特許 5662313 液化天然ガスの変換

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】5662313

(24)【登録日】2014年12月12日

(45)【発行日】2015年1月28日

(54)【発明の名称】液化天然ガスの変換

(51)【国際特許分類】

   F17C 9/02 20060101AFI20150108BHJP

   F17C 13/00 20060101ALI20150108BHJP

   B63B 25/16 20060101ALI20150108BHJP

【ＦＩ】

   F17C9/02

   F17C13/00 302A

   B63B25/16 Z

【請求項の数】17

【全頁数】17

(21)【出願番号】特願2011-518032(P2011-518032)

(86)(22)【出願日】2009年7月15日

(65)【公表番号】特表2011-528094(P2011-528094A)

(43)【公表日】2011年11月10日

(86)【国際出願番号】IB2009006682

(87)【国際公開番号】WO2010007535

(87)【国際公開日】20100121

【審査請求日】2012年6月28日

(31)【優先権主張番号】EP08352015.5

(32)【優先日】2008年7月15日

(33)【優先権主張国】EP

(31)【優先権主張番号】EP08352024.7

(32)【優先日】2008年10月24日

(33)【優先権主張国】EP

(73)【特許権者】

【識別番号】599067318

【氏名又は名称】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

(74)【代理人】

【識別番号】100140109

【弁理士】

【氏名又は名称】小野 新次郎

(74)【代理人】

【識別番号】100075270

【弁理士】

【氏名又は名称】小林 泰

(74)【代理人】

【識別番号】100080137

【弁理士】

【氏名又は名称】千葉 昭男

(74)【代理人】

【識別番号】100096013

【弁理士】

【氏名又は名称】富田 博行

(74)【代理人】

【識別番号】100147511

【弁理士】

【氏名又は名称】北来 亘

(72)【発明者】

【氏名】ポツィフィル，ヨーゼフ

(72)【発明者】

【氏名】ラゴ，マティアス

【審査官】 八木 誠

(56)【参考文献】

【文献】 特開平０５−２４８５９９（ＪＰ，Ａ）

【文献】 米国特許出願公開第２００４／００６５０８５（ＵＳ，Ａ１）

【文献】 英国特許出願公開第２００８２３９（ＧＢ，Ａ）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｆ１７Ｃ９／０２、１３／００、１／００

Ｂ６３Ｂ２５／１６、３５／４４

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

液化天然ガスを過熱流体に変換する方法において、
ａ．加圧下の前記天然ガスの流れを、互いに直列の第１主熱交換器と第２主熱交換器に通す段階と、
ｂ．前記第１主熱交換器内の前記天然ガスの流れを、第１熱交換流体回路を第１圧力で流れる第１熱交換流体との熱交換によって加温する段階であって、前記第１熱交換流体は前記第１主熱交換器内で蒸気から液体へ状態の変化を来す、段階と、
ｃ．前記第２主熱交換器内の前記天然ガスの前記流れを、第２熱交換流体回路を第２圧力で流れる第２熱交換流体との熱交換によって更に加温する段階であって、前記第２熱交換流体は、前記第１熱交換流体と同じ組成であり、前記第２主熱交換器内で蒸気から液体へ状態の変化を来す、段階と、
ｄ．前記第１主熱交換器から液状第１熱交換流体を、そして前記第２主熱交換器から液状第２熱交換流体を回収する段階と、
ｅ．前記第１熱交換流体回路で、液化した前記第１熱交換流体の流れを第１副熱交換器内で再気化させ、得られた蒸気を前記第１熱交換流体として前記第１主熱交換器へ供給する段階と、
ｆ．前記液状第２熱交換流体の流れを前記第２熱交換流体回路の第２副熱交換器内で再気化させ、得られた蒸気を前記第２熱交換流体として前記第２主熱交換器へ供給する段階と、を備えており、
ｇ．前記第１主熱交換器内の前記第１熱交換流体の凝縮圧力は、前記第２主熱交換器内の前記第２熱交換流体の凝縮圧力より小さい、方法。

【請求項2】

前記第１熱交換器と前記第２熱交換器からの前記液状熱交換流体は、共通の回収容器に回収される、請求項１に記載の方法。

【請求項3】

前記第１熱交換流体と前記第２熱交換流体は、前記第１副熱交換器と前記第２副熱交換器内でそれぞれ完全に気化する、請求項１又は２に記載の方法。

【請求項4】

前記第１熱交換流体と前記第２熱交換流体は、前記第１副熱交換器と前記第２副熱交換器内でそれぞれ過熱される、請求項３に記載の方法。

【請求項5】

前記第１熱交換流体と前記第２熱交換流体は、前記副熱交換器の下流で過熱される、請求項４に記載の方法。

【請求項6】

前記第１熱交換流体と前記第２熱交換流体は、前記第１副熱交換器と前記第２副熱交換器内でそれぞれ部分的に気化し、前記方法は、気化していない熱交換流体を、前記気化した熱交換流体から引き離す段階を追加的に含んでいる、請求項１から５の何れかに記載の方法。

