特許 6407054 液化ガス出荷設備向け熱量調整システム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】6407054

(24)【登録日】2018年9月28日

(45)【発行日】2018年10月17日

(54)【発明の名称】液化ガス出荷設備向け熱量調整システム

(51)【国際特許分類】

   C10L 3/00 20060101AFI20181004BHJP

   F17C 5/02 20060101ALI20181004BHJP

   F17C 13/00 20060101ALI20181004BHJP

【ＦＩ】

   C10L3/00 D

   F17C5/02 Z

   F17C13/00 302A

【請求項の数】6

【全頁数】14

(21)【出願番号】特願2015-26891(P2015-26891)

(22)【出願日】2015年2月13日

(65)【公開番号】特開2016-148001(P2016-148001A)

(43)【公開日】2016年8月18日

【審査請求日】2017年12月1日

(73)【特許権者】

【識別番号】000000284

【氏名又は名称】大阪瓦斯株式会社

(73)【特許権者】

【識別番号】591027444

【氏名又は名称】大阪ガスエンジニアリング株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】110001818

【氏名又は名称】特許業務法人Ｒ＆Ｃ

(72)【発明者】

【氏名】杉山 修

(72)【発明者】

【氏名】間渕 暢浩

(72)【発明者】

【氏名】竹中 嗣人

(72)【発明者】

【氏名】小原 充裕

(72)【発明者】

【氏名】庄司 豊

【審査官】 青鹿 喜芳

(56)【参考文献】

【文献】 特開昭５２−０３２００２（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開昭６２−１５６１９７（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開平０４−２３１７９９（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２０１１−０９３５５１（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２００１−２７１９９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開昭６３−１９９９９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２００１−３０１９００（ＪＰ，Ａ）

【文献】 欧州特許出願公開第００４６３２６５（ＥＰ，Ａ１）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｃ１０Ｌ ３／００

Ｆ１７Ｃ ５／０２

Ｆ１７Ｃ １３／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

ＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに移送して出荷させる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムであって、
前記ＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを供給するＬＮＧ供給ラインと、
ＬＮＧの熱量調整に用いられるＬＰＧを貯えるＬＰＧタンクと、
前記ＬＰＧタンクに貯えられているＬＰＧを供給するＬＰＧ供給ラインと、
前記ＬＰＧ供給ラインの途中でＬＰＧを冷却する冷却装置と、
前記ＬＮＧ供給ラインから供給されるＬＮＧと、前記ＬＰＧ供給ラインから供給される、前記冷却装置で冷却された後のＬＰＧとを液相同士で混合する混合装置と、
前記混合装置によって熱量調整が行われた後の液化ガスを、前記液化ガス輸送装置の前記輸送用タンクに供給する出荷用ラインとを備える液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【請求項2】

前記出荷用ラインから液化ガスを前記輸送用タンクに充填しているときに前記輸送用タンクの内部に連通されて、前記輸送用タンクの内部に存在する気相成分を抜き出すガス抜出ラインと、
前記ガス抜出ラインの途中に設けられ、前記輸送用タンクの内部から抜き出される気相成分の圧力を調節する輸送圧力調節装置とを備える請求項１に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【請求項3】

前記冷却装置は、ターボ冷凍機、又は、フロンガスを含む冷媒を循環させるフロン冷凍機、又は、プロピレンを含む冷媒を循環させるプロピレン冷凍機である請求項１又は２に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【請求項4】

前記冷却装置は、冷媒としてのＬＮＧと、前記ＬＰＧ供給ラインを流れるＬＰＧとを熱交換させる熱交換器である請求項１又は２に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【請求項5】

前記ＬＰＧ供給ラインの途中に、前記冷却装置で冷却された後のＬＰＧを貯えるＬＰＧ貯槽を備える請求項１〜４の何れか一項に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【請求項6】

前記ＬＰＧ貯槽の内部の気相部の圧力を調節する貯槽圧力調節装置を備える請求項５に記載の液化ガス出荷設備向け熱量調整システム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガス）基地に設けられているＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに充填して出荷する液化ガス出荷設備向け熱量調整システムに関する。

