う動力が過大となると同時に供給ガスのコスト低減の面から適当でない。

そこで、ＢＯＧを再液化してＬＮＧとして利用するという処理方法が考えられており、圧縮機による少ない昇圧とＬＮＧの冷熱とを利用してＢＯＧを効率的に再液化して、ポンプにより所定圧力まで昇圧する方法が提案されている。（例えば、特許文献１及び２を参照。）

その一例として、特開平９−５９６５７号公報には、図５に示すような装置により、少ない圧縮動力でＢＯＧを再液化する方法が開示されている。この方法によると、ＢＯＧは以下のようにして処理される。

ＬＮＧ貯槽３０内においてＬＮＧから発生したＢＯＧは、第１圧縮機３４で第１の圧力まで圧縮された後に、ＬＮＧ貯槽３０から圧送されるＬＮＧと混合器３５で混合されて、少なくとも一部のＢＯＧが再液化される。混合器３５で混合された混合流体は気液分離器３７で気液分離され、そのうちガス成分は第２圧縮機４０で前記の第１の圧力よりも高い第２の圧力まで圧縮される。また、液体成分については、第２ポンプ３８で圧縮された後に、熱交換器３６でＢＯＧと熱交換することにより加温され、ついで気化器３９により完全気化される。そして、この気化器３９で生成したガスは、第２圧縮機４０から吐出したガスとともに、ＮＧとして需要先に送出される。
特開平５−２６３９９７号公報 特開平９−５９６５７号公報

しかし、これらの従来の処理方法では、再液化したＬＮＧから生成したＮＧの全てを既存のガス供給網を利用して需要先へ送出しているため、需要の変化に応じてＬＮＧ又はＮＧの生成量を調整することができない。従って、ガス供給網のない地域や、需要先が散在しているため単一の需要家のガス需要の変動が大きく影響するような地域に適用すると、かえって供給ガスのコストの増加を招く可能性がある。

本発明は、このような問題点に鑑みてなされたものであり、ＢＯＧうちの任意の量をガスハイドレート（以下、「ＮＧＨ」という。）化して貯蔵し、必要に応じてガス化するという調整を行うことにより、ＮＧの需要の変動に柔軟に対応することができるＢＯＧの処理方法と装置を提供するものである。

本発明は、ＬＮＧ貯槽からＢＯＧを抜き出して第１の圧力まで圧縮する第１工程と、その圧縮されたＢＯＧとＬＮＧ貯槽から導出されたＬＮＧとを混合してＢＯＧの少なくとも一部を液化して気液混合流体を生成する第２工程と、その気液混合流体を気体成分と液体成分とに分離する第３工程と、その分離された気体成分を第２の圧力まで圧縮する第４工程と、その圧縮された気体成分を第３工程で得られた液体成分の冷熱により冷却された反応槽内で原料水と反応させてＮＧＨを生成する第５工程と、からなるものであって、第３工程で得られた気体成分の流量に基づいてＬＮＧ貯槽から導出されたＬＮＧの流量を制御することにより第５工程におけるＮＧＨの生成量を調整するボイルオフガスの処理方法である。

また本発明は、ＬＮＧ貯槽内に貯留された液化天然ガスから発生したボイルオフガスの処理装置であって、ＬＮＧ貯槽から抜き出されたＢＯＧを第１の圧力まで圧縮する第１の圧縮手段と、ＬＮＧ貯槽から外部へＬＮＧを導出する第１の圧送手段と、その導出されたＬＮＧの流量を調整する制御弁と、その圧縮されたボイルオフガスと流量弁を通過したＬＮＧとを混合する混合器と、その混合器で混合された気液混合流体を気体成分と液体成分とに分離する気液分離器と、その気液分離器で分離された気体成分の流量を測定する流量計と、その流量計の測定値に基づき制御弁の開度を調節する制御装置と、その流量計を通過した気体成分を第２の圧力まで圧縮する第２の圧縮手段と、その圧縮された気体成分と原料水とを反応させてガスハイドレートを生成する反応槽と、気液分離器で分離された液体成分を熱交換器へ圧送する第２の圧送手段と、その圧送された液体成分と熱交換することにより反応槽を冷却する熱交換器とからなるボイルオフガスの処理装置である。

このようなＢＯＧの処理方法と装置により、ＮＧの消費量が少ない期間にＢＯＧからＮＧＨを生成して貯蔵しておくことにより、消費量が増加する期間にＮＧＨをガス化してＮＧとして利用することができるため、ＮＧの需要の大きな変動に柔軟に対応することができる。

