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JP2013087911A - Pressure rise suppression device for storage tank, pressure rise suppression system provided therewith, suppression method therefor, liquefied gas carrying vessel provided therewith, and liquefied gas storage facility provided therewith - Google Patents

Pressure rise suppression device for storage tank, pressure rise suppression system provided therewith, suppression method therefor, liquefied gas carrying vessel provided therewith, and liquefied gas storage facility provided therewith Download PDF

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JP2013087911A
JP2013087911A JP2011230785A JP2011230785A JP2013087911A JP 2013087911 A JP2013087911 A JP 2013087911A JP 2011230785 A JP2011230785 A JP 2011230785A JP 2011230785 A JP2011230785 A JP 2011230785A JP 2013087911 A JP2013087911 A JP 2013087911A
Authority
JP
Japan
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liquefied gas
storage tank
liquid
refrigerant
heat exchange
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2011230785A
Other languages
Japanese (ja)
Inventor
Masaru Oka
勝 岡
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to JP2011230785A priority Critical patent/JP2013087911A/en
Priority to KR1020147008168A priority patent/KR101688705B1/en
Priority to CN201280048025.8A priority patent/CN103857955B/en
Priority to EP12841914.0A priority patent/EP2775194B1/en
Priority to PCT/JP2012/076921 priority patent/WO2013058308A1/en
Publication of JP2013087911A publication Critical patent/JP2013087911A/en
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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a pressure rise suppression device for a storage tank that can suppress pressure rise in a storage tank to store a liquefied gas, simplify a facility, and lower the cost of the facility; a pressure rise suppression system provided therewith; a suppression method therefor; a liquefied gas carrying vessel provided therewith; and a liquefied gas storage facility provided therewith.SOLUTION: The pressure rise suppression device includes a storage tank 2 to store a liquefied gas, a heat exchanging unit 4 for heat exchanging between the liquid liquefied-gas extracted from the storage tank 2 and a cooling medium, a cooling medium compressor 31 for compressing the cooling medium to be led to the heat exchanging unit 4, a cooling medium expanding unit 33 for decompressing the cooling medium compressed by the cooling medium compressor 31 and supplying it to the heat exchanging unit 4, and a supplying unit 11 for supplying the liquid liquefied-gas cooled in the heat exchanging unit 4 to the liquid liquefied-gas in the storage tank 2.

Description

本発明は、貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、これを備えた圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備に関し、特に、液化ガスを貯蔵する貯蔵槽内の圧力上昇の抑制に関するものである。   The present invention relates to a storage tank pressure increase suppression device, a pressure increase suppression system including the same, a suppression method thereof, a liquefied gas carrier including the same, and a liquefied gas storage facility including the same, and particularly stores liquefied gas. The present invention relates to suppression of pressure increase in the storage tank.

一般に、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）や液化石油ガス（以下、「ＬＰＧ」という。）といった液化ガスを液状で貯蔵している貯蔵タンク（以下、「貨物タンク」という。）では、貨物タンクへの外部からの入熱により自然に気化した液化ガス（以下、「ボイルオフガス」という。）による貨物タンク内圧上昇を抑える為に、気化ガスを再液化したり、貨物タンクからボイルオフガスを抜き出して外部で燃焼や廃棄処理している。   Generally, in storage tanks (hereinafter referred to as “cargo tanks”) that store liquefied gas such as liquefied natural gas (hereinafter referred to as “LNG”) and liquefied petroleum gas (hereinafter referred to as “LPG”) in liquid form. In order to suppress the increase in cargo tank pressure due to liquefied gas (hereinafter referred to as “boil-off gas”) that is naturally vaporized by heat input from the outside to the cargo tank, the vaporized gas is re-liquefied or boil-off gas from the cargo tank. Extracted and burned or disposed of outside.

ボイルオフガスの再液化装置としては、例えば、図７に示すように、ＬＰＧを輸送する液化石油ガス運搬船の再液化装置１０１では、貨物タンク１０２内のボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機１０３により高圧に圧縮し、圧縮されたボイルオフガスをコンデンサ１０４において船外から引いてきた海水（設計温度：約３２℃）と熱交換させて冷却し、およそ４０℃にて凝縮させる。このようにして凝縮されたＬＰＧは、貨物タンク１０２へと導かれて貨物タンク１０２内で減圧（膨張）される際に一部がガス化する。この際、ＬＰＧが蒸発する冷熱を用いて貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧの液温を低下させ、貨物タンク１０２内のボイルオフガスの総量（ガス相総量）を低減して貨物タンク１０２内の圧力を抑制する。   As the boil-off gas reliquefaction device, for example, as shown in FIG. 7, in the reliquefaction device 101 of the liquefied petroleum gas carrier ship that transports LPG, the boil-off gas in the cargo tank 102 is compressed to a high pressure by the boil-off gas compressor 103. Then, the compressed boil-off gas is cooled by exchanging heat with seawater (design temperature: about 32 ° C.) drawn from outside the ship in the condenser 104 and condensed at about 40 ° C. Part of the LPG condensed in this way is gasified when being led to the cargo tank 102 and decompressed (expanded) in the cargo tank 102. At this time, the temperature of the liquid LPG stored in the cargo tank 102 is lowered using the cold heat at which the LPG evaporates, and the total amount of boil-off gas (gas phase total amount) in the cargo tank 102 is reduced. The pressure in 102 is suppressed.

図８に、図７に示した再液化装置１０１を用いて例えばプロパンを再液化した場合のプロセス図を示す。また、図８の縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は、比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。   FIG. 8 shows a process diagram when, for example, propane is reliquefied using the reliquefaction apparatus 101 shown in FIG. Moreover, the vertical axis | shaft of FIG. 8 has shown the pressure [MPa], and the horizontal axis has shown the specific enthalpy [kJ / kg].

図８中のＩは、図７に示した貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧが蒸発してボイルオフガスになることを示し、IIはボイルオフガス圧縮機１０３によるボイルオフガスの圧縮を示し、IIIはコンデンサ１０４において海水によるボイルオフガスの冷却を示し、IVは凝縮されたＬＰＧが貨物タンク１０２内で膨張して貨物タンク１０２内に貯蔵されている液状のＬＰＧをガス冷却することを示している。   8 indicates that the liquid LPG stored in the cargo tank 102 shown in FIG. 7 evaporates to become boil-off gas, and II indicates compression of the boil-off gas by the boil-off gas compressor 103. , III indicates cooling of the boil-off gas by seawater in the condenser 104, and IV indicates that the condensed LPG expands in the cargo tank 102 and gas-cools the liquid LPG stored in the cargo tank 102. Yes.

図７に示した再液化装置１０１では、例えば、シリンダ１０５内にピストン１０７を備え、クランク軸１０９を介してピストン１０７を駆動する駆動機１１１を有する往復式の多段式ボイルオフガス圧縮機１０３が用いられており、ボイルオフガスを１６気圧〜２０気圧程度の高圧に圧縮してコンデンサ１０４に供給している。また、コンデンサ１０４には、海水冷却方式のプレートまたはシェルアンドチューブ方式の熱交換器が用いられている。   In the reliquefaction apparatus 101 shown in FIG. 7, for example, a reciprocating multistage boil-off gas compressor 103 having a piston 107 in a cylinder 105 and having a drive unit 111 that drives the piston 107 via a crankshaft 109 is used. The boil-off gas is compressed to a high pressure of about 16 to 20 atmospheres and supplied to the capacitor 104. The condenser 104 is a seawater cooling plate or a shell and tube heat exchanger.

また、ＬＮＧを輸送する液化天然ガス運搬船に設けられている再液化装置は、ＬＮＧの主成分であるメタンが常温付近では超臨界流体であり、図７に示したコンデンサ１０４に導かれる海水温度域（約３２℃）ではＬＮＧのボイルオフガスを液化することができない。そのため、ＬＮＧの再液化装置には、ＬＰＧの再液化装置１０１を直接利用することができない。   In addition, the reliquefaction apparatus provided in the liquefied natural gas carrier ship that transports LNG is a supercritical fluid in which methane, which is the main component of LNG, is near room temperature, and the seawater temperature range that is led to the capacitor 104 shown in FIG. At about 32 ° C., the LNG boil-off gas cannot be liquefied. Therefore, the LPG reliquefaction apparatus 101 cannot be directly used for the LNG reliquefaction apparatus.

そこで、図９に示すように、ＬＮＧの再液化装置２０１としては、冷媒として窒素を用いたブレイトンサイクルによる間接冷却方式が採用されている。すなわち、この再液化装置２０１では、貨物タンク２０２内で発生したボイルオフガスは、ボイルオフガス供給配管２０９を通り、ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７を介して、ボイルオフガス圧縮機２０３によって加圧され、間接冷却方式のコールドボックス２０４に導かれる。その後、ボイルオフガスは、間接冷却方式のコールドボックス２０４において、冷媒である窒素ガスと熱交換する。コールドボックス２０４において、窒素ガスと熱交換することによって、ボイルオフガスは凝縮・過冷却されて液状となる。この液状の凝縮（再液化）されたＬＮＧは再液化ガス配管２０５を通り、再び貨物タンク２０２内へと導かれる。このようにボイルオフガスを再液化することにより貨物タンク２０２内の圧力上昇を抑制している。
なお、ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７には、コールドボックス２０４にて再液化されたＬＮＧを一部抜き出して供給する再液化ＬＮＧ供給配管２１１が接続されている。ボイルオフガス熱緩和兼セパレータ２０７では、再液化ＬＮＧ供給配管２１１から供給された再液化ＬＮＧによってボイルオフガスが冷却（熱緩和）されるとともに、気液が分離されるようになっている。 Therefore, as shown in FIG. 9, as the LNG reliquefaction apparatus 201, an indirect cooling method using a Brayton cycle using nitrogen as a refrigerant is employed. That is, in the reliquefaction apparatus 201, the boil-off gas generated in the cargo tank 202 passes through the boil-off gas supply pipe 209, is pressurized by the boil-off gas compressor 203 via the boil-off gas heat relaxation and separator 207, and indirectly. It is led to a cold box 204 of the cooling system. Thereafter, the boil-off gas exchanges heat with nitrogen gas, which is a refrigerant, in an indirect cooling cold box 204. By exchanging heat with nitrogen gas in the cold box 204, the boil-off gas is condensed and supercooled to become liquid. This liquid condensed (reliquefied) LNG passes through the reliquefied gas pipe 205 and is led again into the cargo tank 202. Thus, the pressure rise in the cargo tank 202 is suppressed by reliquefying the boil-off gas.
The boil-off gas heat relaxation and separator 207 is connected to a reliquefied LNG supply pipe 211 that extracts and supplies a part of the LNG reliquefied in the cold box 204. In the boil-off gas heat relaxation / separator 207, the boil-off gas is cooled (thermal relaxation) by the reliquefied LNG supplied from the reliquefied LNG supply pipe 211, and the gas and liquid are separated.

図１０には、図９に示した再液化装置２０１を用いて、ＬＮＧを再液化した場合のプロセス図が示されており、縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は、比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。
図１０においても図８と同様であり、図１０中のＩは、図９に示した貨物タンク２０２内でＬＮＧが蒸発しボイルオフガスになることを示し、IIはボイルオフガス圧縮機２０３によるボイルオフガスの圧縮を示し、IIIはコールドボックス２０４において窒素によるボイルオフガスの冷却を示し、IVは貨物タンク２０２内が減圧することを示している。 FIG. 10 shows a process diagram when LNG is reliquefied using the reliquefaction apparatus 201 shown in FIG. 9. The vertical axis indicates pressure [MPa], and the horizontal axis indicates specific enthalpy. [kJ / kg] is shown.
10 is the same as FIG. 8, where “I” in FIG. 10 indicates that LNG evaporates in the cargo tank 202 shown in FIG. 9 and becomes boil-off gas, and “II” indicates boil-off gas by the boil-off gas compressor 203. III indicates that the boil-off gas is cooled by nitrogen in the cold box 204, and IV indicates that the inside of the cargo tank 202 is depressurized.

