JP6252069B2

JP6252069B2 - タンク設備

Info

Publication number: JP6252069B2
Application number: JP2013197060A
Authority: JP
Inventors: 博之尾崎; 誠一澤口
Original assignee: IHI Corp
Current assignee: IHI Corp
Priority date: 2013-09-24
Filing date: 2013-09-24
Publication date: 2017-12-27
Anticipated expiration: 2033-09-24
Also published as: JP2015064022A

Description

本発明は、タンク設備に関するものである。

ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）や冷却方式のＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）等の低温液化ガスは、一般的にタンカーによって輸送され、沿岸地域に建設されたＬＮＧ基地やＬＰＧ基地等のタンク設備にて一時的に貯蔵される。このようなタンク設備は、低温液化ガスを貯蔵するタンク、当該タンクとタンカーとを接続してタンカーからタンクへ低温液化ガスを案内する受入配管を備えている。

低温液化ガスの受入時には、低温液化ガスの気化を防ぐために、受入配管を冷却しておく必要がある。ここで、常温から受入配管を冷却するには時間を要することから、例えば、特許文献１では、低温液化ガスの受入を行っていないときに、ポンプを稼働させて常に受入配管を通過する経路でタンクに貯蔵された低温液化ガスを循環させることによって受入配管を常時冷却させている。

特開２０１１−１４９４８５号公報

しかしながら、低温液化ガスを循環させるためには、低温液化ガスを循環させるためのポンプを設置する必要があることからイニシャルコストが増大し、さらには常時ポンプを稼働させるおく必要があることから消費エネルギが増えてランニングコストも増大する。

本発明は、上述する問題点に鑑みてなされたもので、タンカーから低温液化ガスを受け入れるタンク設備において、新たなポンプを設置することなくかつ消費エネルギの消費を抑制しつつ受入配管を常時冷却可能とすることを目的とする。

本発明は、上記課題を解決するための手段として、以下の構成を採用する。

第１の発明は、低温液化ガスを貯蔵するタンクと、タンカーから当該タンクに上記低温液化ガスを受け入れるための受入配管と、上記タンク内で生じたボイルオフガスをタンク外に排出するボイルオフガス配管と、上記ボイルオフガス配管に設置される圧縮機と、上記圧縮機の上流側において上記ボイルオフガス配管と接続されると共に上記ボイルオフガスの一部を上記タンカーに戻す戻りガス配管とを備えるタンク設備であって、上記タンカーから上記受入配管に上記低温液化ガスが供給されていないときに、上記受入配管と上記戻りガス配管とを接続して上記ボイルオフガスを上記受入配管及び上記戻りガス配管に流通させることで、上記受入配管と上記戻りガス配管とを冷却する冷却手段を備えるという構成を採用する。

第２の発明は、上記第１の発明において、上記冷却手段が、上記受入配管と上記戻りガス配管とを接続するバイパス配管と、上記バイパス配管に設置され、上記タンカーから上記受入配管に上記低温液化ガスが供給されていないときに上記バイパス配管を開放する開放バルブとを備えるという構成を採用する。

第３の発明は、上記第２の発明において、上記タンクに貯蔵された上記低温液化ガスを上記受入配管の上流位置に返流する循環配管を備え、上記循環配管を介して上記バイパス配管と上記受入配管とが接続されているという構成を採用する。

本発明では、冷却手段によって、低温液化ガスが供給されていないときに、受入配管と戻りガス配管とが接続される。これによって、タンク、受入配管及び戻りガス配管を含む循環経路が形成される。さらに、戻りガス配管は、常に発生するボイルオフガスを圧縮するために常に稼働される圧縮機が設けられたボイルオフ配管と接続されており、常にタンクよりも負圧状態となる。この結果、本発明によれば、別途ポンプを設置することなく、タンク、受入配管及び戻りガス配管を含む循環経路にボイルオフガスを循環させることができ、受入配管を常に冷却しておくことができる。したがって、本発明によれば、タンカーから低温液化ガスを受け入れるタンク設備において、新たなポンプを設置することなくかつ消費エネルギの消費を抑制しつつ受入配管を常時冷却しておくことが可能となる。

本発明の第１実施形態におけるＬＮＧタンク設備の概略構成を示す模式図である。本発明の第１実施形態におけるＬＮＧタンク設備の動作を説明するための模式図である。本発明の第２実施形態におけるＬＮＧタンク設備の概略構成を示す模式図である。本発明の第２実施形態におけるＬＮＧタンク設備の動作を説明するための模式図である。

