JPS6337308B2 - - Google Patents
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Description
本発明は液化天然ガス（以下LNGという。）を
利用した空気液化方法に関する。 従来よりLNGの寒冷を利用することは種々の
分野で提案され、一部は実施されている。このう
ち例えばガスタービン発電に於ける助燃用空気を
燃料用LNGの寒冷を利用して液化貯溜しておき、
電力需要のピーク時にその液体空気を集中的に気
化使用することにより発電を行う方法がある。こ
の方法によると、ガスタービン発電に於ける助燃
用空気を供給するための動力が節約できるので高
効率で発電できる特徴があるが、空気の液化貯溜
に要する動力を節減することが発電コストを低減
させることから望まれる。又一般に空気を液化し
て液体空気を製造する場合、その製造コストの大
部分は動力費であり、この動力費節減のために
LNGの寒冷を利用することが提案される理由で
あるが、実際にはLNGの寒冷費等と相殺され、
実用化に至らないのが現状である。 本発明はこのようなことから、LNGの寒冷を
有効に利用すると共にLNG中に含まれる高沸点
有機物の濃縮対策のために加圧する圧力を利用し
て膨脹タービンを駆動し圧縮機用動力節減を図る
ことにより液体空気製造コストのうち大部分を占
める電力費の低減を実現した方法である。 即ち圧縮空気を冷却液化するためのLNG蒸発
器に低圧にした気化量以上の過剰のLNGを供給
し、気化した天然ガスは天然ガス圧縮機により所
要圧に再加圧・圧送し、高沸点成分の多くなつた
余剰のLNGはポンプで臨界圧以上に加圧し、こ
れを予冷過程の圧縮空気との間接熱交換によつて
加温し、更に必要な場合は海水、温廃水などによ
つて常温以上迄加温した後膨脹タービンに導入し
て膨脹させ、発生した動力によつて前記気化天然
ガスの圧縮機を駆動する。これによつて圧縮空気
を低圧LNGの蒸発によつて低温に冷却できるた
め空気の圧縮圧力を比較的低くし、液化動力を節
減させることができる。同時に膨脹タービン駆動
による回収動力によつて所要動力を節減し得る。 更に本発明に於てはLNGの需要増大時に増大
分のLNGをポンプで臨界圧以上に加圧し、この
高圧LNGを海水・温廃水等により常温以上に加
温した後、膨脹タービンにより膨脹させて動力を
発生させ、これを原料空気圧縮機の動力源とする
ことにより空気液化の所要動力節減を図る方法を
も含む。火力発電所の燃料であるLNGは電力需
要に応じて変動があるが、空気液化の寒冷用に利
用するLNG量は最小需要量即ちベースロード値
に基づいて決めることが空気液化装置を常時安定
運転するために望ましい。従つて電力需要の大き
い昼間は使用LNG量も増加するので、この増加
分のLNGを利用して上記の如く膨脹タービンを
駆動する。即ち、相当大きな電力消費設備である
空気液化装置の空気圧縮機を電動機と膨脹タービ
ンとの両方により駆動し得る様にしておき、電力
需要の少ない夜間は安価な夜間電力を利用して電
動機を駆動源とし、電力需要の多い昼間はこの結
果として駆動する膨脹タービンを主駆動源とする
ことにより空気液化用の動力費の大巾な低減化を
可能としたものである。 以下に本発明の実施例を詳細に説明する。 第１図は火力発電所に供給するLNGを利用し
て液体空気を毎時48000Nm3製造する場合におけ
る本発明方法の一実施例である。管１より30℃の
大気48000Nm3／ｈが吸入され、冷却器２に於て
LNGにより冷却されたフレオンと熱交換して＋
５℃迄冷却され、管２４よりの空気と合流して
65000Nm3／ｈとなり圧縮機３によつて加圧され、
20気圧、＋30℃の圧縮空気となつて管６を経、予
冷器７に導入される。圧縮機３の駆動に必要な動
力は10000kWであるが、駆動源は同容量の電動
機４と共に膨脹タービン５を連設しておく。この
膨脹タービン５は後記する如く高圧天然ガスを作
動ガスとし、LNG需要の大きい時期にはその駆
動力を利用することによつて電動機に要する電力
を軽減または不要とする。LNG需要の小さい時
期には膨脹タービン５は作動を停止し、電動機４
のみで圧縮機３を駆動する。予冷器７に導入され
た圧縮空気はここで伝熱管６９内を流れる冷媒フ