図９に示した再液化装置２０１のコールドボックス２０４に導かれる冷媒には、窒素が用いられている。この窒素は、２段式の窒素圧縮機２３１と窒素昇圧機２３２との３段に渡って高圧に圧縮される。すなわち、窒素圧縮機２３１によって高圧にされた窒素は、コールドボックス２０４へと導かれて、ボイルオフガスを冷却・凝縮した低圧・低温の窒素ガスと熱交換されて温度が低下する。この温度の低下した高圧の窒素は、窒素昇圧機２３２と同軸上に設けられている窒素膨張機２３３へと導かれる。窒素膨張機２３３に導かれた高圧の窒素は、減圧されて低温・低圧の窒素ガスとされる。この低温・低圧の窒素ガスは、再びコールドボックス２０４へと導かれて、ボイルオフガス、前述した高圧の窒素の順に熱交換してコールドボックス２０４から導出される。コールドボックス２０４から導出された窒素は、窒素昇圧機２３２へと導かれて、窒素昇圧機２３２により圧縮されて窒素圧縮機２３１の入口へと導かれる。
なお、窒素圧縮機２３１にて圧縮された窒素は、コールドボックス２０４に入る前に、第１熱交換器２３５によって冷却され、圧縮熱が除去されるようになっている。また、窒素昇圧機２３２と窒素圧縮機２３１との間にも第２熱交換器２３７が設けられており、窒素昇圧機２３２にて昇圧された窒素の圧縮熱が除去されるようになっている。 Nitrogen is used for the refrigerant guided to the cold box 204 of the reliquefaction apparatus 201 shown in FIG. The nitrogen is compressed to a high pressure over three stages of a two-stage nitrogen compressor 231 and a nitrogen booster 232. In other words, the nitrogen that has been increased in pressure by the nitrogen compressor 231 is guided to the cold box 204 and is heat-exchanged with the low-pressure / low-temperature nitrogen gas that is obtained by cooling and condensing the boil-off gas. The high-pressure nitrogen whose temperature has been lowered is guided to a nitrogen expander 233 provided coaxially with the nitrogen booster 232. The high-pressure nitrogen introduced to the nitrogen expander 233 is reduced in pressure to be a low-temperature / low-pressure nitrogen gas. The low-temperature and low-pressure nitrogen gas is led again to the cold box 204, and is heat-exchanged in the order of the boil-off gas and the high-pressure nitrogen described above, and is led out from the cold box 204. Nitrogen derived from the cold box 204 is led to the nitrogen booster 232, compressed by the nitrogen booster 232, and led to the inlet of the nitrogen compressor 231.
Note that the nitrogen compressed by the nitrogen compressor 231 is cooled by the first heat exchanger 235 before entering the cold box 204, and the compression heat is removed. In addition, a second heat exchanger 237 is also provided between the nitrogen booster 232 and the nitrogen compressor 231 so that the compression heat of nitrogen boosted by the nitrogen booster 232 is removed. .

特開２００９−５８１９９号公報JP 2009-58199 A

しかしながら、ＬＰＧおよびＬＮＧの両方を搭載して輸送する船舶においては、図７に示したＬＰＧの再液化装置１０１と図９に示したＬＮＧの再液化装置２０１の両方を搭載する必要があるとされてきた。しかし、これら両方のシステム１０１、２０１を１の船舶上に搭載した場合には、設備の複雑化や設備費の増大を招くという問題があった。   However, in a ship that carries both LPG and LNG, it is necessary to install both the LPG reliquefaction device 101 shown in FIG. 7 and the LNG reliquefaction device 201 shown in FIG. I came. However, when both of these systems 101 and 201 are mounted on one ship, there is a problem that the equipment becomes complicated and the equipment costs increase.

また、特許文献１には、冷却液タンク内に貯蔵されている冷却液を熱交換器で冷媒と熱交換させて冷却し、冷却液タンクに戻す際に冷却された冷却液によってレーザ加工機を冷却することが開示されているが、これは、レーザ加工機を冷却するための冷却液の温度制御であって、液化ガスを貯蔵する貨物タンク内の圧力上昇の抑制方法については開示されていない。   Further, in Patent Document 1, the cooling liquid stored in the cooling liquid tank is cooled by exchanging heat with the refrigerant in the heat exchanger, and the laser processing machine is cooled by the cooling liquid when returning to the cooling liquid tank. Although cooling is disclosed, this is a temperature control of the cooling liquid for cooling the laser processing machine, and a method for suppressing the pressure rise in the cargo tank that stores the liquefied gas is not disclosed. .

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵槽の圧力上昇の抑制が可能、かつ、設備の複雑化、設備費の削減が可能な貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、この圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備を提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of the above circumstances, and is a storage tank that can suppress an increase in pressure of a storage tank that stores liquefied gas and that can complicate equipment and reduce equipment costs. An object of the present invention is to provide a pressure rise suppression device, a pressure rise suppression system, a suppression method, a liquefied gas carrier ship including the same, and a liquefied gas storage facility including the same.

上記課題を解決するために、本発明の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、これを備えた圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、を備えることを特徴とする。 In order to solve the above-mentioned problems, a pressure increase suppression device for a storage tank of the present invention, a pressure increase suppression system including the same, a suppression method thereof, a liquefied gas transport ship including the same, and a liquefied gas storage facility including the same Adopting the means.
That is, the storage tank pressure rise suppression device according to the present invention includes a storage tank storing liquefied gas, heat exchange means for exchanging heat between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant, Refrigerant compression means for compressing the refrigerant guided to the heat exchange means; refrigerant expansion means for decompressing the refrigerant compressed by the refrigerant compression means and supplying the refrigerant to the heat exchange means; and the storage tank Supply means for supplying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the liquid liquefied gas inside.

貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに戻すこととした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。   The liquid liquefied gas extracted from the storage tank is cooled by exchanging heat with the refrigerant in the heat exchange means, and the cooled liquid liquefied gas is returned to the liquid liquefied gas in the storage tank by the supply means. Thereby, the liquid liquefied gas stored in the storage tank can be cooled by the liquid liquefied gas supplied from the supply means. Therefore, it is possible to reduce the temperature of the entire liquid liquefied gas in the storage tank and suppress the liquid liquefied gas from being gasified. At this time, since only the liquid phase (single phase) of the liquefied gas to be circulated is heat-exchanged in the heat exchanging means, in the heat exchanging means, the pressure difference corresponding to the temperature difference given by the refrigerant in the heat exchanging means is generated in the refrigerant compressing means. Therefore, the temperature of the liquid liquefied gas led to the storage tank can be set to a temperature corresponding to the storage tank. Therefore, the liquid liquefied gas stored in the storage tank can be cooled to suppress an increase in pressure in the storage tank.

また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易となり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。   In addition, when heat exchange is performed between the liquid liquefied gas and the refrigerant in the heat exchanging means, the temperature difference of the liquefied gas at the entrance and exit of the heat exchanging means is performed only in a liquid phase state that does not involve phase change of the liquefied gas. Get smaller. Therefore, the temperature difference of the refrigerant at the entrance / exit of the heat exchange means is also reduced. Since the temperature difference of the refrigerant is proportional to the pressure difference of the refrigerant, as a result, the pressure difference of the refrigerant at the entrance and exit of the heat exchange means is reduced. Thereby, the compression ratio of the refrigerant | coolant compression means which compresses the refrigerant | coolant guide | induced to a heat exchange means can be made small, and the stage number of the refrigerant | coolant compression means can be reduced. Further, since the number of stages of the refrigerant compression means is reduced, the refrigerant compression means can be easily designed, and the mechanical loss of the refrigerant compression means can be reduced. Furthermore, since it decided to cool without accompanying the phase change of the liquid liquefied gas guide | induced to a heat exchange means, the heat exchange efficiency of a heat exchange means can be improved. Therefore, the heat exchange means can be made compact. Therefore, it is possible to simplify the pressure rise suppressing device and improve the efficiency of the entire device.

なお、液化ガスとしては、液化天然ガス（ＬＮＧ）や、液化石油ガス（ＬＰＧ）、エタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物等が挙げられる。   Examples of the liquefied gas include liquefied natural gas (LNG), liquefied petroleum gas (LPG), ethane, ethylene, ammonia, and mixtures thereof.

さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。   Furthermore, according to the pressure rise suppression device for a storage tank according to the present invention, a storage tank storing liquefied gas, and heat exchange means for heat exchange between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant. A refrigerant compression unit that compresses the refrigerant guided to the heat exchange unit, a refrigerant expansion unit that decompresses the refrigerant compressed by the refrigerant compression unit and supplies the refrigerant to the heat exchange unit, and the storage Spraying means for spraying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means onto the gaseous liquefied gas in the tank.

貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを散布手段により貯蔵槽内のガス状の液化ガスに散布することとした。このように冷却された液化ガスと貯蔵槽内のガス状の液化ガスとを熱交換させることにより、ガス状の液化ガスを凝縮（再液化）することができる。すなわち、冷却された液状の液化ガスの過冷却熱によって、ガス状の液化ガス中に散布された冷却された液状の液化ガスの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液化ガスは、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの表面（液相表面）に落下することとなる。そのため、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力上昇を抑制したり、貯蔵槽内の圧力を減圧したりすることができる。   The liquid liquefied gas extracted from the storage tank was cooled by heat exchange with the refrigerant in the heat exchange means, and the cooled liquid liquefied gas was sprayed on the gaseous liquefied gas in the storage tank by the spraying means. By exchanging heat between the cooled liquefied gas and the gaseous liquefied gas in the storage tank, the gaseous liquefied gas can be condensed (reliquefied). That is, the particle size of the cooled liquid liquefied gas sprayed into the gaseous liquefied gas is increased by the supercooling heat of the cooled liquid liquefied gas. Thereafter, the liquefied gas having an increased particle size falls to the surface (liquid surface) of the liquid liquefied gas stored in the storage tank. Therefore, the pressure rise in the storage tank due to the gaseous liquefied gas can be suppressed, or the pressure in the storage tank can be reduced.

さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。   Further, the storage tank pressure rise suppression device according to the present invention includes a storage tank storing liquefied gas, heat exchange means for exchanging heat between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant, Refrigerant compression means for compressing the refrigerant guided to the heat exchange means; refrigerant expansion means for depressurizing the refrigerant compressed by the refrigerant compression means and supplying the refrigerant to the heat exchange means; and the heat exchange means Supply means for supplying the liquid liquefied gas cooled in the storage tank to the liquid liquefied gas in the storage tank; and the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means in the gaseous state in the storage tank Spraying means for spraying the liquefied gas.

貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給すると共に、散布手段により貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスに散布することとした。これらにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて液状の液化ガスがガス化することを抑制すると共に、貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスを再凝縮（再液化）することができる。したがって、貯蔵槽内の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。   The liquid liquefied gas extracted from the storage tank is cooled by exchanging heat with the refrigerant in the heat exchanging means, and the cooled liquid liquefied gas is supplied to the liquid liquefied gas in the storage tank by the supplying means, and by the spreading means. It was decided to spray on the liquefied gas in the gas layer in the upper part of the storage tank. As a result, the temperature of the entire liquid liquefied gas in the storage tank is reduced to suppress the gasification of the liquid liquefied gas, and the liquefied gas in the gas layer in the upper part of the storage tank is recondensed (reliquefied). be able to. Therefore, the pressure rise in the storage tank can be suppressed and the pressure can be reduced.

また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする。   In the storage tank pressure increase suppression device according to the present invention, the supply unit includes a supply flow rate adjusting unit that adjusts a supply flow rate of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange unit. To do.

熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内の液状の液化ガスへ供給される流量を調整する供給流量調整手段を供給手段に設けることとした。これにより、熱交換手段により冷却される液状の液化ガスを、外部から貯蔵槽への入熱分相当の流量にして貯蔵槽へと供給することができる。したがって、入熱によって貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度が上昇した場合であっても、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。   The supply means is provided with supply flow rate adjusting means for adjusting the flow rate supplied to the liquid liquefied gas in the storage tank of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means. Thereby, the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means can be supplied from the outside to the storage tank at a flow rate corresponding to the heat input to the storage tank. Therefore, even if the temperature of the entire liquid liquefied gas in the storage tank rises due to heat input, the pressure increase in the storage tank can be suppressed.

また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする。   The storage tank pressure increase suppression device according to the present invention is characterized in that the spraying means includes spraying amount adjusting means for adjusting the spraying amount of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means. To do.

熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと導かれる散布量を調整する散布量調整手段を散布手段に設けることとした。これにより、貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと散布される冷却された液状の液化ガスの流量を調整して、貯蔵槽内のガス状の液化ガスが凝縮（再液化）する割合を調整することができる。したがって、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力を調整して、貯蔵槽内を所定の圧力以下にすることができる。   The spraying means is provided with spraying amount adjusting means for adjusting the spraying amount of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the gaseous liquefied gas in the storage tank. This adjusts the flow rate of the cooled liquid liquefied gas sprayed into the gaseous liquefied gas in the storage tank and adjusts the rate at which the gaseous liquefied gas in the storage tank condenses (reliquefies). can do. Therefore, the pressure in the storage tank by gaseous liquefied gas can be adjusted, and the inside of a storage tank can be made below into predetermined pressure.

また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および／または前記散布手段に導くバイパス手段と、液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、を備えることを特徴とする。   Further, the storage tank pressure rise suppressing device according to the present invention bypasses a part of the liquid liquefied gas guided to the heat exchanging means from the heat exchanging means and guides it to the supplying means and / or the spraying means. It comprises a bypass means and a bypass flow rate adjusting means for adjusting a bypass flow rate at which the liquid liquefied gas passes through the bypass means.