【請求項7】

前記ステップ（ｅ）で得られた蒸気は、前記第１副熱交換器と前記第主熱交換器との中間でターボ膨張される、請求項１記載の方法。

【請求項8】

液化天然ガスを過熱流体に変換するための装置において、
ａ．液化天然ガスを凝縮用第１熱交換流体及び凝縮用第２熱交換流体それぞれとの熱交換で加温するために配列されている互いに直列の第１主熱交換器及び第２主熱交換器と、
ｂ．前記第１主熱交換器を通って延びている低凝縮の第１熱交換流体回路と、
ｃ．前記第２主熱交換器を通って延びている高凝縮の第２熱交換流体回路と、を備えており、
ｄ．前記第１熱交換流体回路と前記第２熱交換流体回路は共に、凝縮した熱交換流体を回収するための液体回収容器を含み、
ｅ．前記第１熱交換流体回路は、凝縮した第１熱交換流体を再気化させるための第１副熱交換器を通って延び、
ｆ．前記第２熱交換流体回路は、凝縮した第２熱交換流体を再気化させるための第２副熱交換器を通って延び、
ｇ．前記装置は、更に、前記第１主熱交換器を通る前記第１熱交換流体の流量と、前記第２主熱交換器を通る前記第２熱交換流体の流量を制御するための手段を備えている、装置。

【請求項9】

前記第１熱交換流体回路と前記第２熱交換流体回路は、共通の液体回収容器を有している、請求項８に記載の装置。

【請求項10】

前記制御手段は、前記第１主熱交換器を通る前記第１熱交換流体の流量を、当該熱交換器に掛かる熱負荷の何らかの変動に基づいて変えるべく作動するように適合されている、第１弁手段を含んでいる、請求項８又は９に記載の装置。

【請求項11】

前記制御手段は、前記第２主熱交換器を通る流量を制御するための第２弁手段を含んでいる、請求項８から１０の何れかに記載の装置。

【請求項12】

凝縮した熱交換流体を前記共通の回収容器へ再循環させるための導管と、前記装置に掛かる熱負荷が選定された最小値より下に下がった場合に、前記導管を開けるか又は当該導管の流量を増やすための、前記導管内の第３弁手段と、を含んでいる、請求項１０又は１１に記載の装置。

【請求項13】

前記第１熱交換流体回路と前記第２熱交換流体回路の両方は、気化していない熱交換流体を、気化した熱交換流体から引き離すための相分離器を含んでいる、請求項８又は９に記載の装置。

【請求項14】

前記第１熱交換流体回路は、前記第２熱交換流体回路から独立しており、前記第１副熱交換器と前記第１主熱交換器との中間にターボ膨張機を含んでいる、請求項８に記載の装置。

【請求項15】

前記第１熱交換流体回路は、前記ターボ膨張機を跨ぐ圧力比を変える働きをする可変周波数駆動部を備えたポンプを含んでいる、請求項１４に記載の装置。

【請求項16】

直列の第１ポンプと第２ポンプを含んでおり、前記第１ポンプは、両方の熱交換流体回路に共通しており、前記第２ポンプは、前記第２熱交換流体回路に据えられている、請求項８に記載の装置。

【請求項17】

前記第１熱交換流体回路は、第１液状熱交換流体回収容器と、第１液状熱交換循環ポンプとを有し、前記第２熱交換流体回路は、第２液状熱交換流体回収容器と、第２液状熱交換流体循環ポンプとを有している、請求項８に記載の装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、液化天然ガスを過熱流体に変換するための方法と装置に関する。本方法及び装置は、船舶又は他の外洋航行船、例えばＦＳＲＵ（浮体式貯蔵再ガス化ユニット）の船上での使用にとりわけ適している。

【背景技術】

【0002】

天然ガスは、好都合にも、液体状態で貯蔵及び輸送される。とはいえ、それはガス状態で使用されるのが一般的である。従って、大容積の液化天然ガスを、典型的に天然ガスの臨界圧力より下では気体であるが臨界圧力より上の圧力では時に流体である過熱流体に、変換する必要がある。

【0003】

米国特許第６，９４５，０４９号には、液化天然ガスを気化させるための方法と装置が開示されている。液化天然ガスは、気化を達成する第１熱交換器と、蒸気の温度を大凡周囲温度又は周囲温度より僅かに低い温度まで上昇させる第２熱交換器に、ポンプで通される。第１熱交換器は、閉循環で流れるプロパンの様な熱交換流体によって加温される。プロパンは、第１熱交換器内でガス状態から液体状態に変化し、典型的には海水の流れによって加温される複数の熱交換器内で再び気体に変換される。第２熱交換器内で、気化した天然ガスは蒸気の流れによって更に加温される。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【特許文献1】米国特許第６，９４５，０４９号

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

本発明による方法と装置は、対応する熱交換器の表面積を、熱力学的な効率の過度な損失なしに小さくすることを目的としている。

【課題を解決するための手段】

【0006】

本発明により、液化天然ガスを過熱流体に変換する方法が提供されており、本方法は、
ａ．加圧下の天然ガスの流れを、互いに直列の第１主熱交換器と第２主熱交換器に通す段階と、
ｂ．第１主熱交換器内の天然ガスの流れを、循環する第１回路を第１圧力で流れる第１熱交換流体との熱交換によって加温する段階であって、第１熱交換流体は前記第１主熱交換器内で蒸気から液体へ状態の変化を来す、段階と、
ｃ．第２主熱交換器内の天然ガスの流れを、循環する第２回路を第２圧力で流れる第２熱交換流体との熱交換によって更に加温する段階であって、第２熱交換流体は、第１熱交換流体と同じ組成であり、前記第２主熱交換器内で蒸気から液体へ状態の変化を来す、段階と、
ｄ．第１主熱交換器から液状第１熱交換流体を、そして第２主熱交換器から液状第２熱交換流体を回収する段階と、
ｅ．循環する第１熱交換流体回路で、液化した第１熱交換流体の流れを第１副熱交換器内で再気化させ、得られた蒸気を第１熱交換流体として第１主熱交換器へ供給する段階と、
ｆ．第２液状熱交換流体の流れを循環する第２熱交換回路の第２副熱交換器内で再気化させ、得られた蒸気を第２熱交換流体として第２主熱交換器へ供給する段階と、を備えており、
ｇ．第１主熱交換器内の第１熱交換流体の凝縮圧力は、第２主熱交換器内の第２熱交換流体の凝縮圧力より小さい、方法である。