【背景技術】

【0002】

特許文献１には、ＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに充填して出荷する液化ガス出荷設備が記載されている。
尚、特許文献１に記載の液化ガス出荷設備では、ＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧをそのまま出荷しているが、ＬＮＧに熱量調整を行った上で出荷することが求められる場合もある。

【0003】

特許文献２には、低熱量のＬＮＧと、増熱用のＬＰＧ（液化石油ガス）とを混合する都市ガスの熱量調整装置が記載されている。従って、特許文献２に記載の装置を用いると、所望の熱量の液化ガスを得ることができる。
尚、特許文献２に記載されている熱量調整装置は、熱量調整を行った後の液化ガスを気化させる気化器（６）を備えており、ガスを液化された状態で出荷することは行っていない。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【特許文献1】特開２０１１−０９３５５１号公報

【特許文献2】特開２０００−１９２０６０号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

特許文献２に記載の装置において得られる液化ガス（即ち、低熱量のＬＮＧと増熱用のＬＰＧとを混合して得られる液化ガス）を気化させず、液体のままで特許文献１に記載のような液化ガス輸送装置でＬＮＧサテライト基地などに出荷することが求められる場合もある。
ところが、常圧での沸点は、ＬＮＧ（約−１６０℃）の方が、ＬＰＧ（プロパン：約−４２℃、ブタン：約−０．５℃）よりも非常に低い。そのため、通常は、ＬＮＧに対して、それよりも大幅に高温のＬＰＧが混合されることになる。特許文献２に記載の装置でも、低熱量ＬＮＧに対して、それよりも大幅に高温の増熱用のＬＰＧが混合されていると思われる。この場合、混合後の液化ガスに含まれるＬＮＧの温度が上昇して、所謂、ＢＯＧ（ボイルオフガス）の発生量が増加してしまう可能性がある。

【0006】

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、熱量調整を行った後での発生ＢＯＧを許容範囲に抑制できる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムを提供する点にある。

【課題を解決するための手段】

【0007】

上記目的を達成するための本発明に係る液化ガス出荷設備の特徴構成は、ＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを、液化ガス輸送装置に搭載されている輸送用タンクに移送して出荷させる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムであって、
前記ＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクに貯えられているＬＮＧを供給するＬＮＧ供給ラインと、
ＬＮＧの熱量調整に用いられるＬＰＧを貯えるＬＰＧタンクと、
前記ＬＰＧタンクに貯えられているＬＰＧを供給するＬＰＧ供給ラインと、
前記ＬＰＧ供給ラインの途中でＬＰＧを冷却する冷却装置と、
前記ＬＮＧ供給ラインから供給されるＬＮＧと、前記ＬＰＧ供給ラインから供給される、前記冷却装置で冷却された後のＬＰＧとを液相同士で混合する混合装置と、
前記混合装置によって熱量調整が行われた後の液化ガスを、前記液化ガス輸送装置の前記輸送用タンクに供給する出荷用ラインとを備える点にある。

【0008】

上記特徴構成によれば、ＬＰＧが冷却装置によって冷却された上でＬＮＧと液相同士で混合される。つまり、混合されることによるＬＮＧの温度上昇幅は、冷却していないＬＰＧを混合する場合に比べて小さくなる。その結果、ＢＯＧの発生量を少なくしながら、ＬＰＧによって熱量調整が行われたＬＮＧを含む液化ガスを出荷することができる。

【0009】

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの別の特徴構成は、前記出荷用ラインから液化ガスを前記輸送用タンクに充填しているときに前記輸送用タンクの内部に連通されて、前記輸送用タンクの内部に存在する気相成分を抜き出すガス抜出ラインと、
前記ガス抜出ラインの途中に設けられ、前記輸送用タンクの内部から抜き出される気相成分の圧力を調節する輸送圧力調節装置とを備える点にある。