貯蔵槽から抽出された液状の液化ガスの一部を熱交換手段からバイパスして供給手段および／または散布手段に導くバイパス手段を設けることとした。さらに、このバイパス手段には、バイパス手段を通過する液状の液化ガスの流量を調整するバイパス流量調整手段を設けることとした。これらにより、熱交換手段により冷却された液状の液化ガスと、熱交換手段より冷却されなかった液状の液化ガスとを混合させて、供給手段および／または散布手段に導く液状の液化ガスの温度を調整することができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの冷却および／またはガス状の液化ガスの凝縮（再液化）の割合を調整して、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。   A bypass means for bypassing part of the liquid liquefied gas extracted from the storage tank from the heat exchange means and leading to the supply means and / or the spraying means is provided. Further, the bypass means is provided with a bypass flow rate adjusting means for adjusting the flow rate of the liquid liquefied gas passing through the bypass means. Thus, the liquid liquefied gas cooled by the heat exchanging means and the liquid liquefied gas not cooled by the heat exchanging means are mixed, and the temperature of the liquid liquefied gas led to the supplying means and / or the spraying means is adjusted. Can be adjusted. Accordingly, it is possible to suppress the rise in pressure in the storage tank by adjusting the ratio of cooling of the liquid liquefied gas stored in the storage tank and / or condensation (reliquefaction) of the gaseous liquefied gas.

また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記貯蔵槽は、保存槽と、該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、前記供給手段および／または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする。   In the storage tank pressure increase suppressing device according to the present invention, the storage tank is provided between the storage tank and the storage tank and the heat exchanging means, and the liquid tank extracted from the storage tank is used. An intermediate tank in which the liquefied gas and / or gaseous liquefied gas is temporarily stored, and the supply means and / or the spraying means are provided in the intermediate tank, The liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means is guided.

保存槽と中間槽とを設けて、中間槽に熱交換手段によって冷却された液状の液化ガスを戻すこととした。これにより、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの全量を保存槽に導くことなく、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの一部を中間槽に貯蔵することができる。したがって、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、保存槽内の液状の液化ガスを適切な温度に冷却することができる。   A storage tank and an intermediate tank were provided, and the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means was returned to the intermediate tank. Thereby, even when the capacity of the storage tank is relatively small, the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means without introducing the entire amount of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the storage tank. A part of the liquefied gas can be stored in the intermediate tank. Therefore, even when the capacity of the storage tank is relatively small, the liquid liquefied gas in the storage tank can be cooled to an appropriate temperature.

また、中間槽に供給手段や散布手段を設けることとした。そのため、保存槽をガスフリーすることなく、散布手段や供給手段をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置のメンテナンスが容易となる。   In addition, supply means and spraying means are provided in the intermediate tank. Therefore, the spraying means and the supply means can be maintained without making the storage tank gas-free. Therefore, maintenance of the pressure rise suppression device is facilitated.

また、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、前記貯蔵槽は、複数設けられて、各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする。   Further, in the pressure rise suppression system according to the present invention, a plurality of the storage tanks are provided, and the liquefied gas stored in each of the storage tanks is a different gas type for each of the storage tanks. The storage tank pressure rise suppression device according to any one of claims 1 to 7 is provided.

循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換をさせる圧力上昇抑制装置を用いることとした。そのため、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを１の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。   It was decided to use a pressure rise suppression device that performs heat exchange only in the liquid phase (single phase) of the liquefied gas to be circulated in the heat exchange means. Therefore, the pressure difference corresponding to the temperature difference that the refrigerant gives by the heat exchange means may be given by the refrigerant compression means, so that various liquefied gases stored in each storage tank are cooled by one pressure rise suppression device. can do. Therefore, simplification of the pressure rise suppression system and equipment cost can be reduced.

また、本発明に係る液化ガス運搬船は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。   Moreover, the liquefied gas carrier ship which concerns on this invention was equipped with the pressure rise suppression system of the storage tank in any one of said.

本発明の液化ガス運搬船によれば、コンパクトな再液化プラントを用いた天然ガス処理設備を搭載しているため、これらに要する設置空間を小さくすることができる。
したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。 According to the liquefied gas carrier ship of the present invention, since the natural gas processing facility using a compact reliquefaction plant is mounted, the installation space required for these can be reduced.
Therefore, simplification of the pressure rise suppression system mounted on the liquefied gas carrier ship and equipment cost can be reduced.

また、本発明に係る液化ガス貯蔵設備は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。   A liquefied gas storage facility according to the present invention includes the storage tank pressure rise suppression system according to any one of the above.

１の圧力上昇抑制装置を用いて、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムを用いることとした。したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。   It was decided to use a pressure rise suppression system that can cool a wide variety of liquefied gases stored in each storage tank using the pressure increase suppression device 1. Therefore, simplification of the pressure rise suppression system mounted on the liquefied gas carrier ship and equipment cost can be reduced.

また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制方法は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする。   In addition, the method for suppressing the pressure increase in the storage tank according to the present invention includes the liquid liquefied gas extracted from the storage tank storing the liquefied gas, and the liquid that has been compressed by heat exchange with the refrigerant decompressed after being compressed. The liquid liquefied gas cooled by cooling and heat exchange of the liquefied gas is led to the liquid liquefied gas and / or the gaseous liquefied gas stored in the storage tank. .

循環させる液化ガスの液相（単相）のみを冷媒と熱交換をさせて冷却し、この冷却された液状の液化ガスを貯蔵槽内の液状および／またはガス状の液化ガスに導くこととした。これにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて貯蔵槽内の液状の液化ガスがガス化することを抑制したり、貯蔵槽内のガス状の液化ガスを凝縮して再液化したりすることができる。したがって、貯蔵槽の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。   Only the liquid phase (single phase) of the circulated liquefied gas is cooled by exchanging heat with the refrigerant, and the cooled liquid liquefied gas is guided to the liquid and / or gaseous liquefied gas in the storage tank. . As a result, the temperature of the entire liquid liquefied gas in the storage tank is lowered to suppress the liquid liquefied gas in the storage tank from being gasified, or the gaseous liquefied gas in the storage tank is condensed and recycled. It can be liquefied. Therefore, it is possible to suppress an increase in pressure in the storage tank and to reduce the pressure.

本発明によると、貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給することとした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相（単相）のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。   According to the present invention, the liquid liquefied gas extracted from the storage tank is cooled by heat exchange with the refrigerant in the heat exchange means, and the cooled liquid liquefied gas is supplied to the liquid liquefied gas in the storage tank by the supply means. It was decided. Thereby, the liquid liquefied gas stored in the storage tank can be cooled by the liquid liquefied gas supplied from the supply means. Therefore, it is possible to reduce the temperature of the entire liquid liquefied gas in the storage tank and suppress the liquid liquefied gas from being gasified. At this time, since only the liquid phase (single phase) of the liquefied gas to be circulated is heat-exchanged in the heat exchanging means, in the heat exchanging means, the pressure difference corresponding to the temperature difference given by the refrigerant in the heat exchanging means is generated in the refrigerant compressing means. Therefore, the temperature of the liquid liquefied gas led to the storage tank can be set to a temperature corresponding to the storage tank. Therefore, the liquid liquefied gas stored in the storage tank can be cooled to suppress an increase in pressure in the storage tank.

また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易なり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。   In addition, when heat exchange is performed between the liquid liquefied gas and the refrigerant in the heat exchanging means, the temperature difference of the liquefied gas at the entrance and exit of the heat exchanging means is performed only in a liquid phase state that does not involve phase change of the liquefied gas. Get smaller. Therefore, the temperature difference of the refrigerant at the entrance / exit of the heat exchange means is also reduced. Since the temperature difference of the refrigerant is proportional to the pressure difference of the refrigerant, as a result, the pressure difference of the refrigerant at the entrance and exit of the heat exchange means is reduced. Thereby, the compression ratio of the refrigerant | coolant compression means which compresses the refrigerant | coolant guide | induced to a heat exchange means can be made small, and the stage number of the refrigerant | coolant compression means can be reduced. Further, since the number of stages of the refrigerant compression means is reduced, the design of the refrigerant compression means can be facilitated, and the mechanical loss of the refrigerant compression means can be reduced. Furthermore, since it decided to cool without accompanying the phase change of the liquid liquefied gas guide | induced to a heat exchange means, the heat exchange efficiency of a heat exchange means can be improved. Therefore, the heat exchange means can be made compact. Therefore, it is possible to simplify the pressure rise suppressing device and improve the efficiency of the entire device.

本発明の第１実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている貯蔵槽の圧力上昇抑制装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the pressure rise suppression apparatus of the storage tank mounted in the liquefied natural gas carrier ship which concerns on 1st Embodiment of this invention. 図１に示した圧力上昇抑制装置による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図である。It is a process conceptual diagram of the pressure and specific enthalpy by the pressure rise suppression apparatus shown in FIG. コールドボックスにおける液化天然ガスの温度と熱交換量との関係を示すグラフであり、（Ａ）は、従来の場合を示し、（Ｂ）は、本実施形態の場合を示している。It is a graph which shows the relationship between the temperature of the liquefied natural gas in a cold box, and the amount of heat exchange, (A) shows the conventional case, (B) has shown the case of this embodiment. 窒素、再循環ＬＮＧの図１に示したコールドボックスの出入口における各温度差と、窒素圧縮機の出入口における窒素の圧力比とを示す概念図である。It is a conceptual diagram which shows each temperature difference in the inlet / outlet of the cold box shown in FIG. 1 of nitrogen and recirculation LNG, and the pressure ratio of nitrogen in the inlet / outlet of a nitrogen compressor. 図４に示した窒素の温度、コールドボックス出入口における窒素の温度差と圧力比との関係を示すグラフである。It is a graph which shows the relationship between the temperature of nitrogen shown in FIG. 4, the temperature difference of nitrogen in a cold box entrance / exit, and a pressure ratio. 本発明の第２実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている貯蔵槽の圧力上昇抑制装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the pressure rise suppression apparatus of the storage tank mounted in the liquefied natural gas carrier ship which concerns on 2nd Embodiment of this invention. 従来の液化石油ガス運搬船に搭載されている再液化装置を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the reliquefaction apparatus mounted in the conventional liquefied petroleum gas carrier. 図７に示す再液化装置を用いた際のプロパンのプロセス図である。FIG. 8 is a process diagram of propane when the reliquefaction apparatus shown in FIG. 7 is used. 従来の液化天然ガス運搬船に搭載されている再液化装置を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the reliquefaction apparatus mounted in the conventional liquefied natural gas carrier. 図９に示す再液化装置を用いた際のメタン（液化天然ガス）のプロセス図である。FIG. 10 is a process diagram of methane (liquefied natural gas) when the reliquefaction apparatus shown in FIG. 9 is used.

[第１実施形態]
本発明の第１実施形態に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えている液化天然ガス運搬船について図１および図２に基づいて説明する。
図１は、本実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている圧力上昇抑制システムを構成している貨物タンクの圧力上昇抑制装置の概略構成図であり、図２には、図１に示す圧力上昇抑制装置による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されており、縦軸は、圧力[ＭＰａ]を示し、横軸は比エンタルピ[ｋＪ／ｋｇ]を示している。 [First embodiment]
A liquefied natural gas carrier equipped with a storage tank pressure rise suppression system according to a first embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 and 2.
FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a pressure increase suppression device for a cargo tank constituting a pressure increase suppression system mounted on a liquefied natural gas carrier ship according to the present embodiment, and FIG. The process conceptual diagram of the pressure and specific enthalpy by a pressure rise suppression apparatus is shown, the vertical axis shows pressure [MPa], and the horizontal axis shows specific enthalpy [kJ / kg].