以下、図面を参照して、本発明に係るタンク設備の一実施形態について説明する。なお、以下の図面においては、各部材を認識可能な大きさとするために、各部材の縮尺を適宜変更している。また、以下の説明においては、本発明のタンク設備として、ＬＮＧタンク設備を挙げて説明する。ただし、本発明はＬＰＧタンク設備に適用することも可能である。

（第１実施形態）
図１は、本実施形態のＬＮＧタンク設備１（タンク設備）の概略構成を示す模式図である。この図に示すように、本実施形態のＬＮＧタンク設備１は、タンク２と、受入配管３と、第１バルブ４と、ＬＮＧ液用ローディングアーム５と、払出ポンプ６と、払出配管７と、気化設備８と、送ガス配管９と、液充填配管１０と、第２バルブ１１と、ＢＯＧ配管（ボイルオフガス配管）１２と、第３バルブ１３と、圧縮機１４と、戻りガス配管１５と、戻りガス用ローディングアーム１６と、バイパス配管１７と、第４バルブ１８（開放バルブ）とを備えている。

タンク２は、例えば、９％ニッケル鋼からなる内槽と鋼製の外槽とを有する二重殻タンク等からなり、ＬＮＧ１００（低温液化ガス）を貯蔵する。受入配管３は、タンク２とＬＮＧ液用ローディングアーム５とを接続する配管であり、タンカーで輸送されてきたＬＮＧを本実施形態のＬＮＧタンク設備１に受け入れるときに、タンカーから供給されるＬＮＧをタンク２に導く。第１バルブ４は、受入配管３の途中に設置されており、受入配管３の開閉を行う。ＬＮＧ液用ローディングアーム５は、タンカーからＬＮＧ１００を荷揚げする装置である。このＬＮＧ液用ローディングアーム５は、受入配管３の先端と接続されており、タンカーから供給されたＬＮＧ１００を受入配管３に流入させる。

払出ポンプ６は、タンク２に取り付けられており、タンク２に貯蔵されたＬＮＧ１００を汲み上げてタンク２から払い出す。払出配管７は、払出ポンプ６と気化設備８とを接続しており、払出ポンプ６から払い出されたＬＮＧ１００を気化設備８に案内する。気化設備８は、例えば外部から供給される水と、払出配管７から供給されるＬＮＧ１００とを熱交換することによりＬＮＧ１００を気化させてガス２００として送ガス配管９に送り出す。送ガス配管９は、気化設備８から供給されたガス２００を外部に向けて案内する。

液充填配管１０は、受入配管３と払出配管７とを接続する配管であり、払出配管７を流れるＬＮＧ１００の一部を受入配管３に案内する。この液充填配管１０は、第１バルブ４よりもＬＮＧ液用ローディングアーム５側において受入配管３と接続されている。このような液充填配管１０は、タンカーから本実施形態のＬＮＧタンク設備１にＬＮＧ１００を受け入れる直前に、受入配管３にタンク２に貯蔵されたＬＮＧ１００の一部を案内する。これによって、受入配管３がＬＮＧ１００で満たされる。第２バルブ１１は、液充填配管１０の途中に設置されており、液充填配管１０の開閉を行う。

ＢＯＧ配管１２は、タンク２と送ガス配管９とを接続しており、タンク２内で発生したボイルオフガス３００を送ガス配管９に案内する配管である。第３バルブ１３は、ＢＯＧ配管１２の途中に設置されており、ＢＯＧ配管１２の開閉を行う。圧縮機１４は、第３バルブ１３よりも下流側において、ＢＯＧ配管１２の途中に設置されている。このような圧縮機１４は、ＢＯＧ配管１２を流れるボイルオフガス３００を、気化設備８から送り出されるガス２００と同程度の圧力となるように圧縮する。なお、この圧縮機１４は、タンク２において常に発生するボイルオフガス３００を圧縮するよう、常に稼働されている。

戻りガス配管１５は、戻りガス用ローディングアーム１６と、ＢＯＧ配管１２とを接続しており、ＢＯＧ配管１２を流れるボイルオフガス３００の一部を戻りガス用ローディングアーム１６まで案内する。この戻りガス配管１５は、図１に示すように、第３バルブ１３の下流であって圧縮機１４の上流側においてＢＯＧ配管１２と接続されている。戻りガス用ローディングアーム１６は、ボイルオフガス３００をタンク設備１からタンカーに戻すための装置である。この戻りガス用ローディングアーム１６は、戻りガス配管１５の先端と接続されており、戻りガス配管１５から供給されたボイルオフガス３００をタンカーに流入させる。