レオンにより再び冷却され＋５℃で導出し、切換
使用される吸着器８ａ又は８ｂの片方に導入さ
れ、ここで水分及び炭酸ガスが吸着除去される。
吸着により精製された空気は管９より原料空気予
冷用熱交換器１０に導入され後記する気液分離器
１８よりの低温気化空気および循環フレオンと熱
交換して−130℃まで冷却され、次いで管１１を
経てLNG蒸発器１２に導入される。LNG蒸発器
１２に於て圧縮精製空気は大気圧のLNGと熱交
換し−155℃まで冷却されて液化する。液化した
空気は管１３を経てLNG蒸発器１４に導入され、
0.5気圧（絶対）のLNGと熱交換し−168℃に過
冷されて管１５より導出する。過冷された液体空
気は更に熱交換器１６に導入されて後記する気液
分離器１８よりの気化空気と熱交換し一層過冷さ
れて導出し、膨脹弁１７に於て1.5気圧に膨脹し
気液分離器１８に導入される。気液分離器１８の
底部より管１９を経て液体空気48000Nm3／ｈが
取出され弁２０を経て液体空気貯槽２１に貯蔵さ
れる。一方気液分離器１８の低温気化空気
17000Nm3／ｈは管２２より熱交換器１６に入つ
て液体空気を過冷し、自身は昇温して導出し、管
２３より更に熱交換器１０に導入されて圧縮精製
空気を冷却し自身はほぼ常温附近迄昇温して管２
４を経、管１よりの原料空気と合流し圧縮機３の
吸入側へ戻される。 寒冷用LNGは10気圧、−155℃の状態で管２５
より供給され、２分してその一部80000Nm3／ｈ
が管２６を経て前記した空気の液化用に供され
る。即ち管２６のLNGは更に２分してその一部
は弁２７を経て大気圧まで降圧し−160℃の状態
でLNG蒸発器１２に導入され、空気と熱交換し
て蒸発する。この場合弁２７で調整されるLNG
蒸発器１２へのLNGの供給量はLNG蒸発器１２
で蒸発する量よりも過剰にしておく。従つて
LNG蒸発器１２を導出し管２８を流れるLNGは
気液混合状態であり、これが気液分離器２９に入
つて気液分離され、ガス33000Nm3／ｈが管３０
より導出される。一方空気液化用LNGの分岐流
れは弁３１を経てLNG蒸発器１４へ導入され、
ここで0.5気圧（絶対）、−170℃の状態で蒸発する
が、この場合も弁３１で調整するLNGの供給量
はLNG蒸発器１４で蒸発する量よりも過剰にし
ておく。従つて気液混合状態のLNGは管３２よ
り気液分離器３３に導入され、分離されたガス
12000Nm3／ｈは電動機３４により駆動される真
空ポンプ３５により圧縮され、大気圧−110℃の
状態で管３６を経て前記管３０よりのガスと合流
する。合流して45000Nm3／ｈとなつたガスは膨
脹タービン３７によつて駆動される圧縮機３８に
よつて10気圧、＋10℃の天然ガスとして管３９を
経、後記する他の管５２および６０よりの天然ガ
スと合流した上、管４０より需要先の火力発電所
４１に供給される。気液分離器２９および３３で
分離された液には一般にLNG中に含まれる炭化
水素等の高沸点成分が濃縮されており、これらの
析出によつて蒸発器内が閉塞する不都合が生ず
る。これを防ぐため、高沸点成分の濃縮された
LNGを加圧した後、加温することにより、LNG
中の主成分であるメタンと高沸点成分との比揮発
度を小さくし、メタン気流中に均一に気化される
ようにする必要がある。このため気液分離器２９
および３３で分離されたLNGは各々管４２およ
び４３よりポンプ４４および４５に導入され各々
200気圧に加圧された後合流して管４６を経、熱
交換器４７に入る。該熱交換器４７に於て、後記
する循環フレオンと熱交換し−40℃まで昇温され
て導出し、管４８より加熱器４９に導入され、こ
こで廃熱源５０により＋100℃まで加熱された後、
管５１より膨脹タービン３７に入り、200気圧か
ら10気圧まで膨脹して動力を発生し管５２へ導出
する。この場合膨脹タービン３７を２段以上とし
て常温以上加熱された最初の高圧天然ガスを先ず
第１段タービンにて中間圧力まで膨脹し、その際
温度降下した出口ガスを再び温廃水等による加熱
によつて常温以上に昇温して次段タービンにて膨
脹させ、最終段タービンの出口ガスを天然ガス圧
送配管５２に送る多段式タービンを採用すること
により更に効率を上げることが可能である。 以上に述べた空気液化用のLNGの流れは電力