【0007】

幾つかの好適な実施例では、工程（ｅ）で得られた前記蒸気を、第１副熱交換器と第１主熱交換器との中間でターボ膨張させてもよい。ターボ膨張は、蒸気からのパワー回復を可能にする。

【0008】

本発明は、更に、液化天然ガスを過熱流体に変換するための装置を提供しており、本装置は、
ａ．液化天然ガスを凝縮用第１熱交換流体及び凝縮用第２熱交換流体それぞれとの熱交換で加温するために配列されている互いに直列の第１主熱交換器及び第２主熱交換器と、
ｂ．第１主熱交換器を通って延びている循環する第１低凝縮圧力熱交換流体回路と、
ｃ．第２主熱交換器を通って延びている循環する第２高凝縮圧力熱交換流体回路と、を備えており、
ｄ．循環する第１熱交換流体回路と循環する第２熱交換流体回路は共に、凝縮した熱交換流体を回収するための液体回収容器を含み、
ｅ．循環する第１熱交換流体回路は、凝縮した第１熱交換流体を再気化させるための第１副熱交換器を通って延び、
ｆ．循環する第２熱交換流体回路は、凝縮した第２熱交換流体を再気化させるための第２副熱交換器を通って延び、
ｇ．本装置は、更に、第１主熱交換器を通る第１熱交換流体の流量と、第２主熱交換器を通る第２熱交換流体の流量を制御するための手段を備えている、装置である。

【0009】

本発明による装置は、更に、循環する第１熱交換液化天然ガス回路の、第１副熱交換器と第１主熱交換器との中間にターボ膨張機を含んでいてもよい。ターボ膨張機をパワー生成手段と作動的に関係付け、それによってパワーの回復を可能にすることもできる。

【0010】

第１熱交換流体回路と第２熱交換流体回路内の異なる凝縮圧力の採用によって、第１主熱交換器と第２主熱交換器の表面積を、熱力学的な効率の過度な損失なしに小さく抑えることが可能になる。第１熱交換流体の第１主熱交換器への入口における温度と天然ガスの第１主熱交換器からの出口における温度の温度差は、第２熱交換流体の第２主熱交換器への入口における温度と天然ガスの第２主熱交換器からの出口における温度の温度差より大きいことが望ましい。

【0011】

本発明による方法及び装置では、主熱交換器と副熱交換器のそれぞれは、単一の本体又はコアを備えていてもよいし、複数の本体又はコアを備えていてもよい。複数の場合、熱交換本体又はコアは、直列に配列されていてもよいし、並列に配列されていてもよい。

【0012】

本発明による装置は、液状熱交換流体を回収容器から取り、それを、循環する第１熱交換回路と循環する第２熱交換回路を通して循環させるための、少なくとも１つの液体ポンプを追加的に備えているのが望ましい。

【0013】

第１熱交換回路と第２熱交換回路の液状熱交換流体は、第１熱交換流体回路と第２熱交換流体回路が共有する共通の回収容器に回収されるのが望ましい。従って、第１熱交換流体は、第２熱交換流体と同じであるのが望ましい。

【0014】

代わりに、それぞれの回路は、独自の回収容器と独自の液体ポンプを有していてもよい。この場合、第１熱交換流体は第２熱交換流体と異なっていてもよい。
第１主熱交換器と第２主熱交換器をそれぞれに通過する第１熱交換流体と第２熱交換流体の流量は、当該熱交換器に掛かる熱負荷の何らかの変化に基づいて変えられるのが望ましい。そのため、制御手段は、第１主熱交換器を通る第１熱交換流体の流量を、当該熱交換器に掛かる熱負荷の何らかの変動に基づいて変えるべく作動するように適合されている、第１弁手段を含んでいるのが望ましい。同じく、制御手段は、やはり同様に第２主熱交換器を通る第２熱交換流体の流量を、当該熱交換器に掛かる熱負荷の何らかの変動に基づいて変えるべく作動するように好適に適合されている、第２弁手段を含んでいるのが望ましい。循環する第１熱交換回路がターボ膨張機を含んでいる場合は、流量は、ターボ膨張機の入口案内羽根によって制御されていてもよい。

【0015】

本発明による方法と装置の、循環する第１熱交換器回路がターボ膨張機を含んでいる実施例では、この回路は、ターボ膨張機を跨ぐ圧力比を変える働きをする可変周波数駆動部を備えた液体ポンプを追加的に含んでいるのが望ましい。これによって、回路は、異なる再気化及び凝縮温度に対応することができるようになる。

【0016】

第１弁手段は、循環する第１熱交換流体回路の、液体ポンプと第１熱交換流体の第１副熱交換器への入口との中間に配置されているのが望ましい。第２弁手段は、循環する第２熱交換流体回路の、第２主熱交換器からの第２熱交換流体用出口と共通の回収容器との中間に配置されているのが望ましい。

【0017】

本発明による装置は、更に、凝縮した熱交換流体を共通の回収容器へ再循環させるための導管と、装置に掛かる熱負荷が選定されている最小値より下に下がった場合に前記導管を開く（又は通過する流量を増やす）ための、導管内の第３弁手段と、を含んでいるのが望ましい。