バイパス配管１７は、受入配管３と戻りガス配管１５とを接続する配管である。このバイパス配管１７は、ＬＮＧ液用ローディングアーム５の近傍において受入配管３と接続されており、戻りガス用ローディングアーム１６の近傍において戻りガス配管１５と接続されている。第４バルブ１８は、バイパス配管１７の途中に配置されており、バイパス配管１７の開閉を行う。このような第４バルブ１８は、タンカーから受入配管３にＬＮＧ１００が供給されていないときにバイパス配管１７を開放する。

これらのバイパス配管１７及び第４バルブ１８は、タンカーから受入配管３にＬＮＧ１００が供給されていないときに、受入配管３と戻りガス配管１５とを接続してボイルオフガス３００を受入配管３及び戻りガス配管１５に流通させることで、受入配管３と戻りガス配管１５とを冷却する。すなわち、これらのバイパス配管１７及び第４バルブ１８は、本発明の冷却手段を構成している。

このような構成の本実施形態のＬＮＧタンク設備１においては、タンカーからＬＮＧ１００を受け入れるときには、第１バルブ４によって受入配管３が開放され、第２バルブ１１によって液充填配管１０が閉鎖され、第３バルブ１３によってＢＯＧ配管１２が開放され、第４バルブ１８によってバイパス配管１７が閉塞される。これによって、タンカーから供給されたＬＮＧ１００がＬＮＧ液用ローディングアーム５及び受入配管３を介してタンク２に供給され、タンク２内で発生したボイルオフガスが戻りガス配管１５及び戻りガス用ローディングアーム１６を介してタンカーに戻される。なお、払出ポンプ６は原則的には常に稼働されている。

また、払出ポンプ６から払い出されたＬＮＧ１００は、気化設備８によって気化される。これによって生成されたガス２００が送ガス配管９を介して外部に送り出される。

一方、タンカーからＬＮＧ１００を受け入れていないときには、図２（ａ）に示すように、第１バルブ４によって受入配管３が開放され、第２バルブ１１によって液充填配管１０が閉鎖され、第３バルブ１３によってＢＯＧ配管１２が閉鎖され、第４バルブ１８によってバイパス配管１７が開放される。なお、上述のように、圧縮機１４は、ボイルオフガス３００を圧縮するために、常に稼働されている。

このように圧縮機１４が稼働しているため、ＢＯＧ配管１２の圧縮機１４よりも上流側が負圧状態となり、このＢＯＧ配管１２に接続される戻りガス配管１５、バイパス配管１７及び受入配管３も負圧状態となる。このため、タンク２内において発生したボイルオフガスが図２（ａ）に示すように、受入配管３、バイパス配管１７、戻りガス配管１５及びＢＯＧ配管１２の順にこれらの配管を流れ、圧縮機１４で圧縮された後に送ガス配管９に供給される。

また、タンカーからＬＮＧ１００を受け入れるための態勢を整えるときには、図２（ｂ）に示すように、第１バルブ４によって受入配管３が開放され、第２バルブ１１によって液充填配管１０が開放され、第３バルブ１３によってＢＯＧ配管１２が開放され、第４バルブ１８によってバイパス配管１７が閉鎖される。これによって払出ポンプ６から払出配管７に払い出されたＬＮＧ１００の一部が液充填配管１０を介して受入配管３に供給され、受入配管３にＬＮＧ１００が満たされる。これによって、タンカーからのＬＮＧ１００を受け入れる態勢が整う。

以上のような本実施形態のＬＮＧタンク設備１によれば、ＬＮＧタンク設備１に対してＬＮＧ１００が供給されていないときに、バイパス配管１７及び第４バルブ１８によって、受入配管３と戻りガス配管１５とが接続される。これによって、タンク２、受入配管３及び戻りガス配管１５を含む循環経路が形成される。さらに、戻りガス配管１５は、常に発生するボイルオフガス３００を圧縮するために常に稼働される圧縮機１４が設けられたＢＯＧ配管１２と接続されており、常にタンク２よりも負圧状態となる。この結果、本実施形態のＬＮＧタンク設備１によれば、別途ポンプを設置することなく、タンク２、受入配管３及び戻りガス配管１５を含む循環経路にボイルオフガスを循環させることができ、受入配管３を常に冷却しておくことができる。したがって、本実施形態のＬＮＧタンク設備１によれば、新たなポンプを設置することなくかつ消費エネルギの消費を抑制しつつ受入配管３を常時冷却しておくことが可能となる。