需要の変動に伴なうLNG量の増減に拘らず定常
的に供給する、いわゆるベースロード用LNGを
利用したものであるが、次に述べるLNGの流れ
は電力需要がピークの時にのみ流されるLNGを
利用したものである。即ち発電所のLNG消費量
が増加した時の増加分で、夜間は実質的に流さず
日中はその使用量に応じて流すLNGの流れを利
用したものである。管２５より供給され前記２分
されたLNGの他部は管５４よりポンプ５５に導
入され200気圧に加圧され弁５６に至る。弁５６
に於て、電力需要に応じた使用量に調節されて加
熱器５７に入り、廃熱源５８により＋100℃まで
加熱された後管５９を経て膨脹タービン５に導入
され、ここで200気圧から10気圧まで膨脹しその
際発生した動力は連設した空気圧縮機３に必要な
動力の一部又は大部分として利用される。膨脹タ
ービン５は２段以上とし前段タービンでの膨脹で
温度降下したガスを再び温廃水等による加熱によ
つて常温以上に昇温した後、後段タービンに導入
する多段再熱式とすることも可能である。膨脹タ
ービン５の出口ガスは管６０を経、管３９および
５２よりのガスと合流し、需要先の火力発電所４
１へ送られる。 次に本発明方法に於てはLNGの寒冷をより有
効且つ安全に利用するためにフレオン冷媒の循環
系が設けられている。管６１を流れる10気圧、−
150℃の液状フレオンはポンプ６２により圧送さ
れ管６３を経て熱交換器１０へ導入される。熱交
換器１０では精製圧縮空気の冷却源として用いら
れ、自身は昇温して−20℃となり管６４より導出
する。次いでこのフレオンの流れは２分し、その
一部は管６５を経て冷却器２の伝熱管６６内を流
れ原料空気を熱交換してこれを冷却し自身は０℃
迄昇温して管６７へ導出する。一方２分した他部
は管６８を経て予冷器７の伝熱管６９内を流れ、
圧縮原料空気を冷却して自身は昇温し０℃となり
管７０へ導出する。管７０は前記管６７と合流し
て熱交換器４７に至り、ここでフレオンは高圧
LNGに冷却されて−150℃となつて導出しポンプ
６２により循環する。尚、このフレオン循環系を
用いず、直接圧縮空気とLNGを熱交換しても良
いことは勿論である。 次に本発明の他の実施例について説明する。前
記の如く本発明に於ては膨脹タービンを多段とし
各段の中間に再熱回路を組合せることにより、高
圧天然ガスの膨脹タービンに於ける発生動力を大
ならしめ、電力節減の効果を更に大ならしめるこ
とが可能である。第２図はこの場合の実施例であ
る。管４８より供給される200気圧、−40℃の天然
ガスは加熱器４９Ａに於て廃熱源５０により＋
100℃迄加熱された後、管５１Ａより膨脹タービ
ン３７Ａに導入され、膨脹して45気圧、20℃の状
態となり管５２Ａを通つて加熱器４９Ｂに入り再
び100℃まで加熱されて管５１Ｂより膨脹タービ
ン３７Ｂに導入される。ここで再び膨脹して10気
圧、＋20℃の状態となり、管５２Ｂへ導出する。
膨脹タービン３７Ａおよび３７Ｂで発生した動力
は共に連設された圧縮機３８を駆動する動力とし
て用いられる。一方管５４より供給される10気
圧、−155℃のLNGはポンプ５５により200気圧に
加圧された後弁５６に至り、ここで電力需要に応
じた供給量に調節された上加熱器５７Ａに入り熱
源５８により100℃まで加熱されて管５９Ａより
膨脹タービン５Ａに導入される。ここで高圧の
LNGは膨脹して45気圧、＋20℃の状態となり、管
６０Ａより加熱器５７Ｂに入り、再び熱源５８に
より＋100℃迄加熱されて管５９Ｂを経、膨脹タ
ービン５Ｂに入り再び膨脹して10気圧、＋20℃の
状態となり管６０Ｂへ導出する。管６０Ｂは前記
５２Ｂおよび３９と合流し、管４０となつて需要
先の火力発電所に至る。膨脹タービン５Ａおよび
５Ｂは連設されている空気圧縮機３に発生動力を
伝達し、原料空気圧縮に必要な動力の一部又は大
部分を供給する。 本発明は以上の様にLNGに通常含まれる高沸
点有機物が気化過程で濃縮・析出する不都合を解
決するため、該有機物が濃縮されたLNGを加圧
することに着目し、この圧力を有効に利用するこ
とにより圧縮機の動力節減化を図ると共にLNG
の寒冷を最大限に利用して空気の液化率の向上を
可能としたもので、この方法によつて液体空気を
製造した場合の原単位を従来法の場合と比較する
と次の如くになる。今LNGの最終需要先である