【0018】

望ましくは、共通の回収容器のアレージ空間の圧力は、本質的には、循環する第１回路交換流体の凝縮圧力である。
第１液状熱交換流体と第２液状熱交換流体は、第１副熱交換器と第２副熱交換器内で、如何なる都合のよい媒体によって加温されてもよいが、この媒体の温度は、熱交換流体の選定に影響する。海水は、典型的に、航洋船の船上で使用するのに都合のよい媒体であるが、淡水、エンジン冷却水、又は水とエチレングリコールの混合物の様な、他の媒体を代わりに使用することもできる。一般に、前記媒体が、大凡周囲温度で供給される場合は、プロパンが、第１熱交換流体と第２熱交換流体の両方にとって好適な選択肢である。プロパンは、商業的に容易に入手することができ、第１主熱交換器と第２主熱交換器の凝縮温度をマイナス４０℃より上であって但しプラス１５℃より下になるよう選択できるようにする熱力学的属性を有している。他の熱交換流体を、プロパンの代わりに又はプロパンと混合して使用することもできる。その様な代わりの又は追加の熱交換流体には、エタン、ブタン、他の炭化水素類、及び過フッ化炭化水素冷媒、特にＲ１３４（ａ）が含まれる。選択された熱交換流体は、マイナス３０℃又はマイナス４０℃まで下げる正の平衡圧力を有しているのが望ましい。海水（又は代わりの媒体）の温度が特に低い場合は、第１熱交換流体と第２熱交換流体は共に、プロパンとエタンの同一混合物で構成されていてもよい。他方、その様な温度が特に高い場合は、第１熱交換流体と第２熱交換流体は共に、プロパンとブタンの同一混合物で構成されていてもよい。

【0019】

第１熱交換流体と第２熱交換流体は、完全に気化させてもよいし、所望であれば、第１副熱交換器と第２副熱交換器内で過熱させてもよい。所望であれば、気化区域から切り離された過熱区域があってもよい。両方のその様な区域は、異なる本体に設けられていてもよい。代わりに、流体は第１副熱交換器と第２副熱交換器内で部分的に気化させてもよく、その場合、第１熱交換回路と第２熱交換回路は共に、気化していない熱交換流体をそれの蒸気から引き離す相分離器を含んでいてもよい。得られた液体は、熱交換回路と関係付けられている回収容器に戻されてもよい。

【0020】

本発明による方法の或る好適な実施例では、加圧下の前記天然ガスの流れは、貯蔵槽から取られ、当該流れが第１主熱交換器を通過するよりも上流で、貯蔵槽からボイルオフしてくる蒸気を凝縮させるのに用いられる。好適な実施例を実行するための装置は、液化天然ガス用の貯蔵槽と、貯蔵層から液化天然ガスの流れを引き出すための、貯蔵槽に没している水中ポンプと、液化天然ガスの圧力を更に上昇させ、加圧された液化天然ガスを第１主熱交換器へ供給するための増圧ポンプと、を備えていてもよく、水中ポンプは、増圧ポンプにとって適正な有効吸込ヘッドが維持されるように吸込容器を経由して増圧ポンプと連通し、当該吸込容器は、貯蔵槽からボイルオフした天然ガスを引き出すために圧縮機とも連通し、当該吸込容器は、ボイルオフした天然ガスの凝縮が達成されるようにボイルオフした天然ガスを液化天然ガスと密着させるための液体−蒸気接触面を保有している。

【0021】

これより、本発明による方法と装置を一例として添付図面を参照しながら説明してゆく。

【図面の簡単な説明】

【0022】

【図1】或る形態のＬＮＧ気化装置の全体的な概略流れ線図である。

【図2】別の形態のＬＮＧ気化装置の全体的な概略流れ線図である。

【図3】別の形態のＬＮＧ気化装置の全体的な概略流れ線図である。

【図4】別の形態のＬＮＧ気化装置の全体的な概略流れ線図である。

【図5】装置の上流部分を示している。

【発明を実施するための形態】

【0023】

図１を参照して、ＬＮＧ設備２は、典型的には、水中ＬＮＧポンプ６を有する少なくとも１つの断熱性貯蔵槽４を備えている。ポンプ６の出口は、導管８と連通しており、その導管に沿って設備２の外に第２ＬＮＧポンプ９が配置されている。ポンプ９の出口は、ＬＮＧの流れを加温するための本発明による装置と連通している。設備は、典型的には、例えば、いわゆるＦＳＲＵ（浮体式貯蔵再ガス化ユニット）であってもよい航洋船の船上に配置されている。ときどきに、天然ガスを施設２から高圧且つ非極低温で、典型的には周囲温度に近い温度で、送達する必要がある。図１に示されている装置は、天然ガスを、選定された圧力、速度、及び温度で送達させることができる。この装置は、第１主熱交換器１０、第２主熱交換器１２、第１副熱交換器１４、及び第２副熱交換器１６を含んでいる。第１主熱交換器１０と第２主熱交換器１２は共に、天然ガスに向流する共通の凝縮用熱交換流体によって加温されるように適合されている。

【0024】

熱交換流体を、第１主熱交換器１０と第１副熱交換器１４を通って流れさせる循環する第１熱交換流体回路２０と、熱交換流体を、第２主熱交換器１２と第２副熱交換器１６を通って流れさせる第２のその様な回路２２が存在している。回路２０と２２は、液状熱交換流体回収容器２４と、液状熱交換流体が受ける圧力を上昇させるためのポンプ２６とを、共同で所有している。しかしながら、それぞれの回路が、独自の専用回収容器を有することも可能である。循環する第１熱交換流体回路２０は、第１主熱交換器１０の液体出口から液体回収容器２４まで延びており、ポンプ２６を含んでいる。ポンプ２６の下流では、第１熱交換流体回路２０が、第１副熱交換器１４を通って延びており、第１副熱交換器１４内で液状熱交換流体は蒸気に再変換される。熱交換流体回路２０は、第１副熱交換器１４からの気化した熱交換流体用の出口を主熱交換器１０への気化した熱交換流体用の入口と連通させている導管によって完結している。所望であれば、両方の熱交換回路は、それらの回路からの熱交換流体の何らかの損失を埋め合わせできるように、バックアップ用熱交換流の供給源と連通しているか又は連通させられるようになっていてもよい。