図示しない液化天然ガス運搬船（液化ガス運搬船）には、図１に示すように、液化天然ガス（液化ガス）を貯蔵している貨物タンク（貯蔵槽）２と、貨物タンク２から抽出された液状の液化天然ガス（以下、「再循環ＬＮＧ」という。）と窒素（冷媒）とが熱交換するコールドボックス（熱交換手段）４と、コールドボックス４へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）３１および窒素昇圧機（冷媒用圧縮手段）３２と、窒素圧縮機３１および窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を減圧してコールドボックス４へと供給する窒素膨張機（冷媒用膨張手段）３３と、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２内に貯蔵されている液状の液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）に供給する配管（供給手段）１１と、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２内の上部空間（図示せず）に貯蔵されているボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）に噴霧するボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８とを備えている圧力上昇抑制装置１が搭載されている。   A liquefied natural gas carrier (liquefied gas carrier) (not shown) includes a cargo tank (storage tank) 2 storing liquefied natural gas (liquefied gas) and a liquid extracted from the cargo tank 2 as shown in FIG. Liquefied natural gas (hereinafter referred to as “recirculation LNG”) and nitrogen (refrigerant) for heat exchange, and a nitrogen compressor (refrigerant) for compressing nitrogen introduced to the cold box 4. Compression means) 31 and a nitrogen booster (refrigerant compression means) 32, and a nitrogen expander (refrigerant expansion) that decompresses the nitrogen compressed by the nitrogen compressor 31 and the nitrogen booster 32 and supplies it to the cold box 4 Means) 33 and the liquid recirculated LNG cooled in the cold box 4 are supplied to liquid liquefied natural gas (hereinafter referred to as “LNG”) stored in the cargo tank 2. Boil-off for spraying the liquid recirculation LNG cooled in the pipe (supply means) 11 and the cold box 4 onto the boil-off gas (gaseous LNG) stored in the upper space (not shown) in the cargo tank 2 A pressure rise suppression device 1 having a gas spray nozzle (spreading means) 18 is mounted.

このような構成とされている圧力上昇抑制装置１を備えている液化天然ガス運搬船には、貨物としてＬＮＧが貯蔵されている貨物タンク２が、複数個（図１では、１タンクのみを示す。）設けられており、これら複数個の貨物タンク２と圧力上昇抑制装置１とを合わせて圧力上昇抑制システムが構成されている。   In the liquefied natural gas carrier ship having the pressure rise suppressing device 1 having such a configuration, a plurality of cargo tanks 2 in which LNG is stored as cargo (only one tank is shown in FIG. 1). ) And a plurality of cargo tanks 2 and the pressure rise restraining device 1 are combined to constitute a pressure rise restraining system.

圧力上昇抑制装置１は、貨物タンク２内に貯蔵されている貨物である液状のＬＮＧの一部を冷却して、貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスおよび貨物タンク２内の下部に貯蔵されている液状のＬＮＧへと再循環するＬＮＧ再循環系統１０と、貨物タンク２内から抽出された液状のＬＮＧである再循環ＬＮＧと熱交換させる窒素が循環する窒素冷凍サイクル３０とを有している。   The pressure rise suppression device 1 cools a part of the liquid LNG that is the cargo stored in the cargo tank 2, and the boil-off gas stored in the upper space in the cargo tank 2 and the cargo tank 2 An LNG recirculation system 10 that recirculates to liquid LNG stored in the lower part, and a nitrogen refrigeration cycle 30 that circulates nitrogen for heat exchange with the recirculation LNG, which is liquid LNG extracted from the cargo tank 2. have.

ＬＮＧ再循環系統１０は、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの一部を抽出するＬＮＧ循環ポンプ１２と、ＬＮＧ循環ポンプ１２によって抽出された再循環ＬＮＧと窒素とが熱交換して液状の再循環ＬＮＧが冷却されるコールドボックス４と、コールドボックス４において冷却された再循環ＬＮＧを貨物タンク２の底部近傍まで導く配管１１と、コールドボックス４に導かれる再循環ＬＮＧの一部をコールドボックス４からバイパスして配管１１に合流させるバイパス配管（バイパス手段）１３と、バイパス配管１３が配管１１に合流した合流点よりも下流側の配管１１から分岐して、貨物タンク２内の上部空間に冷却された液状の再循環ＬＮＧの一部を導く配管１４と、配管１４の端部であって貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに冷却された液状の再循環ＬＮＧを噴霧するボイルオフガス散布ノズル１８とを備えている。   In the LNG recirculation system 10, the LNG circulation pump 12 that extracts a part of the liquid LNG stored in the cargo tank 2, and the recirculation LNG extracted by the LNG circulation pump 12 and nitrogen exchange heat. A cold box 4 in which the liquid recirculation LNG is cooled, a pipe 11 for guiding the recirculation LNG cooled in the cold box 4 to the vicinity of the bottom of the cargo tank 2, and a part of the recirculation LNG guided to the cold box 4 A bypass pipe (bypass means) 13 that bypasses from the cold box 4 and joins the pipe 11, and an upper part in the cargo tank 2 branches off from the pipe 11 downstream of the junction where the bypass pipe 13 joins the pipe 11. A pipe 14 for guiding a part of the liquid recirculation LNG cooled to the space, and an end portion of the pipe 14 and stored in the upper space in the cargo tank 2 And a boil-off gas spray nozzle 18 for spraying the recirculated LNG liquid cooled to BOG being.

さらに、ＬＮＧ再循環系統１０のバイパス配管１３上には、バイパス配管１３に導かれる再循環ＬＮＧのバイパス流量を調整するバイパスフロー制御弁（バイパス流量調整手段）１５が設けられており、配管１４上には、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧの散布量を調整するスプレー制御弁（散布量調整手段）１６と、配管１４が配管１１上に合流している合流点よりも下流側の配管１１上に設けられ、コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧの再循環量（供給流量）を調整する再循環制御弁（供給流量調整手段）１７とが設けられている。   Further, a bypass flow control valve (bypass flow rate adjusting means) 15 for adjusting the bypass flow rate of the recirculation LNG guided to the bypass piping 13 is provided on the bypass piping 13 of the LNG recirculation system 10. The spray control valve (spreading amount adjusting means) 16 for adjusting the spraying amount of the liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 and the downstream side of the joining point where the pipe 14 joins the pipe 11. A recirculation control valve (supply flow rate adjusting means) 17 for adjusting the recirculation amount (supply flow rate) of the liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 is provided.

また、配管１１とバイパス配管１３との合流点と、配管１１と配管１４との合流点との間の配管１１上には、配管１１内を通過する液状の再循環ＬＮＧの温度を計測する温度計測手段１９が設けられている。   Further, the temperature at which the temperature of the liquid recirculation LNG passing through the pipe 11 is measured on the pipe 11 between the junction of the pipe 11 and the bypass pipe 13 and the junction of the pipe 11 and the pipe 14. Measuring means 19 is provided.

貨物タンク２には、貨物である液状のＬＮＧが貯蔵されている。このような、貨物タンク２は、断熱構造とされているが、外部から貨物タンク２への入熱により貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧが温められてその一部が蒸発する。この蒸発したＬＮＧは、ボイルオフガスとして貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの液面上方の上部空間に貯蔵される。   The cargo tank 2 stores liquid LNG as cargo. Although such a cargo tank 2 has a heat insulating structure, liquid LNG stored in the cargo tank 2 is heated by heat input to the cargo tank 2 from the outside, and a part of the LNG is evaporated. The evaporated LNG is stored in the upper space above the liquid level of the liquid LNG stored in the cargo tank 2 as boil-off gas.

貨物タンク２内には、貯蔵されている液状のＬＮＧ中に没して、この液状のＬＮＧを荷役する際に用いられる荷役ポンプが設けられている。本実施形態の場合には、この荷役ポンプと、再循環ＬＮＧをＬＮＧ再循環系統１０内に循環させる際に用いられるＬＮＧ循環ポンプ１２とが兼用とされているが、これに限るものではない。   In the cargo tank 2, there is provided a cargo handling pump that is immersed in the stored liquid LNG and used to handle the liquid LNG. In the case of the present embodiment, this cargo handling pump and the LNG circulation pump 12 used when circulating the recirculation LNG into the LNG recirculation system 10 are combined, but the present invention is not limited to this.

また、貨物タンク２には、配管１１および配管１４の他に、貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスを貨物タンク２内から外部へと抜くことができるベント配管２１が貨物タンク２の上部に接続されている。   In addition to the pipe 11 and the pipe 14, the cargo tank 2 has a vent pipe 21 through which the boil-off gas stored in the upper space in the cargo tank 2 can be extracted from the cargo tank 2 to the outside. 2 is connected to the top.

コールドボックス４は、窒素冷媒サイクル３０から導かれる窒素と、ＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧとが熱交換して、液状の再循環ＬＮＧを冷却する間接冷却方式の熱交換器である。コールドボックス４は、予冷却部Ｃ１と冷却部Ｃ２とを備えている。予冷却部Ｃ１では、窒素冷媒サイクル３０から導かれる後述する低圧・低温の窒素ガスと、窒素圧縮機３１によって圧縮された高圧の窒素とが熱交換する。また、冷却部Ｃ２では、低温・低圧の窒素ガスと、ＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧとが熱交換する。   The cold box 4 is an indirect cooling type heat exchanger that cools the liquid recirculation LNG by exchanging heat between the nitrogen led from the nitrogen refrigerant cycle 30 and the liquid recirculation LNG led from the LNG recirculation system 10. It is. The cold box 4 includes a pre-cooling unit C1 and a cooling unit C2. In the precooling section C1, low-pressure and low-temperature nitrogen gas, which will be described later, led from the nitrogen refrigerant cycle 30 and high-pressure nitrogen compressed by the nitrogen compressor 31 exchange heat. Further, in the cooling section C2, heat exchange is performed between the low-temperature and low-pressure nitrogen gas and the liquid recirculation LNG guided from the LNG recirculation system 10.

窒素冷媒サイクル３０は、冷媒である窒素をコールドボックス４へと供給するものである。窒素冷媒サイクル３０は、前述したＬＮＧ再循環系統１０から導かれる液状の再循環ＬＮＧと窒素とが熱交換するコールドボックス４と、窒素圧縮機３１と、窒素昇圧機３２とによって高圧とされた窒素を減圧する窒素膨張機３３と、窒素圧縮機３１で圧縮された高圧の窒素を冷却する第１熱交換器３４と、窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を冷却する第２熱交換器３５とを有している。   The nitrogen refrigerant cycle 30 supplies nitrogen that is a refrigerant to the cold box 4. The nitrogen refrigerant cycle 30 includes nitrogen that has been pressurized by a cold box 4 in which the liquid recirculation LNG guided from the LNG recirculation system 10 and nitrogen exchange heat, a nitrogen compressor 31, and a nitrogen booster 32. A nitrogen expander 33 for reducing the pressure, a first heat exchanger 34 for cooling high-pressure nitrogen compressed by the nitrogen compressor 31, and a second heat exchanger 35 for cooling nitrogen compressed by the nitrogen booster 32 have.

窒素圧縮機３１は、単段式の圧縮機であり、冷媒である窒素を吸引・圧縮して、高温・高圧の窒素とするものである。
窒素昇圧機３２は、コールドボックス４においてＬＮＧ再循環系統１０から導かれた液状の再循環ＬＮＧと、熱交換した窒素を圧縮するものである。また、窒素昇圧機３２は回転軸３６を有しており、この回転軸３６の同軸上には窒素膨張機３３が設けられている。 The nitrogen compressor 31 is a single-stage compressor, and sucks and compresses nitrogen as a refrigerant to form high-temperature and high-pressure nitrogen.
The nitrogen booster 32 compresses the liquid recirculation LNG guided from the LNG recirculation system 10 in the cold box 4 and the heat exchanged nitrogen. The nitrogen booster 32 has a rotating shaft 36, and a nitrogen expander 33 is provided on the same axis as the rotating shaft 36.

窒素膨張機３３は、窒素圧縮機３１からコールドボックス４を経て温度が下げられた高圧窒素を減圧により膨張させて低温・低圧の窒素ガスにするものである。この圧縮窒素が膨張する時の力を回転力として、回転軸３６が駆動され、窒素昇圧機３２が回転駆動される。   The nitrogen expander 33 expands high-pressure nitrogen whose temperature has been lowered from the nitrogen compressor 31 through the cold box 4 by decompression to form low-temperature and low-pressure nitrogen gas. The rotary shaft 36 is driven and the nitrogen booster 32 is rotationally driven using the force when the compressed nitrogen is expanded as a rotational force.

第１熱交換器３４は、窒素圧縮機３１によって高圧にされた窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。
第２熱交換器３５は、窒素昇圧機３２によって圧縮された窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。
なお、第１熱交換器３４および第２熱交換器３５の冷媒としては、海水であっても良い。 The 1st heat exchanger 34 cools the nitrogen made into the high voltage | pressure by the nitrogen compressor 31 with the fresh water etc. which are refrigerant | coolants, and falls temperature.
The second heat exchanger 35 cools the nitrogen compressed by the nitrogen booster 32 with fresh water or the like as a refrigerant to lower the temperature.
In addition, as a refrigerant | coolant of the 1st heat exchanger 34 and the 2nd heat exchanger 35, seawater may be sufficient.

次に、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置１の抑制方法について図１および図２を用いて説明する。
ここで、図２には、図１に示した圧力上昇抑制装置１による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されている。 Next, the suppression method of the pressure rise suppression apparatus 1 which concerns on this embodiment is demonstrated using FIG. 1 and FIG.
Here, FIG. 2 shows a conceptual diagram of a process of pressure and specific enthalpy by the pressure rise suppressing device 1 shown in FIG.