【0010】

上記特徴構成によれば、輸送圧力調節装置によって、輸送用タンクの内部から抜き出される気相成分の圧力、即ち、輸送用タンク内の液化ガスに加わる圧力を調節することができる。その結果、輸送用タンク内の液化ガスの温度が高くなる場合でも、輸送圧力調節装置によって圧力を高く保つことで、液化ガスの気化、即ち、ＢＯＧの発生を抑制することができる。

【0011】

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの更に別の特徴構成は、前記冷却装置は、ターボ冷凍機、又は、フロンガスを含む冷媒を循環させるフロン冷凍機、又は、プロピレンを含む冷媒を循環させるプロピレン冷凍機である点にある。

【0012】

上記特徴構成によれば、特殊な装置ではなく、ターボ冷凍機、フロン冷凍機、プロピレン冷凍機などの冷凍機を用いてＬＰＧを冷却することができる。

【0013】

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの更に別の特徴構成は、前記冷却装置は、冷媒としてのＬＮＧと、前記ＬＰＧ供給ラインを流れるＬＰＧとを熱交換させる熱交換器である点にある。

【0014】

上記特徴構成によれば、熱交換器ではＬＰＧとＬＮＧとの熱交換が行われるため、冷却後のＬＰＧの温度をＬＮＧの温度に近付けることができる。その結果、冷却後のＬＰＧとＬＮＧとを混合したときのＢＯＧの発生量を少なくすることができる。例えば、ＬＰＧとの熱交換に用いる冷媒としてのＬＮＧは、ＬＮＧ基地で保冷循環のために用いられているＬＮＧや、都市ガス製造の原料とするガス送出用ＬＮＧなどを利用することができる。

【0015】

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの更に別の特徴構成は、前記ＬＰＧ供給ラインの途中に、前記冷却装置で冷却された後のＬＰＧを貯えるＬＰＧ貯槽を備える点にある。

【0016】

ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷するタイミングは不定期である。また、要求される液化ガスの出荷量も様々である。そのため、液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷する度に、冷却装置でのＬＰＧの冷却と、混合装置でのＬＮＧ及び冷却後のＬＰＧの混合とを行うようにすると、冷却装置の起動及び停止などをその度に行う必要が生じる。また、液化ガス輸送装置への液化ガスの単位時間当たりの出荷量を大きくするため、及び、様々な出荷タイミングに対応するためには、冷却装置でのＬＰＧの単位時間当たりの冷却能力を大きくする必要、即ち、冷却装置を大型化する必要がある。
ところが上記特徴構成によれば、ＬＰＧ貯槽を用いて、冷却装置で冷却された後のＬＰＧを予め貯えておくことで、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置で液化ガスを出荷するタイミングで冷却装置の起動及び停止など行う必要が無くなる。また、冷却後のＬＰＧをＬＰＧ貯槽で貯えておくことができるので、冷却装置での単位時間当たりのＬＰＧの冷却量も、要求される液化ガスの出荷量とは別に、平準化して設定することができる。加えて、冷却後のＬＰＧをＬＰＧ貯槽に貯えておくことができるので、冷却装置の大きさをコンパクトにしながら、液化ガス輸送装置への液化ガスの単位時間当たりの出荷量を大きくすること、及び、様々な出荷タイミングへの対応も可能になる。

【0017】

本発明に係る液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの更に別の特徴構成は、前記ＬＰＧ貯槽の内部の気相部の圧力を調節する貯槽圧力調節装置を備える点にある。

【0018】

上記特徴構成によれば、貯槽圧力調節装置によって、ＬＰＧ貯槽の内部の気相部の圧力、即ち、ＬＰＧ貯槽内のＬＰＧに加わる圧力を調節することができる。その結果、貯槽圧力調節装置によって、ＬＰＧ貯槽内のＬＰＧを過冷却することも可能になる。

