特許 6444547 液化天然ガス供給システム及び液化天然ガス供給方法

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B1)

(11)【特許番号】6444547

(24)【登録日】2018年12月7日

(45)【発行日】2018年12月26日

(54)【発明の名称】液化天然ガス供給システム及び液化天然ガス供給方法

(51)【国際特許分類】

   F17C 13/00 20060101AFI20181217BHJP

   F17C 9/00 20060101ALI20181217BHJP

【ＦＩ】

   F17C13/00 302D

   F17C9/00 A

【請求項の数】6

【全頁数】22

(21)【出願番号】特願2018-1598(P2018-1598)

(22)【出願日】2018年1月10日

【審査請求日】2018年7月23日

【早期審査対象出願】

(73)【特許権者】

【識別番号】390024914

【氏名又は名称】東京ガスケミカル株式会社

(73)【特許権者】

【識別番号】391024065

【氏名又は名称】大陽日酸東関東株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】110001922

【氏名又は名称】特許業務法人 日峯国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】舘田 英明

(72)【発明者】

【氏名】渡辺 伸次

【審査官】 矢澤 周一郎

(56)【参考文献】

【文献】 特開２００２−２９５７９６（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２０１５−０５５２９０（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特許第５０７７８８１（ＪＰ，Ｂ２）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｆ１７Ｃ １／００−１３／１２

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

ＬＮＧ（液化天然ガス）貯槽に貯蔵されたＬＮＧが加圧されてＬＮＧガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとされて消費先に供給される液化天然ガス供給システムにおいて、
ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第１の加圧タンクに戻す第１の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、
ＬＮＧ貯槽に接続された第２の加圧タンクが設けられ、第２の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第２の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、第２の加圧タンク内が降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが第２の加圧タンクに低圧下供給可能とされ、
第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が各加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされ、
第１の加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧが加圧ガス蒸発器にＬＮＧ水頭圧で移送され、加圧ガス蒸発器で生成されたＬＮＧガスによる加圧圧力が第１のＬＮＧ還流系に形成され、第２の加圧タンクにＬＮＧ貯槽からＬＮＧが低圧下供給されること
を特徴とする液化天然ガス供給システム。

【請求項2】

請求項１に記載された液化天然ガス供給システムにおいて、第２の加圧タンクが加温器を介して消費先に接続され、当該加圧タンク内が降圧されることを特徴とする液化天然ガス供給システム。

【請求項3】

請求項１に記載された液化天然ガス供給システムにおいて、ＬＮＧ貯槽に接続された第３の加圧タンクが設けられ、第３の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第３の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、第３の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、第３のＬＮＧ還流系が第３の加圧タンクへの加圧状態のＬＮＧガスの供給が止められたＬＮＧ待機系統とされたことを特徴とする液化天然ガス供給システム。

【請求項4】

請求項３に記載された液化天然ガス供給システムにおいて、第３のＬＮＧ還流系が少なくとも２系統とされ、一方の系統が遮断され、他方の系統が消費先に接続されたことを特徴とする液化天然ガス供給システム。

【請求項5】

ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧがガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとなって消費先に供給される液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法であって、
ＬＮＧローリータンクからＬＮＧ貯槽まで加圧されることなくＬＮＧを移送する系統が設けられ、
ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する複数の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器と間に、加圧状態のＬＮＧガスを、複数の加圧タンクに戻すＬＮＧ還流系とされ、さらには一部の加圧タンク内が降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが低圧下供給可能とされ、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に無動力移送系が形成され、ＬＮＧローリータンク、ＬＮＧ貯槽、一部の加圧タンク及び加圧ガス蒸発器間に、無動力移送系を持つ低圧ＬＮＧ供給系が形成された液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法において、
ＬＮＧをＬＮＧローリータンクから貯槽タンクに移送し、貯槽タンク内を加圧することなく、複数の加圧タンクのいずれかの加圧タンクで加圧したＬＮＧをＬＮＧガス蒸発器に移送すること
を特徴とする液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法。