図１に示したＬＮＧ再循環系統１０において、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧが、ＬＮＧ循環ポンプ１２によって配管２０へと導出される。（図２中のＩ）。配管２０に導出された液状の再循環ＬＮＧが、配管２０からコールドボックス４へと導かれる（図２中のII）。コールドボックス４に導かれた液状の再循環ＬＮＧが、コールドボックス４の冷却部Ｃ２において窒素冷媒サイクル３０の配管３７からコールドボックス４へと導かれた低温・低圧の窒素ガスと熱交換して冷却される。（図２中のIII）。   In the LNG recirculation system 10 shown in FIG. 1, the liquid LNG stored in the cargo tank 2 is led out to the pipe 20 by the LNG circulation pump 12. (I in FIG. 2). The liquid recirculation LNG led out to the pipe 20 is led from the pipe 20 to the cold box 4 (II in FIG. 2). The liquid recirculation LNG led to the cold box 4 is cooled by exchanging heat with the low-temperature and low-pressure nitrogen gas led from the pipe 37 of the nitrogen refrigerant cycle 30 to the cold box 4 in the cooling part C2 of the cold box 4. Is done. (III in FIG. 2).

ここで、本実施形態の場合には、コールドボックス４の冷却部Ｃ２において液状の再循環ＬＮＧが窒素ガスと熱交換する際には、図９に示した従来のＬＮＧの再液化装置２０１に設けられているコールドボックス２０４においてガス状のＬＮＧ、すなわち、ボイルオフガスが凝縮されて過冷却される場合と異なり、凝縮過程を経ることなく液状の再循環ＬＮＧを単相のまま冷却する。   Here, in the case of this embodiment, when the liquid recirculation LNG exchanges heat with nitrogen gas in the cooling section C2 of the cold box 4, it is provided in the conventional LNG reliquefaction apparatus 201 shown in FIG. Unlike the case where the gaseous LNG, that is, the boil-off gas is condensed and supercooled in the cold box 204, the liquid recirculation LNG is cooled in a single phase without undergoing the condensation process.

配管２０には、コールドボックス４を迂回（バイパス）するバイパス配管１３が接続されており、また、バイパス配管１３上には、バイパスフロー制御弁１５が設けられている。そのため、バイパスフロー制御弁１５を開状態にすることにより、配管２０からコールドボックス４に導かれる液状の再循環ＬＮＧの一部がバイパス配管１３を通過することとなる。   A bypass pipe 13 that bypasses the cold box 4 is connected to the pipe 20, and a bypass flow control valve 15 is provided on the bypass pipe 13. Therefore, by opening the bypass flow control valve 15, a part of the liquid recirculation LNG guided from the pipe 20 to the cold box 4 passes through the bypass pipe 13.

コールドボックス４において冷却された液状の再循環ＬＮＧと、バイパス配管１３を通過して冷却されなかった液状の再循環ＬＮＧとは、配管１１内で合流して混合される。この混合された液状の再循環ＬＮＧは、配管１１により貨物タンク２内へ導かれ、ノズル１８−２を介して貨物タンク２内の底部近傍へと導かれて、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を下げることとなる。（図２中のIV）。   The liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 and the liquid recirculation LNG that has not been cooled after passing through the bypass pipe 13 are merged and mixed in the pipe 11. The mixed liquid recirculation LNG is guided into the cargo tank 2 by the pipe 11, guided to the vicinity of the bottom of the cargo tank 2 through the nozzle 18-2, and stored in the cargo tank 2. The temperature of the whole liquid LNG will be lowered. (IV in FIG. 2).

ここで、配管１１に設けられている温度計測手段１９が計測する配管１１内を通過する液状の再循環ＬＮＧの温度に基づいてバイパスフロー制御弁１５の開度を調整することにより、貨物タンク２内に循環される液状の再循環ＬＮＧの温度を調整することができる。   Here, the cargo tank 2 is adjusted by adjusting the opening degree of the bypass flow control valve 15 based on the temperature of the liquid recirculation LNG passing through the pipe 11 measured by the temperature measuring means 19 provided in the pipe 11. The temperature of the liquid recirculation LNG circulated inside can be adjusted.

また、コールドボックス４で冷却された液状の再循環ＬＮＧと、冷却されなかった（バイパス配管１３を通過した）液状の再循環ＬＮＧとが混合した再循環ＬＮＧは、配管１１から配管１４へとその一部が分岐して、ボイルオフガス散布ノズル１８から貨物タンク２内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに噴霧される。（図２中のＶ）。   Further, the recirculation LNG in which the liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 and the liquid recirculation LNG that has not been cooled (passed through the bypass pipe 13) are mixed from the pipe 11 to the pipe 14. A part is branched and sprayed from the boil-off gas spray nozzle 18 onto the boil-off gas stored in the upper space in the cargo tank 2. (V in FIG. 2).

噴霧されてミスト化した過冷却された液状の再循環ＬＮＧ（液滴）をタンク内のボイルオフガスと熱交換させることによって、液滴の過冷却熱によりボイルオフガスが凝縮される。この凝縮されて再液化されたボイルオフガスは、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの液相表面に落下する（図２中のVI）。このように、貨物タンク２内に貯蔵されていたボイルオフガスが再液化されることにより、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力が低減する。したがって、貨物タンク２内の圧力上昇を防ぎ、かつ、減圧も可能となる。   The boil-off gas is condensed by the supercooling heat of the droplets by heat-exchanging the supercooled liquid recirculated LNG (droplets) sprayed and misted with the boil-off gas in the tank. The condensed and reliquefied boil-off gas falls on the liquid phase surface of the liquid LNG stored in the cargo tank 2 (VI in FIG. 2). As described above, the boil-off gas stored in the cargo tank 2 is reliquefied, whereby the pressure in the cargo tank 2 due to the boil-off gas is reduced. Therefore, an increase in pressure in the cargo tank 2 can be prevented and pressure reduction can be performed.

貨物タンク２の外部近傍の配管１１上および配管１４上には、再循環制御弁１７とスプレー制御弁１６とが設けられている。これら、再循環制御弁１７およびスプレー制御弁１６の開度を調整することにより、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ、ボイルオフガスへと各々供給される過冷却された液状の再循環ＬＮＧの流量を調整することができる。   A recirculation control valve 17 and a spray control valve 16 are provided on the pipe 11 and the pipe 14 near the outside of the cargo tank 2. By adjusting the opening degree of the recirculation control valve 17 and the spray control valve 16, the supercooled liquid recirculation respectively supplied to the liquid LNG and boil-off gas stored in the cargo tank 2. The flow rate of LNG can be adjusted.

窒素冷媒サイクル３０では、窒素圧縮機３１が図示しない駆動源により駆動されて配管３８を介して導入される窒素を圧縮して、高温・高圧にする。圧縮されて高温になった窒素は、窒素圧縮機３１から配管３９を経て第１熱交換器３４へと導かれる。第１熱交換器３４に導かれた高温・高圧の窒素は、冷媒である清水と熱交換される。清水と熱交換されて冷却された高圧の窒素は、第１熱交換器３４から配管４０へと導出される。配管４０に導出された温度の低下した高圧の窒素は、コールドボックス４へと導入される。   In the nitrogen refrigerant cycle 30, the nitrogen compressor 31 is driven by a driving source (not shown) and compresses nitrogen introduced through the pipe 38, to a high temperature and high pressure. Nitrogen that has been compressed to a high temperature is led from the nitrogen compressor 31 to the first heat exchanger 34 via the pipe 39. The high-temperature and high-pressure nitrogen introduced to the first heat exchanger 34 is heat-exchanged with fresh water as a refrigerant. The high-pressure nitrogen cooled by heat exchange with fresh water is led out from the first heat exchanger 34 to the pipe 40. The high-pressure nitrogen having a reduced temperature led to the pipe 40 is introduced into the cold box 4.

配管４０からコールドボックス４へと導入された高圧の窒素は、コールドボックス４内に設けられている予冷却部Ｃ１において、後述する配管３７からコールドボックス４内に供給された窒素ガスと熱交換されて冷却される。予冷却部Ｃ１において冷却された高圧な窒素は、予冷却部Ｃ１から配管４１を介して、窒素膨張機３３へ導かれる。   The high-pressure nitrogen introduced from the pipe 40 into the cold box 4 is heat-exchanged with nitrogen gas supplied into the cold box 4 from the pipe 37 described later in the precooling section C1 provided in the cold box 4. And cooled. The high-pressure nitrogen cooled in the precooling unit C1 is guided from the precooling unit C1 to the nitrogen expander 33 via the pipe 41.

窒素膨張機３３に導入された高圧な窒素は、減圧により膨張されて低温・低圧の窒素ガスとされる。この低温・低圧の窒素ガスは、配管３７を介してコールドボックス４内の冷却部Ｃ２において、ＬＮＧ再循環系統１０の配管２０からコールドボックス４内に導かれた液状の再循環ＬＮＧと熱交換する。配管３７から冷却部Ｃ２に導入された低温・低圧の窒素ガスは、その冷熱を液状の再循環ＬＮＧに与えて液状の再循環ＬＮＧを冷却する。冷却部Ｃ２において液状の再循環ＬＮＧと熱交換した窒素ガスは、さらにコールドボックス４内の予冷却部Ｃ１へと導かれて、前述した配管４０から導かれた高圧な窒素を冷却する。   The high-pressure nitrogen introduced into the nitrogen expander 33 is expanded by depressurization to become low-temperature and low-pressure nitrogen gas. This low-temperature and low-pressure nitrogen gas exchanges heat with the liquid recirculation LNG introduced into the cold box 4 from the pipe 20 of the LNG recirculation system 10 in the cooling section C2 in the cold box 4 via the pipe 37. . The low-temperature and low-pressure nitrogen gas introduced from the pipe 37 to the cooling unit C2 gives the cold heat to the liquid recirculation LNG to cool the liquid recirculation LNG. The nitrogen gas heat-exchanged with the liquid recirculation LNG in the cooling unit C2 is further led to the precooling unit C1 in the cold box 4 to cool the high-pressure nitrogen led from the pipe 40 described above.

予冷却部Ｃ１において配管４０から導かれた高圧な窒素と熱交換した窒素ガスは、配管４１と窒素膨張機３３を介して配管４２へと導出され、窒素昇圧機３２へと導かれる。窒素昇圧機３２では、配管４２から導かれた窒素が圧縮される。この圧縮されて高温となった窒素は、窒素昇圧機３２と第２熱交換器３５との間に接続されている配管４３へと導出される。配管４３に導出された、圧縮されて高温となった窒素は、第２熱交換器３５に導入されて冷媒である清水と熱交換して冷却される。冷却された窒素は、第２熱交換器３５から配管３８を介して窒素圧縮機３１へと導かれる。
以上のようにして、窒素冷媒サイクル３０が繰り返される。 The nitrogen gas heat-exchanged with the high-pressure nitrogen led from the pipe 40 in the precooling section C1 is led out to the pipe 42 via the pipe 41 and the nitrogen expander 33 and led to the nitrogen booster 32. In the nitrogen booster 32, nitrogen introduced from the pipe 42 is compressed. The compressed and heated nitrogen is led out to a pipe 43 connected between the nitrogen booster 32 and the second heat exchanger 35. Nitrogen that has been led out to the pipe 43 and has been compressed to a high temperature is introduced into the second heat exchanger 35 and is cooled by exchanging heat with fresh water as a refrigerant. The cooled nitrogen is led from the second heat exchanger 35 to the nitrogen compressor 31 through the pipe 38.
As described above, the nitrogen refrigerant cycle 30 is repeated.

貨物タンク２の上部に接続されているベント配管２１は、コールドボックス４を介して外部へと導かれている。ベント配管２１からコールドボックス４へと導かれたボイルガスは、コールドボックス４内の冷却部Ｃ２、予冷却部Ｃ１の順に窒素冷媒サイクル３０の配管３７から導かれた窒素ガスと熱交換する。このように、窒素冷媒サイクル３０の窒素ガスと熱交換することによりボイルオフガスは、冷却される。冷却されたボイルオフガスは、コールドボックス４から導出されて、図示しないボイラ等へ導かれて燃料ガス等に用いられる。   The vent pipe 21 connected to the upper part of the cargo tank 2 is led to the outside through the cold box 4. The boil gas led from the vent pipe 21 to the cold box 4 exchanges heat with the nitrogen gas led from the pipe 37 of the nitrogen refrigerant cycle 30 in the order of the cooling part C2 and the precooling part C1 in the cold box 4. Thus, the boil-off gas is cooled by exchanging heat with the nitrogen gas in the nitrogen refrigerant cycle 30. The cooled boil-off gas is led out from the cold box 4 and led to a boiler or the like (not shown) to be used as fuel gas or the like.