【図面の簡単な説明】

【0019】

【図1】第１実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。

【図2】第２実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。

【図3】第３実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。

【図4】第４実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。

【発明を実施するための形態】

【0020】

＜第１実施形態＞
以下に図面を参照して本発明の第１実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムについて説明する。
図１は、第１実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。図示するように、液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、ＬＮＧタンク１と、ＬＮＧ供給ライン４と、ＬＰＧタンク５と、ＬＰＧ供給ライン６と、冷却装置７と、混合装置１１と、出荷用ライン１４とを備える。

【0021】

ＬＮＧ受入基地やＬＮＧ出荷基地などのＬＮＧ基地に設けられているＬＮＧタンク１は、ＬＮＧタンカーなどから受け入れたＬＮＧ（液化天然ガス）を貯えている。通常、ＬＮＧ基地には複数基のＬＮＧタンク１が設けられている。ＬＮＧの沸点は常圧で約−１６０℃である。

【0022】

ＬＮＧ供給ライン４は、ＬＮＧタンク１に貯えられているＬＮＧをタンク外に供給する。ＬＮＧタンク１内にはＬＮＧを汲み出してＬＮＧ供給ライン４へ送出するためのＬＮＧポンプ１６が設置されている。このＬＮＧポンプ１６によって、ＬＮＧ供給ライン４を流れるＬＮＧの単位時間当たりの流量が調節される。

【0023】

ＬＰＧタンク５は、ＬＮＧの熱量調整に用いられるＬＰＧ（液化石油ガス）を貯える。ＬＰＧは、プロパン又はブタンを主成分としている。プロパンの場合、常圧での沸点は約−４２℃である。ブタンの場合、常圧での沸点は約−０．５℃である。ＬＰＧ供給ライン６は、ＬＰＧタンク５に貯えられているＬＰＧをタンク外に供給する。
ＬＰＧ供給ライン６の途中には、ＬＰＧの単位時間当たりの流量を調節するためのＬＰＧポンプ８が設けられている。そして、ＬＰＧポンプ８の下流側に後述する冷却装置７が設けられる。

【0024】

ＬＰＧポンプ８と冷却装置７との間のＬＰＧ供給ライン６の途中には、ＬＰＧ供給ライン６を流れるＬＰＧの流量を調節するための流量調節弁９が設けられている。この流量調節弁９の作用により、冷却装置７へと供給されるＬＰＧの流量が調節される。
また、冷却装置７と合流部１２との間のＬＰＧ供給ライン６の途中には、ＬＰＧ供給ライン６を流れるＬＰＧの流量を調節するための流量調節弁１０が設けられている。この流量調節弁１０の作用により、合流部１２へと供給されるＬＰＧの流量が調節される。

【0025】

冷却装置７は、ＬＰＧ供給ライン６の途中でＬＰＧを冷却する。例えば、冷却装置７は、冷媒圧縮用のターボ圧縮機を利用するターボ冷凍機、又は、フロンガスを含む冷媒を循環させるフロン冷凍機、又は、プロピレンを含む冷媒を循環させるプロピレン冷凍機などの冷凍機を用いて実現できる。尚、図中では、ＬＰＧと熱交換する冷媒については図示を省略している。また、冷凍機の冷媒によってＬＰＧを直接冷却するのではなく、中間媒体を用いてＬＰＧを冷却してもよい。例えば、中間媒体としてのブライン（エチレングライコール水溶液）を冷凍機で冷却し、冷却された中間媒体によってＬＰＧを冷却するような構成を採用してもよい。

【0026】

混合装置１１は、ＬＮＧ供給ライン４から供給されるＬＮＧと、ＬＰＧ供給ライン６から供給される、冷却装置７で冷却された後のＬＰＧとを液相同士で混合して、ＬＮＧとＬＰＧとを含む液化ガスを得る。例えば、本実施形態では、混合装置１１は、ＬＮＧ供給ライン４とＬＰＧ供給ライン６とを合流部１２で合流させ、その合流部１２で合流されたＬＮＧとＬＰＧとをスタティックミキサー１３で混合させる。この場合、ＬＮＧへのＬＰＧの混入比率が予め計算した所望の値となるように、即ち、所望の熱量の液化ガスが得られるように、ＬＮＧポンプ１６及び流量調節弁１０などの動作制御が行われる。このように、本実施形態では、ＬＰＧが冷却装置７によって冷却された上でＬＮＧと液相同士で混合される。つまり、混合されることによるＬＮＧの温度上昇幅は、冷却していないＬＰＧを混合する場合に比べて小さくなる。その結果、ＢＯＧの発生量を設備処理能力等を考慮した上で許容できる範囲に抑えながら、ＬＰＧによって熱量調整が行われたＬＮＧを主に含む液化ガスを出荷することができる。