【0025】

第１主熱交換器１０を通って流れる液化天然ガス全てを気化させ、それを選定された温度まで過熱するために、当該熱交換器を通る十分な熱交換流体の流れが提供されている。しかしながら、ポンプ８は典型的に液化天然ガスの圧力をその臨界圧力より上、例えば約１００バールまで上昇させることもあり、その場合、第１主熱交換器１０に進入する天然ガスは超臨界流体であり、極めて厳密に言うと気化していないものと理解されたい。液化天然ガスが第１主熱交換器１０へ超臨界流体として提供されようがされまいが、図１に示されている装置は、確実に、液化天然ガスが第１主熱交換器１０を出てゆくときの温度が選定された温度範囲内、即ち０℃より幾分下になるように運転される。

【0026】

第２熱交換回路２２は、天然ガスの温度を更に選択された送達値まで上昇させるように運転される。第２熱交換流体回路２２では、一部の液状熱交換流体が第１熱交換流体回路２０のポンプ２６の下流の領域から迂回させられ、第２副熱交換器１６を通って流れ、当該熱交換器内で気化する。得られた蒸気は、第２主熱交換器１２への熱交換流体用の入口へ流れる。この熱交換流体は、第２主熱交換器１２で天然ガスとの熱交換によって凝縮し、天然ガスはそれによって所望の温度まで加温される。こうして凝縮した熱交換流体は、第２主熱交換器からパイプ又は導管３４を経由して共通の回収容器２４へ送られる。

【0027】

第１副熱交換器１４と第２副熱交換器１６にとって必要な熱は、任意の都合のよい副熱交換媒体によって提供されてもよい。
液体容器２４には、再循環導管２８が設けられている。導管２８の一端は、ポンプ２６の出口の下流であって但し第２熱交換回路２２が第１熱交換回路２０から分岐している場所よりも上流の熱交換回路２０と２２の共通領域に終端している。導管２８の他端は、液体回収容器２４内部に終端している。導管２８内部には弁３０が配置されている。弁３０は、開いているときは、凝縮された熱交換流体を熱交換回路２０と２２から引き出せるようにする。その様な引き出しは、主熱交換器１０と１２に掛かる熱負荷が選定液位より下に下がった場合に実施されてもよい。

【0028】

第１主熱交換器１０と１２を通る熱交換流体の流れの速度は、第１弁３２と第２弁３６によってそれぞれ制御されている。第１弁３２は、ポンプ２６の出口と、第１副熱交換器１４への熱交換流体用の入口との中間に配置されている。第２弁３６は、導管３４内に配置されている。弁３２と３６は、第１主熱交換器１０と第２主熱交換器１２それぞれを通る熱交換流体の流量をそれぞれの交換器に掛かる熱負荷の変化に伴って変える働きをする。

【0029】

運転時、熱交換流体は、副熱交換媒体と液化天然ガスの間の間接的な熱交換を達成する。船舶又はＦＳＲＵの船上では、海水はとりわけ都合のよい副熱交換媒体である。それは、例えば、船舶又はＦＳＲＵの周囲環境から取ることができる。淡水、エンジン冷却水、又は水とエチレングリコールの混合物、の様な他の媒体を代わりに使用することもできる。副熱交換媒体は、開回路を流れていてもよいし、閉回路を流れていてもよい。閉回路の場合、副熱交換媒体の温度は、例えばボイラーの様な追加の熱供給源及びこの温度に基づいて選択された熱交換流体によって容易に制御することができる。好適な熱交換流体はプロパンである。プロパンは、商業的に容易に入手することができ、第１主熱交換器１０と第２主熱交換器１２の凝縮温度をマイナス４０℃より上、但しプラス１５℃より下にすることができる熱力学的属性を有している。しかしながら、例えば、海水の様な副熱交換媒体が開回路を流れる場合は、その温度は、一年を通じて、そして船舶又はＦＳＲＵの地理的場所によって、変わることもある。その結果、海水の流入温度は、例えば１０℃から２７℃の間で変わることもある。所望であれば、プロパンに、低い副熱交換媒体温度用にはエタンを、高い温度用にはブタンを混ぜてもよい。一般に、熱交換流体の選定は、これらの要因を鑑み、熱交換流体が、マイナス３０℃まで、望ましくはマイナス４０℃まで下げる正の平衡圧力を有するのが望ましいことを念頭に置いて、なされる必要がある。