火力発電所における消費量が夜間80000Nm3／ｈ、
昼間の電力ピーク時は150000Nm3／ｈになるもの
と仮定する。即ち第１図の実施例に於て、
LNG80000Nm3／ｈが常時管２６を通つて空気液
化用として流れる一方、管５４を流れるLNG量
は夜間は無視し得る程度であり、昼間のピーク時
は70000Nm3／ｈに達すると仮定すると、各機器
の消費動力、本発明方法の膨脹タービンによる発
生動力、このタービンによる発生動力を圧縮機の
駆動源とした場合の差引必要動力は次表の如くな
る。
利用した空気液化方法に関する。 従来よりLNGの寒冷を利用することは種々の
分野で提案され、一部は実施されている。このう
ち例えばガスタービン発電に於ける助燃用空気を
燃料用LNGの寒冷を利用して液化貯溜しておき、
電力需要のピーク時にその液体空気を集中的に気
化使用することにより発電を行う方法がある。こ
の方法によると、ガスタービン発電に於ける助燃
用空気を供給するための動力が節約できるので高
効率で発電できる特徴があるが、空気の液化貯溜
に要する動力を節減することが発電コストを低減
させることから望まれる。又一般に空気を液化し
て液体空気を製造する場合、その製造コストの大
部分は動力費であり、この動力費節減のために
LNGの寒冷を利用することが提案される理由で
あるが、実際にはLNGの寒冷費等と相殺され、
実用化に至らないのが現状である。 本発明はこのようなことから、LNGの寒冷を
有効に利用すると共にLNG中に含まれる高沸点
有機物の濃縮対策のために加圧する圧力を利用し
て膨脹タービンを駆動し圧縮機用動力節減を図る
ことにより液体空気製造コストのうち大部分を占
める電力費の低減を実現した方法である。 即ち圧縮空気を冷却液化するためのLNG蒸発
器に低圧にした気化量以上の過剰のLNGを供給
し、気化した天然ガスは天然ガス圧縮機により所
要圧に再加圧・圧送し、高沸点成分の多くなつた
余剰のLNGはポンプで臨界圧以上に加圧し、こ
れを予冷過程の圧縮空気との間接熱交換によつて
加温し、更に必要な場合は海水、温廃水などによ
つて常温以上迄加温した後膨脹タービンに導入し
て膨脹させ、発生した動力によつて前記気化天然
ガスの圧縮機を駆動する。これによつて圧縮空気
を低圧LNGの蒸発によつて低温に冷却できるた
め空気の圧縮圧力を比較的低くし、液化動力を節
減させることができる。同時に膨脹タービン駆動
による回収動力によつて所要動力を節減し得る。 更に本発明に於てはLNGの需要増大時に増大
分のLNGをポンプで臨界圧以上に加圧し、この
高圧LNGを海水・温廃水等により常温以上に加
温した後、膨脹タービンにより膨脹させて動力を
発生させ、これを原料空気圧縮機の動力源とする
ことにより空気液化の所要動力節減を図る方法を
も含む。火力発電所の燃料であるLNGは電力需
要に応じて変動があるが、空気液化の寒冷用に利
用するLNG量は最小需要量即ちベースロード値
に基づいて決めることが空気液化装置を常時安定
運転するために望ましい。従つて電力需要の大き
い昼間は使用LNG量も増加するので、この増加
分のLNGを利用して上記の如く膨脹タービンを
駆動する。即ち、相当大きな電力消費設備である
空気液化装置の空気圧縮機を電動機と膨脹タービ
ンとの両方により駆動し得る様にしておき、電力
需要の少ない夜間は安価な夜間電力を利用して電
動機を駆動源とし、電力需要の多い昼間はこの結
果として駆動する膨脹タービンを主駆動源とする
ことにより空気液化用の動力費の大巾な低減化を
可能としたものである。 以下に本発明の実施例を詳細に説明する。 第１図は火力発電所に供給するLNGを利用し
て液体空気を毎時48000Nm3製造する場合におけ
る本発明方法の一実施例である。管１より30℃の
大気48000Nm3／ｈが吸入され、冷却器２に於て
LNGにより冷却されたフレオンと熱交換して＋
５℃迄冷却され、管２４よりの空気と合流して
65000Nm3／ｈとなり圧縮機３によつて加圧され、
20気圧、＋30℃の圧縮空気となつて管６を経、予
冷器７に導入される。圧縮機３の駆動に必要な動
力は10000kWであるが、駆動源は同容量の電動
機４と共に膨脹タービン５を連設しておく。この
膨脹タービン５は後記する如く高圧天然ガスを作