また、本実施形態のＬＮＧタンク設備１においては、受入配管３と戻りガス配管１５とを接続するバイパス配管１７と、バイパス配管１７に設置され、タンカーから受入配管３にＬＮＧ１００が供給されていないときにバイパス配管１７を開放する第４バルブ１８とによって、本発明の冷却手段が構成されている。このため、簡易な構造にて冷却手段を実現することができる。

（第２実施形態）
次に、本発明の第２実施形態について説明する。なお、本実施形態において、上記第１実施形態と同様の部分については、その説明を省略あるいは簡略化する。

図３は、本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａの概略構成を示す模式図である。この図に示すように、本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａは、タンク２に設けられる循環ポンプ１９と、循環ポンプ１９によって圧送されるＬＮＧ１００を案内する循環配管２０とを備えている。この循環配管２０は、タンク２に貯蔵されたＬＮＧ１００を受入配管３の上流位置に返流する。また、本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａでは、循環配管２０を介してバイパス配管１７と受入配管３とが接続されている。さらに、本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａは、液充填配管１０及び第２バルブ１１が設けられていない。

このような構成を有する本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａでは、タンカーからＬＮＧ１００を受け入れていないときには、図４（ａ）に示すように、第１バルブ４によって受入配管３が開放され、第３バルブ１３によってＢＯＧ配管１２が閉鎖され、第４バルブ１８によってバイパス配管１７が開放される。

ここで圧縮機１４が稼働しているため、ＢＯＧ配管１２の圧縮機１４よりも上流側が負圧状態となり、このＢＯＧ配管１２に接続される戻りガス配管１５、バイパス配管１７、受入配管３及び循環配管２０も負圧状態となる。このため、タンク２内において発生したボイルオフガス３００が図４（ａ）に示すように、受入配管３、循環配管２０、バイパス配管１７、戻りガス配管１５及びＢＯＧ配管１２の順にこれらの配管を流れ、圧縮機１４で圧縮された後に送ガス配管９に供給される。

また、タンカーからＬＮＧ１００を受け入れるための態勢を整えるときには、図４（ｂ）に示すように、第１バルブ４によって受入配管３が開放され、第３バルブ１３によってＢＯＧ配管１２が開放され、第４バルブ１８によってバイパス配管１７が閉鎖される。さらに、循環ポンプ１９を稼働させる。これによって循環ポンプ１９から循環配管２０に払い出されたＬＮＧ１００が循環配管２０を介して受入配管３に供給され、受入配管３にＬＮＧ１００が満たされる。これによって、タンカーからのＬＮＧ１００を受け入れる態勢が整う。

このような本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａは、バイパス配管１７及び第４バルブ１８を除いては、既設のＬＮＧタンク設備１Ａとして採用されている構成である。このため、本実施形態のＬＮＧタンク設備１Ａは、既設のＬＮＧタンク設備を改造することによって、容易に実現することができる。

以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されないことは言うまでもない。上述した実施形態において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の趣旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。

例えば、上記実施形態においては、受入配管３に対してタンク２が１つのみ接続された構成となっている。しかしながら、本発明は当該構成に限定されるものではなく、受入配管３に対して複数のタンク２が設置されていても良い。このとき、受入配管３、払出配管７、ＢＯＧ配管１２及び戻りガス配管１５は、各タンクに接続されることになる。また、第１バルブ４、払出ポンプ６及び第２バルブ１１、第３バルブ１３等は各タンク２に対して設けられる。

（実施例）
上記第１実施形態のＬＮＧタンク設備１に対して、２つのタンク２が設置された構成において、タンカーからＬＮＧを受け入れていないときに受入配管３の温度が何度となるかについて試算した。