【0027】

出荷用ライン１４は、混合装置１１によって熱量調整が行われた後の液化ガス（ＬＮＧとＬＰＧとを含む液化ガス）を、液化ガス輸送装置２の輸送用タンク３に供給する。出荷用ライン１４の途中には開閉弁２４が設けられている。そして、出荷用ライン１４に液化ガスを流すときには開閉弁２４を開放し、出荷用ライン１４に液化ガスを流さないときには開閉弁２４を閉止する。

【0028】

加えて、本実施形態では、液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、出荷用ライン１４から液化ガスを輸送用タンク３に充填しているときに輸送用タンク３の内部に連通されて、輸送用タンク３の内部に存在する気相成分を抜き出すガス抜出ライン１５と、ガス抜出ライン１５の途中に設けられ、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力を調節する輸送圧力調節装置１７とを備える。この輸送圧力調節装置１７は、開度を調節可能な弁を用いて実現できる。このように、輸送圧力調節装置としての弁１７によって、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力、即ち、輸送用タンク３内の液化ガスに加わる圧力を調節することができる。その結果、輸送用タンク３内の液化ガスの温度が高くなる場合でも、弁１７によって圧力を高く保つことで、液化ガスの気化を抑制することができる。

【0029】

以下の表１は、ターボ冷凍機を冷却装置７として用いた場合の運転例であり、図１中の部位Ａ〜部位Ｇの各部位での温度、圧力、流量、密度の例を示す。ガス抜出ライン１５の口径は６Ｂである。また、ＬＰＧとしてプロパンを１００％含むものを用いた例を示す。
表１に示すように、ターボ冷凍機を用いた場合には、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを１０℃に冷却することができる。そして、混合装置１１によってＬＮＧとＬＰＧとを混合した後の部位Ｄでの液化ガスの温度は、約−１４５℃となっている。このように、混合装置１１によって熱量調整が行われた後の液化ガスを低い温度に維持することができている。また、ターボ冷凍機を冷却装置７として用いた本例では、弁１７を用いて、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力を相対的に高くさせている。例えば、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力を約０．２ＭＰａＧに調節することで、気化するＬＮＧの量を少なくすることができている。例えば、部位Ｇにおいて、ＢＯＧは０．２６（ｔ／ｈ）となっている。

【0030】

【表1】

【0031】

以下の表２及び表３は、フロン冷凍機又はプロピレン冷凍機を冷却装置７として用いた場合の運転例であり、図１中の部位Ａ〜部位Ｇの各部位での温度、圧力、流量、密度の例を示す。何れの場合もガス抜出ライン１５の口径は１０Ｂである。
表２及び表３に示すように、フロン冷凍機を用いた場合には、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを−５５℃に冷却することができ、プロピレン冷凍機を用いた場合には、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを−４０℃に冷却することができる。
そして、混合装置１１によってＬＰＧとＬＮＧとを混合した後の部位Ｄでの液化ガスの温度は、フロン冷凍機を用いた場合には−１５１℃となり、プロピレン冷凍機を用いた場合には約−１５０℃となっている。このように、混合装置１１によって熱量調整が行われた後の液化ガスを低い温度に維持することができている。その結果、フロン冷凍機の場合（表２）の場合には、部位Ｇにおいて、ＢＯＧは０．８５（ｔ／ｈ）となり、プロピレン冷凍機の場合（表３）の場合には、部位Ｇにおいて、ＢＯＧは１．１１（ｔ／ｈ）となっている。