本発明により、需要先におけるＮＧの需要の大きな変動に柔軟に対応できるとともに、天然ガスの需要を拡大し、従来の石油系燃料を代替することができるため、二酸化炭素の抑制に寄与することができる。

本発明の実施形態を図１に基づいて説明する。図１は、本発明に係るＢＯＧ処理装置の系統図を示したものである。

ＬＮＧを貯留するＬＮＧ貯槽１には、その下部にＬＮＧを外部に導出する配管２が、その上部にはＢＯＧを抜き取るための配管３が、それぞれ設けられている。

ＬＮＧ導出用の配管２の他端はラインミキサー（混合器）６に接続されており、その途中にはＬＮＧを圧縮して送出するための第１ポンプ４とＬＮＧの流量を制御するための制御弁５が設置されている。

また、ＢＯＧ抜き取り用の配管３は、ＢＯＧを第１の圧力まで昇圧する第１圧縮機７を介してラインミキサー６に同じく接続されている。この第１圧縮機は、ＢＯＧを第１の圧力まで昇圧するものである。

上記のラインミキサー６の出口は、気液分離器８に接続されている。気液分離器８の頂部は、ＮＧＨを生成するための反応槽１３の下部に接続されており、その途中には分離された気体成分の流量を測定するための流量計９、第２の圧縮機１０及び加熱器１１が順に設けられている。この第２の圧縮機１０は、分離された気体成分を第１の圧力よりも高い第２の圧力まで昇圧するものである。

反応槽１３の底部には、前記の気液分離器８からの配管の他に、図示しない原料水供給源から原料水を供給する配管１５も接続されており、これらの配管により反応槽内にＮＧＨを生成するための原料が供給される。

気液分離器８の底部は、分離された液体成分を圧縮して送出する第２ポンプ１２を介して、熱交換器１４に接続されている。この熱交換器１４は、液体成分の冷熱を利用した熱交換により反応槽１３を冷却するためのものである。

この熱交換器１４の出口には、熱交換により加温された液体成分を更に気化してガス化するための加熱器１６が設けられており、ＮＧとして需要先（例えば、ガスタービンなど）へ送出するための配管へとつながっている。

ここで、気液分離器８の頂部に接続している流量計９と、ＬＮＧ貯槽１から導出されたＬＮＧの流量を制御する制御弁５は、制御装置１７を介して信号線１８により接続されており、流量計９の測定値に基づいて制御装置１７により制御弁５の開度が制御されるようになっている。

次に、この装置を用いてのＢＯＧの処理方法について説明する。ここでは、理解を容易にするために、図１の系統図の各部におけるＬＮＧの状態を合わせて示しながら説明を行う。

図２はメタンについてのｐ−ｈ線図である。ＮＧには様々な種類のガスが含有されているが、ここでは単純化のために、主成分であるメタンのｐ−ｈ線図を用いることとする。

ここで、図１と図２におけるアルファベットの符号は対応しており、図１のそれぞれの位置におけるＬＮＧの状態が図２中において示されている。

図２の横軸は比エンタルピーを、縦軸は圧力をそれぞれ示しており、図中の凸状の曲線はメタンの気相／液相の状態を表すものである。左側の曲線は飽和液線といい、この線上での液体は飽和液となっている。また、右側の曲線は乾き飽和蒸気線といい、この線上での気体は飽和蒸気となっている。これらの曲線の内側においては、飽和液と飽和蒸気が共存（安定平衡状態）した状態になっている。また、飽和液線より外側は過冷却液の状態に、乾き飽和蒸気線より外側は過熱蒸気の状態をそれぞれ示している。

なお、飽和液線と乾き飽和蒸気線の交点は臨界点と呼ばれており、この臨界点における温度（臨界温度）を超える温度ではメタンは凝縮液化することはない。

ＬＮＧ貯槽１から導出されたＬＮＧは第１ポンプ４により、大気圧Ｐ０（状態Ａ）から第１の圧力Ｐ１（状態ａ）である２〜９気圧まで昇圧される。また、同じくＬＮＧ貯槽１から抜き出されたＢＯＧは、第１圧縮機７により、大気圧Ｐ０（状態Ｂ）から第１の圧力Ｐ１（状態ｂ）まで昇圧される。なお、この第１圧縮機７による昇圧は断熱圧縮過程であるため、状態Ｂから状態ｂへは等エントロピー線に沿って移行することになる。

それぞれ第１の圧力Ｐ１まで昇圧されたＬＮＧ（状態ａ）とＢＯＧ（状態ｂ）は、ラインミキサー６内で混合され、ＢＯＧの少なくとも一部が再液化した気液混合流体として共存する（状態ｃ）。