本計算では、受入配管３をタンク受入配管（タンク２近傍の領域）、陸上部受入配管（陸上に配設される領域）、海上部受入配管（海上に配設される領域）に分割して入熱及び温度変化を計算した。このとき、タンク受入配管入口のボイルオフガス３００温度を−１５０℃とし、タンク受入配管出口温度と陸上部受入配管入口温度とを同じとし、陸上部受入配管出口温度と海上部受入配管入口温度とを同じとして計算を行った。検討において大気温度は２５℃とした。断熱材であるＰＵＦ(Polyurethane Form)の厚みはタンク受入配管（６５０Ａ）で１４０ｍｍ、陸上部受入配管及び海上部受入配管（８５０Ａ）で１５０ｍｍとした。ボイルオフガス３００の発生量は２基のタンク２で４．８４ｔ／ｈｒとし、ボイルオフガス３００の成分はメタンとして計算する。ボイルオフガス発生量算出時にはタンク２の圧力を７．８４ｋＰａとし、配管圧力もこの値を用いた。２基のタンク２のボイルオフガス３００発生量は、各タンクで同じであると仮定し、それぞれのタンク受入配管のボイルオフガス流量はボイルオフガス３００の総発生量の１／２である２．４２ｔ／ｈｒとした。配管長さはタンク受入配管で１０３．０ｍ、陸上部受入配管で１０３．７ｍ、海上部受入配管で１３６０ｍとした。

以下の表１に計算条件を記載する。

表２は、以下の計算式に用いる記号についての説明である。

まず、下式（１）により、配管の熱通過率Ｋを求める。

次に大気からタンク受入配管への侵入熱量Ｑ［Ｗ／ｍ］を下式（２）により求める。

侵入熱量Ｑよりタンク受入配管での１時間あたりの入熱ｑ［Ｊ］を下式（３）より求める。

入熱量ｑよりタンク受入配管での温度変化ΔＴを下式（４）で導出する。

タンク受入配管出口温度Ｔ_２は、下式（５）に示すように、Ｔ_１とΔＴの和となる。

ここで求めたタンク受入配管出口温度Ｔ_２を陸上部受入配管の入口温度Ｔ_１として、同
様の計算を行い、陸上部受入配管出口温度、海上部受入配管出口温度を求める。

また、下式（６）より、ＢＯＧ入口温度Ｔ_１、配管圧力ＰからＢＯＧ密度ρを導出する。

質量流量ＭをＢＯＧ密度ρと配管断面積で除し、流速ｖを求める。

表３に示すように、タンク受入配管入口のＢＯＧ温度を−１５０℃（１２３．２Ｋ）とした場合に、海上部受入配管出口におけるＢＯＧの温度は−１００．３℃（１７２．９Ｋ）となり、クールダウン完了に要求される温度の−１００℃を下回る。

１……ＬＮＧタンク設備（タンク設備）、１Ａ……ＬＮＧタンク設備（タンク設備）、２……タンク、３……受入配管、４……第１バルブ、５……ＬＮＧ液用ローディングアーム、６……払出ポンプ、７……払出配管、９……送ガス配管、１０……液充填配管、１１……第２バルブ、１２……ＢＯＧ配管、１３……第３バルブ、１４……圧縮機、１５……戻りガス配管、１６……戻りガス用ローディングアーム、１７……バイパス配管（冷却手段）、１８……第４バルブ（冷却手段）、１９……循環ポンプ、２０……循環配管、１００……ＬＮＧ（低温液化ガス）、２００……ガス、３００……ボイルオフガス

Claims

低温液化ガスを貯蔵するタンクと、タンカーから当該タンクに前記低温液化ガスを受け入れるための受入配管と、前記タンク内で生じたボイルオフガスをタンク外に排出するボイルオフガス配管と、前記ボイルオフガス配管に設置される圧縮機と、前記圧縮機の上流側において前記ボイルオフガス配管と接続されると共に前記ボイルオフガスの一部を前記タンカーに戻す戻りガス配管とを備えるタンク設備であって、
前記タンカーから前記受入配管に前記低温液化ガスが供給されていないときに、前記受入配管と前記戻りガス配管とを接続して前記ボイルオフガスを前記受入配管及び前記戻りガス配管に流通させることで、前記受入配管と前記戻りガス配管とを冷却する冷却手段と、
前記タンクに貯蔵された前記低温液化ガスを前記受入配管の上流位置に返流する循環配管と
を備え、
前記冷却手段は、
前記受入配管と前記戻りガス配管とを接続するバイパス配管と、
前記バイパス配管に設置され、前記タンカーから前記受入配管に前記低温液化ガスが供給されていないときに前記バイパス配管を開放する開放バルブと
を備え、
前記循環配管を介して前記バイパス配管と前記受入配管とが接続されている
ことを特徴とするタンク設備。