動ガスとし、LNG需要の大きい時期にはその駆
動力を利用することによつて電動機に要する電力
を軽減または不要とする。LNG需要の小さい時
期には膨脹タービン５は作動を停止し、電動機４
のみで圧縮機３を駆動する。予冷器７に導入され
た圧縮空気はここで伝熱管６９内を流れる冷媒フ
レオンにより再び冷却され＋５℃で導出し、切換
使用される吸着器８ａ又は８ｂの片方に導入さ
れ、ここで水分及び炭酸ガスが吸着除去される。
吸着により精製された空気は管９より原料空気予
冷用熱交換器１０に導入され後記する気液分離器
１８よりの低温気化空気および循環フレオンと熱
交換して−130℃まで冷却され、次いで管１１を
経てLNG蒸発器１２に導入される。LNG蒸発器
１２に於て圧縮精製空気は大気圧のLNGと熱交
換し−155℃まで冷却されて液化する。液化した
空気は管１３を経てLNG蒸発器１４に導入され、
0.5気圧（絶対）のLNGと熱交換し−168℃に過
冷されて管１５より導出する。過冷された液体空
気は更に熱交換器１６に導入されて後記する気液
分離器１８よりの気化空気と熱交換し一層過冷さ
れて導出し、膨脹弁１７に於て1.5気圧に膨脹し
気液分離器１８に導入される。気液分離器１８の
底部より管１９を経て液体空気48000Nm3／ｈが
取出され弁２０を経て液体空気貯槽２１に貯蔵さ
れる。一方気液分離器１８の低温気化空気
17000Nm3／ｈは管２２より熱交換器１６に入つ
て液体空気を過冷し、自身は昇温して導出し、管
２３より更に熱交換器１０に導入されて圧縮精製
空気を冷却し自身はほぼ常温附近迄昇温して管２
４を経、管１よりの原料空気と合流し圧縮機３の
吸入側へ戻される。 寒冷用LNGは10気圧、−155℃の状態で管２５
より供給され、２分してその一部80000Nm3／ｈ
が管２６を経て前記した空気の液化用に供され
る。即ち管２６のLNGは更に２分してその一部
は弁２７を経て大気圧まで降圧し−160℃の状態
でLNG蒸発器１２に導入され、空気と熱交換し
て蒸発する。この場合弁２７で調整されるLNG
蒸発器１２へのLNGの供給量はLNG蒸発器１２
で蒸発する量よりも過剰にしておく。従つて
LNG蒸発器１２を導出し管２８を流れるLNGは
気液混合状態であり、これが気液分離器２９に入
つて気液分離され、ガス33000Nm3／ｈが管３０
より導出される。一方空気液化用LNGの分岐流
れは弁３１を経てLNG蒸発器１４へ導入され、
ここで0.5気圧（絶対）、−170℃の状態で蒸発する
が、この場合も弁３１で調整するLNGの供給量
はLNG蒸発器１４で蒸発する量よりも過剰にし
ておく。従つて気液混合状態のLNGは管３２よ
り気液分離器３３に導入され、分離されたガス
12000Nm3／ｈは電動機３４により駆動される真
空ポンプ３５により圧縮され、大気圧−110℃の
状態で管３６を経て前記管３０よりのガスと合流
する。合流して45000Nm3／ｈとなつたガスは膨
脹タービン３７によつて駆動される圧縮機３８に
よつて10気圧、＋10℃の天然ガスとして管３９を
経、後記する他の管５２および６０よりの天然ガ
スと合流した上、管４０より需要先の火力発電所
４１に供給される。気液分離器２９および３３で
分離された液には一般にLNG中に含まれる炭化
水素等の高沸点成分が濃縮されており、これらの
析出によつて蒸発器内が閉塞する不都合が生ず
る。これを防ぐため、高沸点成分の濃縮された
LNGを加圧した後、加温することにより、LNG
中の主成分であるメタンと高沸点成分との比揮発
度を小さくし、メタン気流中に均一に気化される
ようにする必要がある。このため気液分離器２９
および３３で分離されたLNGは各々管４２およ
び４３よりポンプ４４および４５に導入され各々
200気圧に加圧された後合流して管４６を経、熱
交換器４７に入る。該熱交換器４７に於て、後記
する循環フレオンと熱交換し−40℃まで昇温され
て導出し、管４８より加熱器４９に導入され、こ
こで廃熱源５０により＋100℃まで加熱された後、
管５１より膨脹タービン３７に入り、200気圧か
ら10気圧まで膨脹して動力を発生し管５２へ導出
する。この場合膨脹タービン３７を２段以上とし
て常温以上加熱された最初の高圧天然ガスを先ず
第１段タービンにて中間圧力まで膨脹し、その際