【0032】

【表2】

【0033】

【表3】

【0034】

上述のように、フロン冷凍機又はプロピレン冷凍機を冷却装置７として用いた場合には、混合装置１１によって熱量調整が行われた後の液化ガスの温度を、ターボ冷凍機を用いた場合に比べて更に低くできている。そのため、フロン冷凍機又はプロピレン冷凍機を冷却装置７として用いた場合、輸送圧力調節装置としての弁１７を用いて、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力を、上述したターボ冷凍機の場合よりも低くさせてもよい。例えば、弁１７を用いて、輸送用タンク３の内部から抜き出される気相成分の圧力を約０．０６ＭＰａＧに調節しても、気化するＬＮＧの量を少なくさせることができる。但し、気化するＬＮＧの量が多くなる場合には、予めガス抜出ライン１５の口径を大きくしておき、管内を流れるガスの流速を抑制することが好ましい。

【0035】

＜第２実施形態＞
第２実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、冷却装置７の構成が第１実施形態と異なっている。以下に第２実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムについて説明するが、第１実施形態と同様の構成については説明を省略する。

【0036】

図２は、第２実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。図示するように、冷却装置７は、冷媒としてのＬＮＧと、ＬＰＧ供給ライン６を流れるＬＰＧとを熱交換させる熱交換器１８を用いて構成される。具体的には、冷却装置７には、シェルアンドチューブ式の熱交換器を採用している。そして、シェルアンドチューブ式の熱交換器１８において、チューブ側にＬＮＧライン１９を介してＬＮＧを流し、シェル側にＬＰＧ供給ライン６を介してＬＰＧを流す。また、チューブはＬＮＧの温度変化に対応できるようにＵチューブとする。例えば、ＬＮＧライン１９に流すＬＮＧは、ＬＮＧ基地で保冷循環のために用いられているＬＮＧや、都市ガス製造の原料とするガス送出用ＬＮＧなどを利用することができる。

【0037】

以下の表４は、ＬＮＧを冷媒として用いた冷却装置７の運転例であり、図２中の部位Ａ〜部位Ｉの各部位での温度、圧力、流量、密度の例を示す。ガス抜出ライン１５の口径は６Ｂである。この構成を採用することで、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを−１１０℃に冷却することができる。このように、熱交換器１８ではＬＰＧとＬＮＧとの熱交換が行われるため、冷却後のＬＰＧの温度をＬＮＧの温度に近付けることができている。その結果、冷却後のＬＰＧとＬＮＧとを混合したときのＢＯＧの発生量を少なくすることができる。特に、表４に示す本例では、ガス抜出ライン１５（部位Ｆ、部位Ｇ）でのＢＯＧ発生量がゼロになっている。
尚、熱交換器１８でのＬＰＧの冷却に用いられた後のＬＮＧは温度が上昇するが、例えば、気化器などに供給して気化させ、都市ガスの生成に利用することができる。或いは、発生したＢＯＧをＢＯＧ圧縮機へ送り込んで、再液化などの処理を行ってもよい。

【0038】

【表4】

【0039】

＜第３実施形態＞
第３実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、ＬＰＧを一時的に貯えることができる貯槽を備える点で上記実施形態と異なっている。以下に第３実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成について説明するが、上記実施形態と同様の構成については説明を省略する。

【0040】

図３は、第３実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。図示するように、本実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、ＬＰＧ供給ライン６の途中に、冷却装置７で冷却された後のＬＰＧを貯えるＬＰＧ貯槽２０を備える。このＬＰＧ貯槽２０は、一般的にコールドエバポレータ（ＣＥ）と呼ばれる設備を利用することができる。ＬＰＧ貯槽２０と合流部１２との間のＬＰＧ供給ライン６の途中には、ＬＰＧの単位時間当たりの流量を調節するためのＬＰＧポンプ２１が設けられている。このＬＰＧポンプ２１の作用により、ＬＰＧ貯槽２０から合流部１２へと供給されるＬＰＧの流量が調節される。図３では、冷却装置７として、上記第２実施形態で説明した熱交換器１８を用いた場合を示しているが、冷却装置７として上記第１実施形態で説明した冷凍機を用いてもよい。