この気液が共存している混合流体は、気液分離器８内において飽和した液体成分（状態ｄ）と、飽和した気体成分（状態ｆ）とに分離される。

液体成分（状態ｄ）は第２ポンプ１２により圧縮されて熱交換器１４へ送出され、反応槽１３との熱交換により加温された後に、加熱器１６により需要先への供給圧力であるＰ２（状態ｅ）である１０〜７０気圧まで昇圧される。

また、気体成分（状態ｆ）は、第２圧縮機１０により反応槽１３内でＮＧＨを生成するのに必要な圧力Ｐ３（状態ｇ）である約５４気圧まで昇圧される。この第２圧縮機１０による昇圧も断熱圧縮過程であるため、状態ｆから状態ｇまでは等エントロピー線に沿って移行する。

反応槽１３内においては、その下部から供給される圧力Ｐ３まで昇圧された気体成分と原料水が低温下で反応することにより、ＮＧＨが生成される。

このＮＧＨの生成方法については種々の方法が提案されており、そのひとつに原料水と気体とを直接反応させる、いわゆる湿式法がある。

この湿式法の代表的な例として、特開２０００−３０９５４８号公報に開示されているガスハイドレートの製造装置を図３に示す。冷却ジャケット５２を有する筒状容器５０内に供給された水５４の中に、ＮＧ６２と水蒸気５９を所定の割合で混合した原料ガスをノズル６１により噴射することによりＮＧＨ５７を生成して、水５４の表層に浮上したＮＧＨ５７をかき寄せ機５８により排出口５６から排出するものである。

また、ＮＧＨの他の生成方法としては、水の代わりに微細な氷を原料とする、いわゆる乾式法（例えば、特開２００４−９９８３１号公報を参照。）がある。図１には上記の湿式法によるガスハイドレートの製造装置を示しているが、もちろん乾式法による製造装置を適用することも可能である。

反応槽１３内で生成したＮＧＨは、その上部から搬出されて、貯蔵又は外部への運搬に供される。

以上のようなＬＮＧの状態変化より、気液分離器８内の気液混合流体内の気体成分の割合（状態ｃ〜ｆ）を制御して、反応槽１３へ供給される気体成分の量を変えることにより、ＮＧＨの生成量を任意の値に調整できることが分かる。

しかし、気液分離器８内において気液混合流体内の気液成分の割合（状態ｄ〜状態ｃ〜状態ｆ）を直接的に測定することは困難である。そこで、気液分離器８の頂部に接続された流量計９により気液分離器８から出てくる気体成分の量を測定し、その測定値に基づいて制御装置１７により制御弁５の開度を制御して、ラインミキサー６に流入するＬＮＧの量（状態ａ〜状態ｃ）を変えることにより、気液混合流体内の気体成分（状態ｃ〜状態ｆ）の割合を調整するようにした。

このような方法により、柔軟かつ精度よくＮＧＨの生成量を調整することがことができる。

例えば、ＮＧの消費が少ない夜間などには、制御弁５の開度を小さくして気液分離器８における気体成分の量を増やすことにより、ＮＧＨの生成量を増加させる。これにより、余分なＢＯＧをＮＧＨとして貯蔵することが可能となる。

本発明に係る別の実施形態を図４に示す。図４においては、図１と同じ部品等には、同一の符号を付している。

この実施形態においては、気液分離器８において分離された成分のうち、液体成分をＮＧＨの生成に使用するところに特徴がある。

第１ポンプ４によりＬＮＧ貯槽１から導出されたＬＮＧの一部は、配管２２により反応槽１３の熱交換器１４に直接導かれて、ＬＮＧ冷熱を利用して反応槽１３の冷却を行う。熱交換器１４で加温されたＬＮＧは、加熱器１６によりガス化されて需要先へ送出される。

例えば、反応槽１３内の液相温度を５℃〜７℃の範囲に維持するためには、反応槽１３を冷却する冷媒を熱交換器１４において０℃から−３℃まで冷却する必要があり、その際の熱交換によりＬＮＧは−１５０℃から−５０℃まで加温されることになる。

ＬＮＧ貯槽１から導出されたＬＮＧの残りは、図１と同じく混合器６内でＬＮＧ貯槽１から抜き出されたＢＯＧと混合され、気液分離器８において気体成分と液体成分に分離される。

このうち、気体成分については、流量計９を通過した後に、配管２１によりＬＮＧ貯槽１からＢＯＧを抜き取る配管３に循環接続される。つまり、気体成分は、常に第１圧縮機７から混合器６、気液分離器８の間を循環することになる。