温度降下した出口ガスを再び温廃水等による加熱
によつて常温以上に昇温して次段タービンにて膨
脹させ、最終段タービンの出口ガスを天然ガス圧
送配管５２に送る多段式タービンを採用すること
により更に効率を上げることが可能である。 以上に述べた空気液化用のLNGの流れは電力
需要の変動に伴なうLNG量の増減に拘らず定常
的に供給する、いわゆるベースロード用LNGを
利用したものであるが、次に述べるLNGの流れ
は電力需要がピークの時にのみ流されるLNGを
利用したものである。即ち発電所のLNG消費量
が増加した時の増加分で、夜間は実質的に流さず
日中はその使用量に応じて流すLNGの流れを利
用したものである。管２５より供給され前記２分
されたLNGの他部は管５４よりポンプ５５に導
入され200気圧に加圧され弁５６に至る。弁５６
に於て、電力需要に応じた使用量に調節されて加
熱器５７に入り、廃熱源５８により＋100℃まで
加熱された後管５９を経て膨脹タービン５に導入
され、ここで200気圧から10気圧まで膨脹しその
際発生した動力は連設した空気圧縮機３に必要な
動力の一部又は大部分として利用される。膨脹タ
ービン５は２段以上とし前段タービンでの膨脹で
温度降下したガスを再び温廃水等による加熱によ
つて常温以上に昇温した後、後段タービンに導入
する多段再熱式とすることも可能である。膨脹タ
ービン５の出口ガスは管６０を経、管３９および
５２よりのガスと合流し、需要先の火力発電所４
１へ送られる。 次に本発明方法に於てはLNGの寒冷をより有
効且つ安全に利用するためにフレオン冷媒の循環
系が設けられている。管６１を流れる10気圧、−
150℃の液状フレオンはポンプ６２により圧送さ
れ管６３を経て熱交換器１０へ導入される。熱交
換器１０では精製圧縮空気の冷却源として用いら
れ、自身は昇温して−20℃となり管６４より導出
する。次いでこのフレオンの流れは２分し、その
一部は管６５を経て冷却器２の伝熱管６６内を流
れ原料空気を熱交換してこれを冷却し自身は０℃
迄昇温して管６７へ導出する。一方２分した他部
は管６８を経て予冷器７の伝熱管６９内を流れ、
圧縮原料空気を冷却して自身は昇温し０℃となり
管７０へ導出する。管７０は前記管６７と合流し
て熱交換器４７に至り、ここでフレオンは高圧
LNGに冷却されて−150℃となつて導出しポンプ
６２により循環する。尚、このフレオン循環系を
用いず、直接圧縮空気とLNGを熱交換しても良
いことは勿論である。 次に本発明の他の実施例について説明する。前
記の如く本発明に於ては膨脹タービンを多段とし
各段の中間に再熱回路を組合せることにより、高
圧天然ガスの膨脹タービンに於ける発生動力を大
ならしめ、電力節減の効果を更に大ならしめるこ
とが可能である。第２図はこの場合の実施例であ
る。管４８より供給される200気圧、−40℃の天然
ガスは加熱器４９Ａに於て廃熱源５０により＋
100℃迄加熱された後、管５１Ａより膨脹タービ
ン３７Ａに導入され、膨脹して45気圧、20℃の状
態となり管５２Ａを通つて加熱器４９Ｂに入り再
び100℃まで加熱されて管５１Ｂより膨脹タービ
ン３７Ｂに導入される。ここで再び膨脹して10気
圧、＋20℃の状態となり、管５２Ｂへ導出する。
膨脹タービン３７Ａおよび３７Ｂで発生した動力
は共に連設された圧縮機３８を駆動する動力とし
て用いられる。一方管５４より供給される10気
圧、−155℃のLNGはポンプ５５により200気圧に
加圧された後弁５６に至り、ここで電力需要に応
じた供給量に調節された上加熱器５７Ａに入り熱
源５８により100℃まで加熱されて管５９Ａより
膨脹タービン５Ａに導入される。ここで高圧の
LNGは膨脹して45気圧、＋20℃の状態となり、管
６０Ａより加熱器５７Ｂに入り、再び熱源５８に
より＋100℃迄加熱されて管５９Ｂを経、膨脹タ
ービン５Ｂに入り再び膨脹して10気圧、＋20℃の
状態となり管６０Ｂへ導出する。管６０Ｂは前記
５２Ｂおよび３９と合流し、管４０となつて需要
先の火力発電所に至る。膨脹タービン５Ａおよび
５Ｂは連設されている空気圧縮機３に発生動力を
伝達し、原料空気圧縮に必要な動力の一部又は大
部分を供給する。 本発明は以上の様にLNGに通常含まれる高沸
点有機物が気化過程で濃縮・析出する不都合を解
決するため、該有機物が濃縮されたLNGを加圧