ここで、従来のＬＮＧの再液化装置２０１（図９参照）のコールドボックス２０４におけるボイルオフガスの熱交換と、本実施形態の圧力上昇抑制装置１のコールドボックス４における液状の再循環ＬＮＧの熱交換とを比較してみる。図３は、これらの熱交換の様子をグラフで示したものであり、図３（Ａ）は、図９に示した従来の再液化装置２０１のコールドボックス２０４におけるボイルオフガスの熱交換を示し、図３（Ｂ）は、本実施形態の圧力上昇抑制装置１に設けられているコールドボックス４における液状の再循環ＬＮＧの熱交換を示している。図３（Ａ）および図３（Ｂ）において、縦軸にはボイルオフガス、液状の再循環ＬＮＧまたは冷媒の温度Ｔを示し、横軸は熱交換量を示している。   Here, heat exchange of the boil-off gas in the cold box 204 of the conventional LNG reliquefaction device 201 (see FIG. 9) and heat exchange of the liquid recirculation LNG in the cold box 4 of the pressure rise suppression device 1 of the present embodiment. Compare with. FIG. 3 is a graph showing the state of these heat exchanges, and FIG. 3 (A) shows the heat exchange of the boil-off gas in the cold box 204 of the conventional reliquefaction apparatus 201 shown in FIG. FIG. 3B shows heat exchange of the liquid recirculation LNG in the cold box 4 provided in the pressure rise suppressing device 1 of the present embodiment. 3A and 3B, the vertical axis represents the boil-off gas, the liquid recirculation LNG, or the temperature T of the refrigerant, and the horizontal axis represents the heat exchange amount.

また、図４には、本実施形態のコールドボックス４の出入口における窒素および液状の再循環ＬＮＧの温度差と、窒素圧縮機３１の出入口における窒素の圧力比とを示す概念図が示されている。   FIG. 4 is a conceptual diagram showing the temperature difference between nitrogen and liquid recirculation LNG at the inlet / outlet of the cold box 4 of this embodiment and the pressure ratio of nitrogen at the inlet / outlet of the nitrogen compressor 31. .

さらに、図５には、図４に示した窒素の温度、コールドボックス出入口における温度差と圧力比との関係を示すグラフが示されており、図５中の左縦軸には、冷媒である窒素ガスのコールドボックス４の出口における温度を示し、横軸は、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力比を示し、右縦軸はコールドボックス出入口における温度差が示されている。また、図５中の破線Ｌ１は、窒素ガスの飽和温度を示し、◆印を有する線Ｌ２は、コールドボックス４の出口における窒素ガスの温度を示し、▲印を有するＬ３は、コールドボックス４の出入口における窒素ガスの温度差を示している。   Further, FIG. 5 shows a graph showing the relationship between the temperature of nitrogen shown in FIG. 4, the temperature difference at the inlet / outlet of the cold box, and the pressure ratio, and the left vertical axis in FIG. 5 shows the refrigerant. The temperature of nitrogen gas at the outlet of the cold box 4 is shown, the horizontal axis shows the pressure ratio of nitrogen at the inlet and outlet of the cold box 4, and the right vertical axis shows the temperature difference at the inlet and outlet of the cold box 4. Further, a broken line L1 in FIG. 5 indicates the saturation temperature of the nitrogen gas, a line L2 having a ♦ mark indicates the temperature of the nitrogen gas at the outlet of the cold box 4, and L3 having a ▲ mark indicates the cold box 4 The temperature difference of the nitrogen gas in the entrance / exit is shown.

従来の再液化装置２０１の場合、図３（Ａ）に示すように、コールドボックス２０４に導かれたボイルオフガスは、コールドボックス２０４において冷媒である低温・低圧の窒素ガスによって冷却される。この際、コールドボックス２０４の入口に導かれたＬＮＧは、図３（Ａ）中の気体Ｉに示すように、ガス状態であり、窒素ガス（図３（Ａ）中のII）により冷却されて、液状とガス状との気液２相（図３（Ａ）中のIII）とされる。気液２相となったＬＮＧは、コールドボックス２０４において更に窒素ガスと熱交換することにより凝縮されて再液化（液状）される（図３（Ａ）中のIV）。   In the case of the conventional reliquefaction apparatus 201, as shown in FIG. 3A, the boil-off gas guided to the cold box 204 is cooled in the cold box 204 by low-temperature and low-pressure nitrogen gas that is a refrigerant. At this time, the LNG guided to the inlet of the cold box 204 is in a gas state as shown by gas I in FIG. 3A, and is cooled by nitrogen gas (II in FIG. 3A). The gas-liquid two phases (III in FIG. 3A) are in a liquid state and a gaseous state. The LNG that has become a gas-liquid two phase is condensed and reliquefied (liquid) by further exchanging heat with nitrogen gas in the cold box 204 (IV in FIG. 3A).

このように従来の再液化装置２０１では、ボイルオフガスを冷却（図３（Ａ）中のＩ）した後に凝縮（図３（Ａ）中のIV）させて液状とするため、コールドボックス２０４の出入口におけるボイルオフガスおよび窒素の温度差が大きくなる（図３（Ａ）中のＶ）。このため、コールドボックス２０４の出入口における窒素の温度差を大きくするために、冷媒である窒素のコンデンサ２０４の出入口における差圧を大きくすることが必要となる。   As described above, in the conventional reliquefaction apparatus 201, the boil-off gas is cooled (I in FIG. 3A) and then condensed (IV in FIG. 3A) to form a liquid. The difference in temperature between the boil-off gas and nitrogen in V is increased (V in FIG. 3A). For this reason, in order to increase the temperature difference of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 204, it is necessary to increase the differential pressure at the inlet / outlet of the condenser 204 of nitrogen as a refrigerant.

しかし、本実施形態の場合には、コールドボックス４に液状の再循環ＬＮＧを導くこととした。そのため、図３（Ｂ）に示すように、単相（液状）の再循環ＬＮＧ（図３（Ｂ）中のＩ）と窒素ガス（図３（Ｂ）中のII）とが熱交換するのみとなる。したがって、コールドボックス４の出入口における液状の再循環ＬＮＧおよび窒素の温度差は、図３（Ａ）の従来の場合に比べて小さくなる（図３（Ｂ）中のＶ）。   However, in this embodiment, liquid recirculation LNG is guided to the cold box 4. Therefore, as shown in FIG. 3B, the single-phase (liquid) recirculation LNG (I in FIG. 3B) and nitrogen gas (II in FIG. 3B) only exchange heat. It becomes. Therefore, the temperature difference between the liquid recirculation LNG and nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4 is smaller than that in the conventional case of FIG. 3A (V in FIG. 3B).

図４中のＩや図５に示すように、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差は、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力比に比例する。すなわち、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差は、図４中のIIおよび図５に示すように窒素圧縮機３１の出入口における差圧（圧力比）に比例する。そのため、窒素の温度差が小さくなれば、窒素圧縮機３１が発生する差圧も小さくすることができる。したがって、窒素冷媒サイクル３０内に設けられる窒素圧縮機３１の所要吸入吐圧比を小さくして、従来の２段式の窒素圧縮機２３１（図９参照）に比べて単段式の窒素圧縮機３１へと段数を減少させることができる。   As shown in I in FIG. 4 and FIG. 5, the temperature difference of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4 is proportional to the pressure ratio of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4. That is, the temperature difference of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4 is proportional to the differential pressure (pressure ratio) at the inlet / outlet of the nitrogen compressor 31 as shown in II in FIG. 4 and FIG. Therefore, if the temperature difference of nitrogen becomes small, the differential pressure generated by the nitrogen compressor 31 can also be reduced. Therefore, the required suction / discharge pressure ratio of the nitrogen compressor 31 provided in the nitrogen refrigerant cycle 30 is reduced, and the single-stage nitrogen compressor 31 is compared with the conventional two-stage nitrogen compressor 231 (see FIG. 9). The number of steps can be reduced.

さらに、本実施形態の場合には、液状の再循環ＬＮＧの単相を、コールドボックス４において窒素ガスと熱交換させて冷却するので、従来のコールドボックス１０４（図９参照）に比べてコールドボックス４の熱交換率を向上させて、コールドボックス４のコンパクト化を図ることができる。   Further, in the case of the present embodiment, since the single phase of the liquid recirculation LNG is cooled by exchanging heat with nitrogen gas in the cold box 4, the cold box is compared with the conventional cold box 104 (see FIG. 9). The heat exchange rate of 4 can be improved and the cold box 4 can be made compact.

以上の通り、本実施形態に係る貨物タンク２の圧力上昇抑制装置１、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。
貨物タンク（貯蔵槽）２から抽出した液状のＬＮＧ（液化ガス、再循環ＬＮＧ）を、コールドボックス（熱交換手段）４において窒素ガス（冷媒）と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環ＬＮＧを配管（供給手段）１１により貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧに供給することとした。これにより、配管１１から供給された液状の再循環ＬＮＧにより、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧを冷却することができる。そのため、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を低下させて、液状のＬＮＧがガス化することを抑えることができる。この際、再循環ＬＮＧの液相（単相）のみをコールドボックス４において熱交換させるため、コールドボックス４では、ガス状窒素がコールドボックス４で与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）３１および窒素昇圧機（冷媒用圧縮手段）３２で与えればよいので、貨物タンク２に導かれる液状の再循環ＬＮＧの温度を貨物タンク２に応じた温度にすることができる。したがって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧを冷却して、貨物タンク２の圧力上昇を抑制することができる。 As described above, according to the pressure increase suppression device 1 for the cargo tank 2 according to the present embodiment, the pressure increase suppression system including the same, the suppression method, and the liquefied natural gas carrier including the same, the following effects are obtained. Play.
Liquid LNG (liquefied gas, recirculated LNG) extracted from the cargo tank (storage tank) 2 is cooled by exchanging heat with nitrogen gas (refrigerant) in a cold box (heat exchange means) 4, and the cooled liquid LNG The recirculated LNG is supplied to the liquid LNG stored in the cargo tank 2 by the pipe (supply means) 11. Thereby, the liquid LNG stored in the cargo tank 2 can be cooled by the liquid recirculation LNG supplied from the pipe 11. Therefore, it is possible to reduce the temperature of the entire liquid LNG stored in the cargo tank 2 and suppress the gasification of the liquid LNG. At this time, since only the liquid phase (single phase) of the recirculation LNG is exchanged in the cold box 4, the cold box 4 generates a pressure difference corresponding to the temperature difference that gaseous nitrogen gives in the cold box 4 with a nitrogen compressor ( Since the refrigerant compression means) 31 and the nitrogen booster (refrigerant compression means) 32 may be used, the temperature of the liquid recirculation LNG guided to the cargo tank 2 can be set to a temperature corresponding to the cargo tank 2. Therefore, the liquid LNG stored in the cargo tank 2 can be cooled to suppress an increase in pressure in the cargo tank 2.

また、コールドボックス４において液状の再循環ＬＮＧと窒素ガスとを熱交換させる際には、再循環ＬＮＧの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、コールドボックス４の出入口における液状の再液化ＬＮＧの温度差が小さくなる。そのため、コールドボックス４の出入口における窒素の温度差も小さくなる。この窒素の温度差は、窒素の圧力差に比例しているので、結果として、コールドボックス４の出入口における窒素の圧力差を小さくすることとなる。これにより、コールドボックス４へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機３１の圧縮比を小さくして、単段式の窒素圧縮機３１にすることができる（窒素圧縮機３１の段数を減らすことができる）。また、単段式の窒素圧縮機３１にすることにより、窒素圧縮機３１の設計が容易となり、かつ、窒素圧縮機３１の機械損失を低減することができる。さらに、コールドボックス４に導かれる液状の再循環ＬＮＧを、相変化を伴うことなく冷却することとしたので、コールドボックス４の熱交換効率を高めることができる。そのため、コールドボックス４をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置１の簡略化および圧力上昇抑制装置１全体の効率を向上させることができる。   In addition, when the liquid recirculation LNG and the nitrogen gas are heat-exchanged in the cold box 4, since the liquid recirculation LNG is performed only in a liquid phase state not accompanied by a phase change, the liquid recirculation at the inlet / outlet of the cold box 4 is performed. The temperature difference of liquefied LNG becomes small. Therefore, the temperature difference of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4 is also reduced. Since the temperature difference of nitrogen is proportional to the pressure difference of nitrogen, as a result, the pressure difference of nitrogen at the inlet / outlet of the cold box 4 is reduced. Thereby, the compression ratio of the nitrogen compressor 31 that compresses the nitrogen led to the cold box 4 can be reduced to be a single-stage nitrogen compressor 31 (the number of stages of the nitrogen compressor 31 can be reduced). ). Moreover, by using the single-stage nitrogen compressor 31, the design of the nitrogen compressor 31 is facilitated, and the mechanical loss of the nitrogen compressor 31 can be reduced. Furthermore, since the liquid recirculation LNG led to the cold box 4 is cooled without causing a phase change, the heat exchange efficiency of the cold box 4 can be increased. Therefore, the cold box 4 can be made compact. Therefore, the simplification of the pressure rise suppression device 1 and the efficiency of the entire pressure rise suppression device 1 can be improved.