【0030】

典型的な運転では、熱交換器１０と熱交換器１２に掛かる熱負荷、つまりはＬＮＧの温度をマイナス１５０℃より下の貯蔵温度から選定された供給温度（例えば＋５℃）まで上昇させるためにそれらが提供することを要求されている熱、は変わり得る。図１に示されている装置は、これらの変動に対応することができる。第１副熱交換器１４を通る熱交換流体の流れは、典型的には、海水又は他の媒体を５℃から７℃だけ冷やすものである。熱交換流体は、第１副熱交換器１４内で状態が液体から蒸気に変化し、僅かに過熱されることもある。第１主熱交換器１０内でＬＮＧを加温する役目を果たすのはこの蒸気である。熱交換流体は、第１主熱交換器１０内で再び凝縮する。第２主熱交換器１２の運転は第１主熱交換器１０の運転と似ている。天然ガスは、当該熱交換器内で、凝縮用熱交換流体との間接的な熱交換によって加温される。弁３２と弁３６の作動には、第２主熱交換器１２内の凝縮圧力を第１主熱交換器１０内より高くする効果がある。凝縮圧力の差は、ポンプ２６を跨ぐ差圧から関係のある配管及び熱交換器の圧力降下分を引いたものに等しい。更に、第１主熱交換器内の凝縮圧力は、共通の回収容器のアレージ空間の凝縮圧力に等しい。この圧力は、固定ではなく、熱交換回路が熱負荷の変化に適応する際に浮動する傾向がある。より高い熱負荷では、第１主熱交換器１０内の凝縮圧力はより低く、これらの圧力変化は、熱交換器１０に掛かる熱負荷の変化に応えて弁３２が調節されることよってもたらされる。所望であれば、弁３２の調節は、熱負荷の変化の関数であるパラメーターに応えて自動的に達成されてもよい。弁３６は同様に調節され、第１主熱交換器１０内の凝縮圧力が浮動であるため、第２主熱交換器１２内の凝縮圧力もまた浮動である。

【0031】

第２主熱交換器１２内の凝縮圧力は、第１主熱交換器１０内の凝縮圧力より大きいので、低い海水（又は他の副交換媒体）温度であっても、熱力学的効率の過度な損失なしに、２つの熱交換器の寸法を容易に小さく抑えることができる。一般に、第１主熱交換器１０は、第２主熱交換器より大きな熱負荷に対応することが求められる。第１主熱交換器１０に進入する熱交換流体とそれを出てゆく天然ガスの間の温度差は、第２主熱交換器１２に進入する熱交換流体とそれを出てゆく天然ガスの間の温度差より大きいことが好ましい。

【0032】

ポンプ２６を跨ぐ圧力差は、２つの主熱交換器１０と１２の間の凝縮圧力ひいては凝縮温度の差を決定付ける重要な要因であることが理解されるであろう。典型的に、ポンプ２６は、定周波数駆動部を有しており、従って差圧は改変され得ない。このことは不利点ではない、というのも、図１に示されている装置は、概して、遭遇する熱負荷の通常の変化に対処できるからである。熱負荷の低下があまりに激しく、制御弁３２と３６が流れを過剰に絞るようになっても、弁３０の設定は、ポンプ２６を稼働させておくのに必要な最小の流れを自動的に維持することができる。熱負荷があまりにも上がり過ぎると、ＬＮＧパイプラインの弁（図示せず）がＬＮＧ流れを減少させるように調節される。しかしながら、海水流入温度が低ければ（例えばほぼ１０℃程度）、可変周波数ポンプ２６を使用し、それを僅かに高い圧力差で運転して、より高い熱負荷の第１主熱交換器１０内の凝縮温度を下げるのが有利であるかもしれない。

【0033】

或る典型的な実施例では、第１主熱交換器１０は、ＬＮＧの温度をマイナス４０℃からマイナス２０℃へ上昇させ、その結果、ＬＮＧは（超臨界圧力でない限り）気化し、そして第２主熱交換器１２は、更に、その温度を０℃から５℃へ上昇させる。第１主熱交換器１０は、典型的には、熱負荷の８０％を賄い、第２主熱交換器１２が残りの２０％を賄う。この実施例では、熱交換流体はプロパンであり、副熱交換媒体は海水である。

【0034】

図１に示されている装置は、本質的に、それに掛かるＬＮＧ気化負荷の変化に対し自己調節式である。ＬＮＧの流れが減少すれば、熱交換器１０と１２内のプロパンの凝縮の速度は低くなり、副熱交換器１４と１６及び共通の回収容器内ではプロパン圧力が高まることになる。この圧力の増加には、熱交換器１４及び１６内での副熱交換媒体と気化してゆくプロパンの間の温度差が小さくなることによる、プロパンの気化速度に対する補償効果がある。熱交換回路２０又は２２は、気化したプロパンの温度を、その沸点温度より摂氏数度以上高くなることのないように調節することができる。同様に、ＬＮＧの流れが増加すれば、熱交換器１０と１２内のプロパンの凝縮の速度は速まり、副熱交換器１４と１６及び共通の回収容器２４ではプロパン圧力が下がることになる。この圧力の低下には、熱交換器１４及び１６内での副熱交換媒体と気化してゆくプロパンの間の温度差が大きくなることによる、プロパンの気化速度に対する補償効果がある。熱交換回路２０と２２は、気化したプロパンの温度を、その沸点温度より摂氏数度以上高くなることのないように調節することができる。

【0035】

図２に示されている装置は、副熱交換器１４と１６内のプロパン又は他の熱交換流体の過熱を回避させることができる。ここでは、熱交換回路２０と２２は共に相分離器を含んでおり、副熱交換器１４と１６は、プロパン又は他の熱交換流体の部分的気化のみを達成する。

【0036】

第１相分離器４０は、第１熱交換回路２０の第１副熱交換器１４のプロパン出口端と第１主熱交換器１０のプロパン入口端との中間に設けられている。所望であれば、図２に示されている様に、第１副熱交換器１４は分割され、２つの並列熱交換ユニット１４（ａ）と１４（ｂ）を備えていてもよい。

【0037】

第１相分離器４０は、液相が回収される容器４４への液体−蒸気プロパン混合物用の入口４２を有している。
相分離器容器４４は、その頂部の、第１主熱交換器１０へのプロパン入口と連通している蒸気用の第１出口４６と、その底部の、共通の回収容器２４と連通している液体プロパン用の第２出口４８と、を有している。導管５０には流れ制御弁５２が設置されており、容器４４について一定の液体プロパン液位が維持されるように容器４４の液位検出器５４と作動的に関係付けられている。容器４４には、第１主熱交換器１０へ流れてゆく蒸気から液滴を引き離すためにデミスタ５６が設置されている。