することに着目し、この圧力を有効に利用するこ
とにより圧縮機の動力節減化を図ると共にLNG
の寒冷を最大限に利用して空気の液化率の向上を
可能としたもので、この方法によつて液体空気を
製造した場合の原単位を従来法の場合と比較する
と次の如くになる。今LNGの最終需要先である
火力発電所における消費量が夜間80000Nm3／ｈ、
昼間の電力ピーク時は150000Nm3／ｈになるもの
と仮定する。即ち第１図の実施例に於て、
LNG80000Nm3／ｈが常時管２６を通つて空気液
化用として流れる一方、管５４を流れるLNG量
は夜間は無視し得る程度であり、昼間のピーク時
は70000Nm3／ｈに達すると仮定すると、各機器
の消費動力、本発明方法の膨脹タービンによる発
生動力、このタービンによる発生動力を圧縮機の
駆動源とした場合の差引必要動力は次表の如くな
る。
【表】
従つて液体空気48000Nm3／ｈ製造時に於ける
電力原単位は従来法では 13700／48000＝0.285kWH／Ｎm3 であるのに対し、実施例１によつた場合は 7000／48000＝0.146kWH／Ｎm3 となる。即ち本発明方法により、電力原単位が従
来法に比して約半分になるという大きな経済的効
果が得られる。
電力原単位は従来法では 13700／48000＝0.285kWH／Ｎm3 であるのに対し、実施例１によつた場合は 7000／48000＝0.146kWH／Ｎm3 となる。即ち本発明方法により、電力原単位が従
来法に比して約半分になるという大きな経済的効
果が得られる。
第１図は本願発明の方法の一実施例を示す系統
図、第２図は他の実施例を示す系統図である。 ２は冷却器、３は圧縮機、４は電動機、５，５
Ａ，５Ｂは膨脹タービン、７は予冷器、８ａ及び
８ｂは吸着器、１０は原料空気予冷用熱交換器、
１２及び１４はLNG蒸発器、１６は熱交換器、
１７は膨脹弁、１８は気液分離器、２１は液体空
気貯槽、２９及び３３は気液分離器、３４は電動
機、３５は真空ポンプ、３７，３７Ａ，３７Ｂは
膨脹タービン、３８は圧縮機、４１は火力発電
所、４４及び４５はポンプ、４７は熱交換器、４
９，４９Ａ，４９Ｂは加熱器、５５はポンプ、５
７，５７Ａ，５７Ｂは加熱器、６２はポンプであ
る。
図、第２図は他の実施例を示す系統図である。 ２は冷却器、３は圧縮機、４は電動機、５，５
Ａ，５Ｂは膨脹タービン、７は予冷器、８ａ及び
８ｂは吸着器、１０は原料空気予冷用熱交換器、
１２及び１４はLNG蒸発器、１６は熱交換器、
１７は膨脹弁、１８は気液分離器、２１は液体空
気貯槽、２９及び３３は気液分離器、３４は電動
機、３５は真空ポンプ、３７，３７Ａ，３７Ｂは
膨脹タービン、３８は圧縮機、４１は火力発電
所、４４及び４５はポンプ、４７は熱交換器、４
９，４９Ａ，４９Ｂは加熱器、５５はポンプ、５
７，５７Ａ，５７Ｂは加熱器、６２はポンプであ
る。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １ 液化天然ガスを利用して空気を液化する方法
に於て、原料空気を圧縮機で圧縮し、かつ予備処
理した後、液化天然ガス蒸発器に導入し、蒸発量
以上供給される液化天然ガスにより冷却した上膨
張せしめ、生成液体空気を貯留すると共に分離低
温空気を、その寒冷を回収した後、前記圧縮機に
吸引される原料空気に合流せしめる工程と、前記
液化天然ガス蒸発器に蒸発量以上供給された液化
天然ガスの蒸発ガスを加圧して需要先に供給する
と共に余剰液を臨界圧以上に加圧し、かつ加温し
た後、膨張タービンに導入し前記蒸発天然ガス加
圧用の動力源として膨張せしめる工程とからなる
ことを特徴とする液化天然ガスを利用した空気液
化方法。 ２ 前記臨界圧以上に加圧され、かつ加温された
天然ガスが複数段からなる膨張タービンにより膨
張されることを特徴とする特許請求の範囲第１項
記載の液化天然ガスを利用した空気液化方法。 ３ 液化天然ガスを利用して空気を液化する方法
に於て、原料空気を圧縮機で圧縮し、かつ予備処
理した後、液化天然ガス蒸発器に導入し蒸発量以
上に供給される液化天然ガスにより冷却した上膨
張せしめ、生成液体空気を貯留すると共に、分離
低温空気をその寒冷を回収した後、前記圧縮機に
吸引される原料空気に合流せしめる工程と、前記