貨物タンク２から抽出した液状の再循環ＬＮＧをコールドボックス４において窒素ガスと熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環ＬＮＧをボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８により貨物タンク２内のボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）に散布することとした。このように冷却された液状の再循環ＬＮＧと貨物タンク２内のボイルオフガスとを熱交換させることにより、ボイルオフガスを凝縮（再液化）することができる。すなわち、冷却された液状の再循環ＬＮＧの過冷却熱によって、ボイルオフガス中に散布された冷却された液状の再循環ＬＮＧの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液状の再循環ＬＮＧは、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの表面（液相表面）に落下することとなる。そのため、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力上昇の抑制や貨物タンク２内の圧力を減圧することができる。   The liquid recirculation LNG extracted from the cargo tank 2 is cooled by exchanging heat with nitrogen gas in the cold box 4, and the cooled liquid recirculation LNG is stored in the cargo tank 2 by a boil-off gas spray nozzle (spraying means) 18. It was decided to spray on boil-off gas (gaseous LNG). By exchanging heat between the liquid recirculation LNG thus cooled and the boil-off gas in the cargo tank 2, the boil-off gas can be condensed (reliquefied). That is, the particle size of the cooled liquid recirculation LNG dispersed in the boil-off gas is increased by the supercooling heat of the cooled liquid recirculation LNG. Thereafter, the liquid recirculation LNG having an increased particle size falls to the surface (liquid phase surface) of the liquid LNG stored in the cargo tank 2. Therefore, the pressure rise in the cargo tank 2 due to the boil-off gas can be suppressed and the pressure in the cargo tank 2 can be reduced.

コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧであって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧへと導かれる液状の再循環ＬＮＧの再循環量（流量）を調整する再循環制御弁（供給流量調整手段）１７を供給手段に設けることとした。これにより、コールドボックス４により冷却される液状の再循環ＬＮＧを、外部から貨物タンク２への入熱分相当の流量にして貨物タンク２へと供給することができる。したがって、入熱によって貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度が上昇した場合であっても、貨物タンク２内の圧力上昇を抑制することができる。   Recirculation that is a liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 and that adjusts the recirculation amount (flow rate) of the liquid recirculation LNG guided to the liquid LNG stored in the cargo tank 2 A control valve (supply flow rate adjusting means) 17 is provided in the supply means. Thereby, the liquid recirculation LNG cooled by the cold box 4 can be supplied to the cargo tank 2 at a flow rate corresponding to the heat input to the cargo tank 2 from the outside. Therefore, even when the temperature of the entire liquid LNG stored in the cargo tank 2 is increased by heat input, an increase in pressure in the cargo tank 2 can be suppressed.

コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧであって、貨物タンク２内のボイルオフガスへと導かれる液状の再循環ＬＮＧの散布量を調整するスプレー制御弁（散布量調整手段）１６をボイルオフガス散布ノズル１８に設けることとした。これにより、貨物タンク２内のボイルオフガスへと散布される冷却された液状の再循環ＬＮＧの流量を調整して、貨物タンク２内のボイルオフガスを凝縮（再液化）させる割合を調整することができる。したがって、ボイルオフガスによる貨物タンク２内の圧力を調整して、貨物タンク２内を所定の圧力以下にすることができる。   A liquid recirculation LNG cooled in the cold box 4 and having a spray control valve (spreading amount adjusting means) 16 for adjusting the spraying amount of the liquid recirculating LNG guided to the boil-off gas in the cargo tank 2 The boil-off gas spray nozzle 18 is provided. Thereby, the flow rate of the cooled liquid recirculation LNG sprayed to the boil-off gas in the cargo tank 2 is adjusted, and the rate at which the boil-off gas in the cargo tank 2 is condensed (reliquefaction) can be adjusted. it can. Therefore, it is possible to adjust the pressure in the cargo tank 2 by the boil-off gas so that the inside of the cargo tank 2 becomes a predetermined pressure or less.

貨物タンク２から抽出された液状の再循環ＬＮＧの一部をコールドボックス４からバイパス（迂回）して配管１１および（および／また）ボイルオフガス散布ノズル１８に導くバイパス配管（バイパス手段）１３を設けることとした。さらに、このバイパス配管１３には、バイパス配管１３を通過する液状の再循環ＬＮＧのバイパス流量（流量）を調整するバイパスフロー制御弁（バイパス流量調整手段）１５を設けることとした。これらにより、コールドボックス４により冷却された液状の再循環ＬＮＧと、コールドボックス４より冷却されなかった（バイハス回路１３を通過した）液状の再循環ＬＮＧとを混合させて、配管１１およびボイルオフガス散布ノズル１８へ供給する再循環ＬＮＧの温度を調整することができる。したがって、貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの冷却および（および／また）ボイルオフガスの再液化の割合を調整して、貨物タンク２内の圧力上昇を抑制することができる。   A bypass pipe (bypass means) 13 for bypassing a part of the liquid recirculation LNG extracted from the cargo tank 2 from the cold box 4 and leading to the pipe 11 and / or the boil-off gas spray nozzle 18 is provided. It was decided. Further, the bypass pipe 13 is provided with a bypass flow control valve (bypass flow rate adjusting means) 15 for adjusting the bypass flow rate (flow rate) of the liquid recirculation LNG passing through the bypass pipe 13. As a result, the liquid recirculation LNG cooled by the cold box 4 and the liquid recirculation LNG that has not been cooled by the cold box 4 (passed through the Bi-Has circuit 13) are mixed, and the piping 11 and the boil-off gas are dispersed. The temperature of the recirculation LNG supplied to the nozzle 18 can be adjusted. Accordingly, it is possible to adjust the ratio of cooling of the liquid LNG stored in the cargo tank 2 and / or the re-liquefaction of the boil-off gas to suppress an increase in pressure in the cargo tank 2.

圧力上昇抑制システム（図示せず）には、単相（液状）の再循環ＬＮＧを冷却して、液化天然ガス運搬船（液化ガス運搬船）に搭載されている各貨物タンク２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの冷却やボイルオフガスの再液化が可能な圧力上昇抑制装置１を設けることとした。したがって、液化天然ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。   In a pressure rise suppression system (not shown), a single-phase (liquid) recirculation LNG is cooled and stored in each cargo tank 2 mounted on a liquefied natural gas carrier (liquefied gas carrier). The pressure increase suppressing device 1 capable of cooling the liquid LNG and re-liquefying the boil-off gas is provided. Therefore, it is possible to simplify the pressure rise suppression system mounted on the liquefied natural gas carrier and to reduce the equipment cost.

[第２実施形態]
本実施形態は、貨物タンクから抽出されたボイルオフガスおよび液状のＬＮＧの一部を貯蔵するフラッシュタンクを設けて、フラッシュタンクから抽出された液状のＬＮＧを再循環ＬＮＧとしてフラッシュタンクへと循環させる点で第１実施形態と相違し、その他は同様である。したがって、同一の構成および抑制方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。
図６には、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置５１の概略構成図が示されている。 [Second Embodiment]
In the present embodiment, a flash tank that stores boil-off gas extracted from the cargo tank and a part of the liquid LNG is provided, and the liquid LNG extracted from the flash tank is circulated to the flash tank as a recirculation LNG. However, it is different from the first embodiment, and the others are the same. Therefore, about the same structure and the suppression method, the same code | symbol is attached | subjected and the description is omitted.
FIG. 6 shows a schematic configuration diagram of the pressure rise suppressing device 51 according to the present embodiment.

図６に示すように、ＬＮＧ再循環系統６０は、貯蔵槽として設けられている貨物タンク（保存槽）６１と、貨物タンク６１とコールドボックス（熱交換手段）４との間に設けられているフラッシュタンク（中間槽）６２と、フラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧ（液化ガス）を再循環するＬＮＧ循環ポンプ６３とを備えている。
なお。本実施形態のＬＮＧ循環ポンプ６３は、第１実施形態の場合と異なり、ＬＮＧの荷役ポンプとは別置きとされている。 As shown in FIG. 6, the LNG recirculation system 60 is provided between a cargo tank (preservation tank) 61 provided as a storage tank, and between the cargo tank 61 and the cold box (heat exchange means) 4. A flash tank (intermediate tank) 62 and an LNG circulation pump 63 for recirculating liquid LNG (liquefied gas) stored in the flash tank 62 are provided.
Note that. Unlike the case of the first embodiment, the LNG circulation pump 63 of the present embodiment is provided separately from the LNG cargo handling pump.

フラッシュタンク６２は、貨物タンク６１から抽出された液状のＬＮＧや、貨物タンク６１内で発生したボイルオフガス（ガス状のＬＮＧ）が一時的に格納されるものである。   The flash tank 62 temporarily stores liquid LNG extracted from the cargo tank 61 and boil-off gas (gaseous LNG) generated in the cargo tank 61.

このフラッシュタンク６２には、貨物タンク６１から図示しない荷役ポンプによって液状のＬＮＧの一部が導かれると共に、貨物タンク６１の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスが導かれる。   A part of the liquid LNG is led from the cargo tank 61 to the flash tank 62 by a cargo handling pump (not shown), and boil-off gas stored in the upper space of the cargo tank 61 is led.

フラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧの一部（再循環ＬＮＧ）は、ＬＮＧ循環ポンプ６３によって配管２０へと導出される。配管２０に導出された液状の再循環ＬＮＧは、コールドボックス４へと導かれてコールドボックス４内の冷却部Ｃ２において、窒素冷媒サイクル３０から導かれた低温・低圧の窒素ガス（冷媒）と熱交換する。これにより、液状の再循環ＬＮＧは、冷却されて配管（供給手段）１１へと導出される。   Part of the liquid LNG stored in the flash tank 62 (recirculation LNG) is led out to the pipe 20 by the LNG circulation pump 63. The liquid recirculation LNG led to the pipe 20 is led to the cold box 4 and in the cooling section C2 in the cold box 4, the low-temperature and low-pressure nitrogen gas (refrigerant) and heat led from the nitrogen refrigerant cycle 30 are supplied. Exchange. Thereby, the liquid recirculation LNG is cooled and led out to the pipe (supply means) 11.

配管１１に導出された冷却された液状の再循環ＬＮＧは、ノズル１８’を経てフラッシュタンク６２の底部近傍からフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧに供給される。これにより、フラッシュタンク６２内の液状のＬＮＧは、再循環ＬＮＧにより冷却される。   The cooled liquid recirculation LNG led out to the pipe 11 is supplied to the liquid LNG stored in the flash tank 62 from the vicinity of the bottom of the flash tank 62 through the nozzle 18 ′. Thereby, the liquid LNG in the flash tank 62 is cooled by the recirculation LNG.

また、配管１１に導出された液状の再循環ＬＮＧの一部は、フラッシュタンク６２の上部空間へと導かれてボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８を経て、フラッシュタンク６２内のボイルオフガスに散布される。これにより、フラッシュタンク６２内のボイルオフガスが凝縮されて、凝縮（再液化）したボイルオフガスがフラッシュタンク６２内の液相に落下する。   Further, a part of the liquid recirculation LNG led out to the pipe 11 is guided to the upper space of the flash tank 62 and is sprayed on the boil-off gas in the flash tank 62 through the boil-off gas spray nozzle (spreading means) 18. Is done. As a result, the boil-off gas in the flash tank 62 is condensed, and the condensed (re-liquefied) boil-off gas falls into the liquid phase in the flash tank 62.

貨物タンク６１とフラッシュタンク６２との間には、フラッシュタンク６２内の液状のＬＮＧを貨物タンク６１へと移送する液移送パイプ６５と、貨物タンク６１内の液状のＬＮＧを加圧してフラッシュタンク６２内の下部へと移送する液加圧移送パイプ６６と、貨物タンク６１内のボイルオフガスをフラッシュタンク６２内の上部へと移送するガス移送パイプ６７とが設けられている。
このように、フラッシュタンク６２にて冷却された液状のＬＮＧは、液移送パイプ６５によってフラッシュタンク６２内から貨物タンク６１内へと導かれる。フラッシュタンク６２から貨物タンク６１内へとフラッシュタンク６２内の冷却された液状のＬＮＧが導かれることによって、貨物タンク６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧが冷却される。これにより、貨物タンク６１内の圧力上昇を抑制することができる。 Between the cargo tank 61 and the flash tank 62, a liquid transfer pipe 65 for transferring the liquid LNG in the flash tank 62 to the cargo tank 61, and the liquid LNG in the cargo tank 61 are pressurized to flash the flash tank 62. A liquid pressurizing transfer pipe 66 for transferring to the lower part in the inside and a gas transfer pipe 67 for transferring the boil-off gas in the cargo tank 61 to the upper part in the flash tank 62 are provided.
Thus, the liquid LNG cooled in the flash tank 62 is guided from the flash tank 62 into the cargo tank 61 by the liquid transfer pipe 65. The liquid LNG stored in the cargo tank 61 is cooled by introducing the cooled liquid LNG in the flash tank 62 from the flash tank 62 into the cargo tank 61. Thereby, the pressure rise in the cargo tank 61 can be suppressed.