【0038】

第２相分離器６０は、第２熱交換回路２２の、第２副熱交換器１６のプロパン出口端と第２主熱交換器１２のプロパン出口端との中間に設けられている。第２相分離器６０は、容器６４への液体−蒸気混合物用の入口６２と、その頂部の、第２主熱交換器１２へのプロパン入口と連通している蒸気用の第１出口６６と、その底部の、導管７０を経由して共通の液体プロパン回収容器２４と連通している液体プロパン用の第２出口６８と、を有している。導管７０には流れ制御弁７２が設置されており、容器６４内で一定の液体液位が維持されるように容器６４の液位検出器７４と作動的に関係付けられている。容器６４には、第２主熱交換器１２へ流れてゆく蒸気から液滴を引き離すためにデミスタ７６が設置されている。

【0039】

熱交換器１４と１６は、２つ又はそれ以上の並列部分に分割されていてもよい。
相分離器４０と６０が設けられていることを考慮して、図２に示されている装置からは再循環導管２８と弁３０が省略されている。図２に示されている装置の運転は、図１に示されているものに似ているが、熱交換器１４及び１６内でのプロパンの過熱工程はない。

【0040】

図１に示されている装置と比較して、図２に示されている装置は、液体プロパンの循環を支援する追加の液体ポンプ８０を有している。ポンプ２６と８０は、必要であれば、熱交換回路２０と熱交換回路２２の間のプロパンの圧力差を変える働きをする。運転時、熱交換回路２０と２２は、図１に示されている装置の対応する回路に似たやり方で自己調節する。装置には、停止弁７９が配置されていて回収容器２４に終端している導管７８を経由してプロパンが充填される。

【0041】

これより図面のうち図３を参照してゆくが、同図には、図２に示されている装置の変型であって、共通の回収容器２４が存在するのではなく、両方の熱交換回路２０と２２が、それぞれに、専用の液体プロパン回収容器８２と８４を有している装置が示されている。よって、回路２０と２２は、互いから切り離されており、それぞれの回路は、停止弁８８が配置されていて容器８２に終端している独自の液体プロパン供給パイプライン８６を有し、回路２２は、停止弁９２が配置されていて容器６４に終端している液体プロパン供給パイプライン９０を有している。

【0042】

図３に示されている装置の運転時、ポンプ２６と８０は、単純に、必要な液体プロパンの循環を作り出し、装置の圧力降下を補償する。他の点では、図３に示されている装置の運転は図２に示されているものに似ている。

【0043】

これより図面のうち図４を参照してゆくが、同図には、図１に示されている装置の変形であって、共有の回収容器２４が存在するのではなく、両方の熱交換回路２０と２２が、それぞれに、専用の液体回収容器８２と８４を有している装置が示されている。よって、回路２０と２２は、それぞれに、専用の液体回収容器８２と８４を有している。よって、回路２０と２２は、互いから切り離されている。

【0044】

回路２０は、停止弁８８が配置されていて容器８２に終端している独自の液状熱交換流体供給パイプライン８６を有し、回路２２は、停止弁９２が配置されていて容器８４に終端している液状熱交換流体供給パイプライン９０を有している。回路２０の熱交換流体は、回路２２の熱交換流体の組成と同じであってもよいし、異なっていてもよい。

【0045】

回路２０は、副熱交換器１４からの熱交換蒸気出口と、主熱交換器１０への熱交換器蒸気入口との中間にターボ膨張機１００を有している。ターボ膨張機１００は、電気格子１０６に接続されている発電機１０４と従来のやり方で作動的に関係付けられており、こうして熱交換器流体からのパワー回復を可能にしている。循環ポンプ２６は、タービンの設計圧力比に適応させるための高い差圧用に対応した設計であり、圧力比を異なる再気化及び凝縮温度に適合させる可変周波数駆動部１１０を具備している。

【0046】

図４に示されている装置の運転時、ポンプ２６は、回路２０の熱交換流体を循環させることに加え、電力を生成するターボ膨張機１００の運転に必要な圧力差を作り出す。ポンプ８０は、回路２２内の熱交換流体を循環させる。更に、両方のポンプ２６と８０は、装置内の圧力降下を補償する。他の点では、図４に示されている装置の運転は図１と図３に示されているものに似ている。

【0047】

これより図５を参照してゆくが、同図には、船舶の船上に搭載されている修正されたＬＮＧ過熱装置の上流部分であって、再ガス化運転中にボイルオフさせた余分な天然ガスを再凝縮させる部分が示されている。再凝縮は、単数又は複数の貯蔵槽から取られる過冷却されたＬＮＧとの接触によって達成される。凝縮器は、ＬＮＧの圧力を、本発明による装置の第１主熱交換器と第２主熱交換器を通過させるのに適した液位まで上昇させる単数又は複数の増圧ポンプへの十分な有効吸込ヘッド（ＮＰＳＨ）を提供している、吸込ドラム又は吸込槽に組み込まれている。