液化天然ガス蒸発器に蒸発量以上供給された液化
天然ガスの蒸発ガスを加圧して需要先に供給する
と共に余剰液を臨界圧以上に加圧し、かつ加温し
た後、膨張タービンに導入し、前記蒸発天然ガス
加圧用の動力源として膨張せしめる工程と、別途
供給液化天然ガスを臨界圧以上に加圧し、かつ加
温した後、膨張タービンに導入し前記原料空気加
圧用の動力源として膨張せしめて供給する工程と
からなることを特徴とする液化天然ガスを利用し
た空気液化方法。 ４ 前記臨界圧以上に加圧され、かつ加温された
別途供給の天然ガスが複数段からなる膨張タービ
ンにより膨張されることを特徴とする特許請求の
範囲第３項記載の液化天然ガスを利用した空気液
化方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP5449579A JPS55146372A (en) | 1979-05-02 | 1979-05-02 | Method of liquefying air by liquefied natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP5449579A JPS55146372A (en) | 1979-05-02 | 1979-05-02 | Method of liquefying air by liquefied natural gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS55146372A JPS55146372A (en) | 1980-11-14 |
| JPS6337308B2 true JPS6337308B2 (ja) | 1988-07-25 |
Family
ID=12972209
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP5449579A Granted JPS55146372A (en) | 1979-05-02 | 1979-05-02 | Method of liquefying air by liquefied natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS55146372A (ja) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS59180271A (ja) * | 1983-03-31 | 1984-10-13 | 中部電力株式会社 | 液化天然ガスの冷熱を利用した空気液化方法 |
| JP6087196B2 (ja) * | 2012-12-28 | 2017-03-01 | レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | 低温圧縮ガスまたは液化ガスの製造装置および製造方法 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5216479A (en) * | 1975-07-30 | 1977-02-07 | Nippon Sanso Kk | Process for production of liquid air using chilling of liquefied natur al gas |
-
1979
- 1979-05-02 JP JP5449579A patent/JPS55146372A/ja active Granted
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5216479A (en) * | 1975-07-30 | 1977-02-07 | Nippon Sanso Kk | Process for production of liquid air using chilling of liquefied natur al gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS55146372A (en) | 1980-11-14 |
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