また、気液分離器８で分離された液体成分は、ブースター２０で昇圧された後に、その一部が配管２３に導かれてＮＧＨの原料となる。残りの液体成分は配管２４に導かれて、ＬＮＧとして系外に排出される。

なお、配管２４により排出されるＬＮＧは、ＬＮＧ貯槽１に戻すことにより再利用してもよい。

この実施形態においても、流量計９の測定値に基づいて、混合器６に流入するＬＮＧ量を制御することにより、気液分離器８から得られる液体成分（図２における状態ｄ〜状態ｃに相当）の割合を調整することができ、それにより配管２３を流れるＬＮＧ量が変わるためＮＧＨの生成量を柔軟に調整することができる。

本発明に係るＢＯＧ処理装置の系統図である。 本発明に係るＢＯＧ処理装置における気液状態を示したメタンのｐ−ｈ線図である。 湿式法によるＮＧＨ製造装置の系統図である。 本発明の別の実施形態に係るＢＯＧ処理装置の系統図である。 従来のＢＯＧ処理装置の系統図である。

符号の説明

１ ＬＮＧ貯槽
２ ＬＮＧ導出管
３ ＢＯＧ抜き取り管
４ 第１ポンプ
５ 制御弁
６ ラインミキサー
７ 第１圧縮機
８ 気液分離器
９ 流量計
１０ 第２圧縮機
１１ 加熱器
１２ 第２ポンプ
１３ 反応槽
１４ 熱交換器
１５ 原料水供給管
１６ 加熱器
１７ 制御装置
１８ 信号線
２０ ブースター
２１ 気体成分の戻り管
２２ ＬＮＧ移送管
２３ ＮＧＨ生成用ＬＮＧ移送管
２４ ＬＮＧ排出管
３０ ＬＮＧ貯槽
３１ 第１ポンプ
３２ ＬＮＧ用配管
３３ ＢＯＧ用配管
３４ 第１圧縮機
３５ 混合器
３６ 熱交換器
３７ 気液分離器
３８ 第２ポンプ
３９ 気化器
４０ 第２圧縮機
５０ 筒状容器
５１ 冷媒出口
５２ 冷却ジャケット
５３ 水供給ライン
５４ 水
５５ 冷媒入口
５６ ガスハイドレート出口
５７ ガスハイドレート結晶
５８ かき寄せ機
５９ 水蒸気供給ライン
６０ ミキサー
６１ ノズル
６２ 天然ガス供給ライン

Claims (2)

1. 液化天然ガスの貯槽からボイルオフガスを抜き出して第１の圧力まで圧縮する第１の工程と、
   前記圧縮されたボイルオフガスと前記貯槽から導出された液化天然ガスとを混合してボイルオフガスの少なくとも一部を液化して気液混合流体を生成する第２の工程と、
   前記気液混合流体を気体成分と液体成分とに分離する第３の工程と、
   前記分離された気体成分を第２の圧力まで圧縮する第４の工程と、
   前記圧縮された気体成分を第３の工程で得られた液体成分の冷熱により冷却された反応槽内で原料水と反応させてガスハイドレートを生成する第５の工程と、からなり、
   前記第３の工程で得られた気体成分の流量に基づいて前記貯槽から導出された液化天然ガスの流量を制御することにより第５の工程におけるガスハイドレートの生成量を調整する、
   ボイルオフガスの処理方法。
2. 貯槽内に貯留された液化天然ガスから発生したボイルオフガスの処理装置であって、
   前記貯槽から抜き出された前記ボイルオフガスを第１の圧力まで圧縮する第１の圧縮手段と、
   前記貯槽から外部へ前記液化天然ガスを導出する第１の圧送手段と、
   前記導出された液化天然ガスの流量を調整する制御弁と、
   前記圧縮されたボイルオフガスと前記流量弁を通過した液化天然ガスとを混合する混合器と、
   前記混合器で混合された気液混合流体を気体成分と液体成分とに分離する気液分離器と、
   前記気液分離器で分離された気体成分の流量を測定する流量計と、
   前記流量計の測定値に基づき前記制御弁の開度を調節する制御装置と、
   前記流量計を通過した前記気体成分を第２の圧力まで圧縮する第２の圧縮手段と、
   前記圧縮された気体成分と原料水とを反応させてガスハイドレートを生成する反応槽と、
   前記気液分離器で分離された液体成分を熱交換器へ圧送する第２の圧送手段と、
   前記圧送された液体成分と熱交換することにより前記反応槽を冷却する熱交換器と、
   からなるボイルオフガスの処理装置。

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