以上の通り、本実施形態に係る貨物タンクの圧力上昇抑制装置５１、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。
貨物タンク（保存槽）６１と、貨物タンク６１とコールドボックス（熱交換手段）４との間にフラッシュタンク（中間槽）６２を設けて、フラッシュタンク６２にコールドボックス４によって冷却された液状の再循環ＬＮＧ（液化ガス）を戻すこととした。これにより、貨物タンク６１の容量が比較的小規模な場合であっても、コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧの全量を貨物タンク６１に導くことなく、コールドボックス４にて冷却された液状の再循環ＬＮＧの一部をフラッシュタンク６２に貯蔵することができる。したがって、貨物タンク６１の容量が比較的小規模な場合であっても、貨物タンク６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧを適切な温度に冷却することができる。 As described above, according to the cargo tank pressure increase suppression device 51 according to the present embodiment, the pressure increase suppression system including the same, the suppression method, and the liquefied natural gas carrier including the same, the following operational effects are obtained. Play.
A flash tank (intermediate tank) 62 is provided between the cargo tank (storage tank) 61, and between the cargo tank 61 and the cold box (heat exchange means) 4, and the liquid recooled by the cold box 4 is stored in the flash tank 62. Circulation LNG (liquefied gas) was returned. Thereby, even if the capacity of the cargo tank 61 is relatively small, the entire amount of the liquid recirculated LNG cooled in the cold box 4 is cooled in the cold box 4 without being led to the cargo tank 61. A part of the liquid recirculated LNG thus produced can be stored in the flash tank 62. Therefore, even when the capacity of the cargo tank 61 is relatively small, the liquid LNG stored in the cargo tank 61 can be cooled to an appropriate temperature.

また、フラッシュタンク６２に配管（供給手段）１１やボイルオフガス散布ノズル（散布手段）１８を設けることとした。そのため、貨物タンク６１をガスフリーすることなく、ボイルオフガス散布ノズル１８やＬＮＧ循環ポンプ６３をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置５１のメンテナンスが容易となる。   Further, the flash tank 62 is provided with a pipe (supply means) 11 and a boil-off gas spray nozzle (spreading means) 18. Therefore, the boil-off gas spray nozzle 18 and the LNG circulation pump 63 can be maintained without making the cargo tank 61 gas-free. Therefore, maintenance of the pressure rise suppression device 51 is facilitated.

なお、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、液化天然ガス運搬船にのみに適用されるものではなく、ＬＮＧを貯蔵する液化天然ガス貯蔵設備（図示せず）にも適用可能である。   In addition, the pressure rise suppression system which concerns on this invention is not applied only to a liquefied natural gas carrier ship, It is applicable also to the liquefied natural gas storage facility (not shown) which stores LNG.

さらに、第１および第２実施形態では、液化ガスとして液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、液化ガスとして、液化石油ガス（ＬＰＧ）やエタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物であってもよい。   Furthermore, in 1st and 2nd embodiment, although demonstrated using liquefied natural gas (LNG) as liquefied gas, this invention is not limited to this, As liquefied gas, liquefied petroleum gas (LPG) or It may be ethane, ethylene, ammonia or a mixture thereof.

また、第１および第２実施形態では、コールドボックス４により冷却された液状の再循環ＬＮＧを貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧとボイルオフガスの両方に供給するとして説明したが、貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧまたはボイルオフガスのどちらか一方のみの供給としても良い。   In the first and second embodiments, the liquid recirculation LNG cooled by the cold box 4 is described as being supplied to both the liquid LNG stored in the cargo tank 2 or the flash tank 62 and the boil-off gas. However, only one of liquid LNG and boil-off gas stored in the cargo tank 2 or the flash tank 62 may be supplied.

貨物タンク２またはフラッシュタンク６２内に貯蔵されている液状のＬＮＧのみに冷却された液状の再循環ＬＮＧを供給した場合には、貨物タンク２、６１内に貯蔵されている液状のＬＮＧ全体の温度を下げることができ、液状のＬＮＧからボイルオフガスが発生することを防ぐことができる。その結果、貨物タンク２、６１内の圧力上昇を抑制することができる。   When the liquid recirculation LNG cooled only to the liquid LNG stored in the cargo tank 2 or the flash tank 62 is supplied, the temperature of the entire liquid LNG stored in the cargo tanks 2 and 61 The boil-off gas can be prevented from being generated from the liquid LNG. As a result, an increase in pressure in the cargo tanks 2 and 61 can be suppressed.

また、ボイルオフガスのみに冷却された液状の再循環ＬＮＧを供給した場合には、ボイルオフガスの再液化を促してボイルオフガスによる貨物タンク２、６１内の圧力上昇の抑制や減圧が可能となる。   In addition, when the liquid recirculation LNG cooled only to the boil-off gas is supplied, it is possible to suppress the pressure increase in the cargo tanks 2 and 61 by the boil-off gas and to reduce the pressure by promoting the re-liquefaction of the boil-off gas.

さらに、第１および第２実施形態では、複数の貨物タンク内には、液化ガスとしてＬＮＧの１種類のみを用いる圧力上昇抑制システムとして説明したが、液化ガス運搬船に搭載される貨物タンクや液化ガス貯蔵設備に設置される貨物タンク毎に種類の異なる多種多様な液化ガスが貯蔵される圧力上昇抑制システムとしても良い。   Further, in the first and second embodiments, the pressure increase suppression system using only one type of LNG as the liquefied gas is described in the plurality of cargo tanks. However, the cargo tank and the liquefied gas mounted on the liquefied gas carrier ship are described. It is good also as a pressure rise suppression system in which various kinds of various liquefied gas are stored for every cargo tank installed in storage equipment.

この場合には、再循環させる液化ガスの液相（単相）のみをコールドボックスにおいて熱交換をさせるので、窒素ガス（冷媒）がコールドボックスで与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機（冷媒用圧縮手段）で与えればよいので、各貨物タンク（貯蔵槽）内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを１の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。   In this case, since only the liquid phase (single phase) of the liquefied gas to be recirculated is heat-exchanged in the cold box, the pressure difference corresponding to the temperature difference that the nitrogen gas (refrigerant) gives in the cold box is changed to a nitrogen compressor ( Therefore, the various pressures of the liquefied gas stored in each cargo tank (storage tank) can be cooled by the one pressure rise suppression device. Therefore, simplification of the pressure rise suppression system and equipment cost can be reduced.

１の圧力上昇抑制装置を用いて、各貨物タンク内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムとすることとしたので、液化ガス運搬船や液化ガス貯蔵設備に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。   Since the pressure rise restraint system that can cool a wide variety of liquefied gas stored in each cargo tank using the pressure rise restraint device of 1 is adopted, it can be used in liquefied gas carriers and liquefied gas storage facilities. It is possible to simplify the installed pressure rise suppression system and reduce equipment costs.

１、５１ 圧力上昇抑制装置
２ 貯蔵槽（貨物タンク）
４ 熱交換手段（コールドボックス）
１１ 供給手段（配管）
１３ バイパス手段（バイパス配管）
１５ バイパス流量調整手段（バイパスフロー制御弁）
１６ 散布量調整手段（スプレー制御弁）
１７ 供給流量調整手段（再循環制御弁）
１８ 散布手段（ボイルオフガス散布ノズル）
３１、３２ 冷媒用圧縮手段（窒素圧縮機、窒素昇圧機）
３３ 冷媒用膨張手段（窒素膨張機）
６１ 保存槽（貨物タンク）
６２ 中間槽（フラッシュタンク） 1, 51 Pressure rise suppression device 2 Storage tank (cargo tank)
4 Heat exchange means (cold box)
11 Supply means (piping)
13 Bypass means (bypass piping)
15 Bypass flow rate adjustment means (Bypass flow control valve)
16 Spraying amount adjustment means (spray control valve)
17 Supply flow rate adjustment means (recirculation control valve)
18 Spraying means (boil-off gas spray nozzle)
31, 32 Refrigerant compression means (nitrogen compressor, nitrogen booster)
33 Expansion means for refrigerant (nitrogen expander)
61 Storage tank (cargo tank)
62 Intermediate tank (flash tank)

Claims (11)

液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、
前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。 A storage tank storing liquefied gas; and
Heat exchange means for heat exchange between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant;
A refrigerant compression means for compressing the refrigerant guided to the heat exchange means;
Refrigerant expansion means for depressurizing the refrigerant compressed by the refrigerant compression means and supplying the refrigerant to the heat exchange means;
Supply means for supplying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the liquid liquefied gas in the storage tank;
A device for suppressing pressure increase in a storage tank. 液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、
前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。 A storage tank storing liquefied gas; and
Heat exchange means for heat exchange between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant;
A refrigerant compression means for compressing the refrigerant guided to the heat exchange means;
Refrigerant expansion means for depressurizing the refrigerant compressed by the refrigerant compression means and supplying the refrigerant to the heat exchange means;
A spraying means for spraying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the gaseous liquefied gas in the storage tank,
A device for suppressing pressure increase in a storage tank. 液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、
該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、
該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、
該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、
前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、
前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、
を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。 A storage tank storing liquefied gas; and
Heat exchange means for heat exchange between the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and the refrigerant;
A refrigerant compression means for compressing the refrigerant guided to the heat exchange means;
Refrigerant expansion means for depressurizing the refrigerant compressed by the refrigerant compression means and supplying the refrigerant to the heat exchange means;
Supply means for supplying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the liquid liquefied gas in the storage tank;
Spraying means for spraying the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means to the gaseous liquefied gas in the storage tank;
A device for suppressing pressure increase in a storage tank. 前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。   The storage according to any one of claims 1 to 3, wherein the supply unit includes a supply flow rate adjusting unit that adjusts a supply flow rate of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange unit. Tank pressure rise suppression device. 前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする請求項２から請求項４のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。   The storage according to any one of claims 2 to 4, wherein the spraying unit includes a spraying amount adjusting unit that adjusts a spraying amount of the liquid liquefied gas cooled by the heat exchanging unit. Tank pressure rise suppression device. 前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および／または前記散布手段に導くバイパス手段と、
液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、
を備えることを特徴とする請求項１から請求項５のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。 Bypass means for bypassing a part of the liquid liquefied gas guided to the heat exchange means from the heat exchange means to the supply means and / or the spraying means;
A bypass flow rate adjusting means for adjusting a bypass flow rate at which the liquid liquefied gas passes through the bypass means;
The apparatus for suppressing a pressure increase in a storage tank according to any one of claims 1 to 5, wherein: 前記貯蔵槽は、
保存槽と、
該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、
前記供給手段および／または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、
該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。 The storage tank is
A storage tank;
An intermediate tank that is provided between the storage tank and the heat exchange means and temporarily stores the liquid liquefied gas extracted from the storage tank and / or the gaseous liquefied gas. ,
The supply means and / or the spraying means are provided in the intermediate tank,
The apparatus for suppressing pressure increase in a storage tank according to any one of claims 1 to 6, wherein the liquid liquefied gas cooled by the heat exchange means is guided to the intermediate tank. 前記貯蔵槽は、複数設けられて、
各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする圧力上昇抑制システム。 A plurality of the storage tanks are provided,
The said liquefied gas stored in each said storage tank is a different gas type for every said storage tank, The pressure rise suppression apparatus of the storage tank in any one of Claims 1-7 characterized by the above-mentioned. A pressure rise suppression system characterized by comprising. 請求項８に記載の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする液化ガス運搬船。   A liquefied gas carrier ship comprising the pressure rise suppression system according to claim 8. 請求項８に記載の圧力上昇抑制システムを備えた液化ガス貯蔵設備。   A liquefied gas storage facility comprising the pressure rise suppression system according to claim 8. 液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび／またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制方法。   The liquid liquefied gas extracted from the storage tank storing the liquefied gas and the refrigerant that has been compressed and then decompressed to cool the liquid liquefied gas, and the liquid cooled by heat exchange The liquefied gas is introduced into the liquid liquefied gas and / or the gaseous liquefied gas stored in the storage tank.
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