【0041】

通常、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置２で液化ガスを出荷するタイミングは不定期である。また、要求される液化ガスの出荷量も様々である。そのため、液化ガス輸送装置２で液化ガスを出荷する度に、冷却装置７でのＬＰＧの冷却と、混合装置１１でのＬＮＧ及び冷却後のＬＰＧの混合とを行うようにすると、冷却装置７の起動（クールダウン操作）及び停止などをその度に行う必要が生じる。
ところが、本実施形態では、ＬＰＧ貯槽２０を用いて、冷却装置７で冷却された後のＬＰＧを予め貯えておくことで、ＬＮＧ運搬船やローリー車などの液化ガス輸送装置２で液化ガスを出荷するタイミングで冷却装置７の起動及び停止など行う必要が無くなる。また、冷却後のＬＰＧをＬＰＧ貯槽２０で貯えておくことができるので、冷却装置７での単位時間当たりのＬＰＧの冷却量も、要求される液化ガスの出荷量とは別に、平準化して設定することができる。例えば、冷却装置７において一定流量のＬＰＧを継続的に冷却させてＬＰＧ貯槽２０へ貯えるといった運用が可能となる。
更に、冷却装置７として、上記第２実施形態で説明した熱交換器１８を用いた場合、その熱交換器１８で、一定流量のＬＰＧと一定流量のＬＮＧとが継続的に熱交換されることになるため、ＬＮＧライン１９で発生するＢＯＧの量も時間的にほぼ一定となる。そのため、ＢＯＧを利用し易くなる。

【0042】

また、図示は省略しているが、ＬＰＧ貯槽２０には加圧蒸発器を装備しておくことが好ましい。この加圧蒸発器は、ＬＰＧ貯槽２０の内部から取り出したＬＰＧを例えば外気との熱交換によって気化させた上でＬＰＧ貯槽２０の上部に送り込むことで、ＬＰＧ貯槽２０内の圧力を所望の圧力に維持するために利用できる。

【0043】

以下の表５は、ＬＮＧを冷媒として用いた冷却装置７の運転例であり、図３中の部位Ａ〜部位Ｊの各部位での温度、圧力、流量、密度の例を示す。ガス抜出ライン１５の口径は１０Ｂである。この構成を採用することで、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを約−３９℃に冷却することができる。その結果、混合後の液化ガスに含まれるＬＮＧのうち、気化するＬＮＧの量を少なくさせることができる。また、冷却装置７によって冷却された後の低温のＬＰＧをＬＰＧ貯槽２０に予め貯えておくことができる。

【0044】

【表5】

【0045】

＜第４実施形態＞
第４実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、貯槽圧力調節装置を備える点で上記第３実施形態と異なっている。以下に第４実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成について説明するが、上記第３実施形態と同様の構成については説明を省略する。

【0046】

図４は、第４実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成を示す図である。図示するように、本実施形態の液化ガス出荷設備向け熱量調整システムは、ＬＰＧ貯槽２０の内部の気相部の圧力を調節する貯槽圧力調節装置を備える。この貯槽圧力調節装置は、不活性ガスを供給する不活性ガス供給ライン２２と、その不活性ガス供給ライン２２を流れる不活性ガスの流量を調節する圧力調節弁２３とを有する。尚、図示は省略しているが、不活性ガス供給ライン２２には不活性ガスを貯えている不活性ガス供給源が接続されている。そして、貯槽圧力調節装置２２，２３は、ＬＰＧ貯槽２０の内部の気相部の圧力を調節するためにＬＰＧ貯槽２０の内部へ不活性ガスを供給する。この貯槽圧力調節装置２２，２３によって、ＬＰＧ貯槽２０の内部の気相部の負圧を防止することができる。図４では、冷却装置７として、上記第２実施形態で説明した熱交換器１８を用いた場合を示しているが、冷却装置７として上記第１実施形態で説明した冷凍機を用いてもよい。