【0048】

図５を参照して、ＬＮＧ設備５０２は、典型的には、少なくとも１基、大抵は数基の断熱性貯蔵槽５０４であって、それぞれが水中ＬＮＧポンプ５０６を有している断熱性貯蔵槽を備えている。（図５には、断熱性貯蔵槽５０４が１基のみ、その関係付けられている水中ＬＮＧポンプ５０６と共に示されている。）ポンプ５０６の出口は、導管５０８と連通している。導管５０８は容器５１０に終端し、その容器は、下で説明されている様に、下流の増圧ポンプ用の有効吸込ヘッドを提供し、貯蔵槽５０４からボイルオフしてゆく天然ガス用の凝縮器の役目を果たす。槽５０４に貯蔵されているＬＮＧからのボイルオフについては、その周囲環境から熱を吸収する結果として、自然発生的なボイルオフ速度がある。自然発生的なボイルオフ速度は、天然ガスを槽５０４から供給するための運転中に、ＬＮＧポンプ５０６によってパワーが使い果たされた結果として、増進される可能性がある。運転時、ボイルオフした天然ガスは、圧縮機５２０によって槽５０４から引き出される。圧縮されたボイルオフガスの一部は、典型的には、船上に貯蔵設備５０２が設置された再気化船舶又はＦＲＳＵのエンジンに導管５２２経由で供給される。ボイルオフした天然ガスの残りは、容器５１０への入口５２４に送られる。導管５０８から容器５１０へ流入するＬＮＧの流れは、確実に、容器５１０に進入してゆくボイルオフした天然ガス全てが、その中で、パッキング５１２の表面のＬＮＧ又は容器５１０内部に在る別の液体−蒸気接触媒体との接触によって凝縮するように、予め決められている。ＬＮＧは、ＬＮＧ圧力を上昇させるポンプ５０６の作動により、過冷却された状態で容器５１０に進入するものと理解されたい。従って、ボイルオフした天然ガスの必要な凝縮を達成することができる。得られたＬＮＧは、容器５１０から出口５１４を通って分配ライン５１６へ送られる。容器５１０内で凝縮させる目的に必要ではないＬＮＧには、当該容器を迂回させ、分配ライン５１６内で容器５１０からのＬＮＧと再結合させることができる。導管５０８には、容器５１０への過冷却されたＬＮＧの流れを制御するために制御弁５２６が設置されている。容器５１０を迂回するＬＮＧの流れは、別の流れ制御弁５２８によって制御されていてもよい。余剰なボイルオフした天然ガスがあれば、それらは導管５３３を経由してガス燃焼ユニット５３１に抜かれてもよい。

【0049】

分配ライン５１６は、複数の増圧ポンプ５１９と連通している。分かり易くするために、図５にはその様なポンプを１つだけ示しているが、或る典型的な設置では、数台のその様なポンプが提供されていてもよく、本発明によるＬＮＧの気化及び過熱では、単一ポンプ又は複数の対になったポンプが第１主熱交換器と第２主熱交換器の別々の配列に供給していてもよい。分かり易くするために、図５には熱交換器を示していないが、図１から図４に示されている配置構造の何れが採用されていてもよい。

【0050】

それぞれのポンプ５１９は、気化及び過熱用装置（図示せず）と連通している出口５３０を有している。それぞれのポンプ５１９は、装置にＬＮＧの可変流れを供給するように配列されていてもよい。余分なＬＮＧは、パイプライン５３２を通して容器５１０へ戻されてもよい。感知されたポンプ流量が要求最低流量より小さくなってゆけば、流れ制御弁５３４が自動的に開かれてもよい。

【0051】

それぞれのポンプ５１９内部で気化してゆく天然ガスはまた、パイプライン５３６を経由して容器５１０へ戻されてもよい。この目的のために、パイプライン５３６には通気弁５３８が配置されている。

【0052】

図５に示されている装置はまた、容器５１０の頂部から貯蔵槽５０４までの戻りパイプライン５４０を含んでいる。パイプライン５４０には制御弁５４２が設置されている。弁５４２は、通常、閉じられたままである。弁５４２は、容器５１０で低液位が検出された場合、自動的に開く。容器５１０で高液位が検出された場合は、高圧ガス供給源に接続されているパイプライン５６０の制御弁５６２が自動的に開く。

【0053】

図５に示されている装置は、こうして、本発明に基づく方法による下流での気化及び過熱のために必要な加圧下の液化天然ガスの流れを提供することができる。

【符号の説明】

【0054】

２ ＬＮＧ設備
４ 貯蔵槽
６ 水中ポンプ
８ 導管
９ ポンプ
１０、１２ 主熱交換器
１４、１６ 副熱交換器
１４（ａ）、１４（ｂ） 並列熱交換ユニット
２０、２２ 循環する熱交換流体回路
２４ 液体回収容器
２６ ポンプ
２８、３４ 導管
３０、３２、３６ 弁
４０、６０ 相分離器
４２、６２ 混合物用入口
４４、６４ 相分離器容器
４６、６６ 蒸気用出口
４８、６８ 液体プロパン用の出口
５０、７０ 導管
５２、７２ 流れ制御弁
５４、７４ 液位検出器
５６、７６ デミスタ
７８ 導管
７９ 停止弁
８０ 液体ポンプ
８２、８４ 液体プロパン回収容器
８６、９０ 液体プロパン供給パイプライン
８８、９２ 停止弁
１００ ターボ膨張機
１０４ 発電機
１０６ 電気格子
１１０ 可変周波数駆動部
５０２ ＬＮＧ設備
５０４ 貯蔵槽
５０６ 水中ＬＮＧポンプ
５０８ 導管
５１０ 容器
５１２ パッキング
５１４ 出口
５１６ 分配ライン
５１９ 増圧ポンプ
５２０ 圧縮機
５２２ 導管
５２４ 入口
５２８ 流れ制御弁
５３０ 出口
５３１ ガス燃焼ユニット
５３２、５３６、５４０、５６０ パイプライン
５３３ 導管
５３４、５３８、５４２、５６２ 流れ制御弁

【図1】

【図5】

【図2】

【図3】

【図4】