【0047】

以下の表６は、ＬＮＧを冷媒として用いた冷却装置７の運転例であり、図４中の部位Ａ〜部位Ｊの各部位での温度、圧力、流量、密度の例を示す。ガス抜出ライン１５の口径は６Ｂである。この構成を採用することで、ＬＮＧと混合される直前の部位ＣでのＬＰＧを−１１０℃に冷却することができる。その結果、混合後の液化ガスに含まれるＬＮＧのうち、気化するＬＮＧの量を少なくさせることができる。特に、表６に示す本例では、ガス抜出ライン１５（部位Ｆ、部位Ｇ）でのＢＯＧ発生量がゼロになっている。

【0048】

また、冷却装置７によって冷却された後の低温のＬＰＧをＬＰＧ貯槽２０に予め貯えておくことができる。更に、貯槽圧力調節装置２２，２３によってＬＰＧ貯槽２０の内部の気相成分の圧力を調節することで、ＬＰＧ貯槽２０の内部のＬＰＧを過冷却することができる。ＬＰＧ貯槽２０の気相部の圧力を不活性ガス（例えば、窒素など）により、０．１ＭＰａＧ程度に保圧する。このように、貯槽圧力調節装置２２，２３によって、ＬＰＧ貯槽２０の内部の気相成分の圧力、即ち、ＬＰＧ貯槽２０内のＬＰＧに加わる圧力を調節することができる。その結果、貯槽圧力調節装置２２，２３によって、ＬＰＧ貯槽２０内のＬＰＧを過冷却することも可能になる。

【0049】

【表6】

【0050】

＜別実施形態＞
上記実施形態では、液化ガス出荷設備向け熱量調整システムの構成について具体例を挙げて説明したが、その構成は適宜変更可能である。
例えば、ＬＰＧ供給ライン６の途中からＬＰＧをＬＰＧタンク５へ戻すようなＬＰＧ戻し配管を設けてもよい。特に、ＬＰＧ供給ライン６の途中の、冷却装置７の下流側に上記ＬＰＧ戻し配管を設けた場合、冷却装置７で冷却したＬＰＧの全量を再びＬＰＧタンク５へ戻すことができるため、冷却装置７の性能が十分に発揮されない起動時などに利用することができる。また、ＬＰＧ供給ライン６の途中の、冷却装置７の上流側に上記ＬＰＧ戻し配管を設けた場合、ＬＰＧポンプ８から送出されたＬＰＧの一部を上記ＬＰＧ戻し配管に流してＬＰＧタンク５へ戻し、残りを冷却装置７へ供給することができる。そのため、冷却装置７で冷却するＬＰＧの流量を少なくすることができる。
他にも、上記実施形態では、表１〜表６において具体的な数値を挙げたが、それらは例示目的で記載したものである。

【産業上の利用可能性】

【0051】

本発明は、熱量調整を行った後での発生ＢＯＧを許容範囲に抑制できる液化ガス出荷設備向け熱量調整システムに利用できる。

【符号の説明】

【0052】

１ ＬＮＧタンク
２ 液化ガス輸送装置
３ 輸送用タンク
４ ＬＮＧ供給ライン
５ ＬＰＧタンク
６ ＬＰＧ供給ライン
７ 冷却装置
８ ＬＰＧポンプ
９ 流量調節弁
１０ 流量調節弁
１１ 混合装置
１２ 合流部
１３ ミキサー
１４ 出荷用ライン
１５ ガス抜出ライン
１６ ＬＮＧポンプ
１７ 弁（輸送圧力調節装置）
１８ 熱交換器
１９ ＬＮＧライン
２０ ＬＰＧ貯槽
２１ ＬＰＧポンプ
２２ 不活性ガス供給ライン（貯槽圧力調節装置）
２３ 圧力調節弁（貯槽圧力調節装置）

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】