【請求項6】

ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第１の加圧タンクに戻す第１の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、ＬＮＧ貯槽に接続された第２の加圧タンクが設けられ、第２の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第２の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが加圧されてＬＮＧガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとされて消費先に供給される液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法において、
第２の加圧タンク内を降圧し、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧを第２の加圧タンクに低圧下供給し、
第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が各加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、加圧ガス蒸発器で生成されたＬＮＧガスによる加圧圧力が第１のＬＮＧ還流系に作用している状態下で、第１の加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器にＬＮＧ水頭圧で移送し、第２の加圧タンクにＬＮＧ貯槽からＬＮＧを低圧下供給することを特徴とする液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、液化天然ガス供給システム及び液化天然ガス供給方法に関する。

【背景技術】

【0002】

近年、石油・石炭に代わるネネルギー資源として天然ガスが注目を集めている。天然ガスは、燃焼時における硫黄酸化物・煤塵の発生が極めて少なく、地球温暖化の原因となる二酸化炭素や、大気汚染・酸化雨の原因となる窒素酸化物の排出量が石油・石炭に比べて少ないため、地球環境問題に貢献できるエネルギー源といえる。特に、頁岩層から採取される天然ガス（シエールガス）取り出しに関する新技術の出現により、比較的安価で大量の天然ガスの安定供給が可能になったことで、今後のエネルギー源における天然ガスの果たす役割は、ますます大きなものとなることが予想される。

【0003】

石油由来の化石燃料から天然ガスへの燃料転換は、地球温暖化を促進する炭酸ガスの排出削減に大きな効果がある。単純に重油を天然ガスに燃料転換した場合、約３０％の削減ができ、地球温暖化抑制に大きな効果を上げることができる。現在建設されているサテライトシステムによる燃料供給の場合と比較しても、約２５％程度の炭酸ガス排出量の削減効果を上げることができる。

【0004】

これらの効果があることで、数年前から燃料転換が積極的に推進されており、シエールガス革命と相まって今後ＬＮＧ化がますます促進されることが予想される。

【0005】

現在、パイプラインにより直接的な天然ガスの供給が可能な地域を除くと、天然ガスの供給方法は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと呼ぶ。）貯槽・蒸発器・圧力調整装置を主要な構成要素とする定地設置式ＬＮＧ供給設備（以下、ＬＮＧサテライトと呼ぶ。）を各天然ガス消費場所に建設し、そのＬＮＧサテライトへＬＮＧローリー車によりＬＮＧを輸送・供給する方法が一般的となる。

【0006】

ＬＮＧサテライトへＬＮＧローリー車によりＬＮＧを輸送・供給する方法が採用される場合、ＬＮＧローリー車から液状のＬＮＧを受入れるが、ＬＮＧローリー車は、設計圧力が０．６MPaにとされる。設計圧力が０．６MPaであるため、受入れ貯槽側の圧力は、その圧力より低い状態での運用が求められる。

【0007】

現在までのＬＮＧ消費対象は、熱処理炉やボイラーでの燃料として供給されるもので、貯槽圧力は、概ね0.5MPa以下で運用されるため、ＬＮＧローリー車からの受け入れには支障がなかった。

【0008】

しかしながら、炭酸ガス排出量の削減目的に加え、シエールガス革命によるＬＮＧ価格の低下により、昨今のＬＮＧ消費形態には、単なる熱エネルギー代替のみではなく、電気エネルギーへの転換需要が含まれる方向へと変化してきている。更に、東日本大震災が起きた結果、各企業では、ＢＣＰ（事業継続計画）問題の解決が急務となり、ＢＣＰ問題の解決には、自家発電の計画が必須となってきており、その燃料としてＬＮＧの供給が求められ始めている。

【0009】

従来、自家発電用の燃料としてのＬＮＧサテライトからのＬＮＧ供給はなされてきたが、発電容量の小さなエンジン発電が主であった。企業のＢＣＰ対応に、より大きな発電容量が求められ、発電方式もエンジン発電、ガスタービン発電、コージェネレーション発電が増えてきている。このような発電の場合、ＬＮＧサテライトからのガス供給圧力の高圧化が求められる。例えば、高圧として、２.２MPa程度まで求められ、ＬＮＧポンプによる昇圧や圧縮機での昇圧が採用されてきている。

【0010】

特許文献１には、ＬＮＧを昇圧して高圧ＬＮＧとする昇圧ポンプと、高圧ＬＮＧを加熱する熱交換装置と、高圧ＬＮＧを作動流体として電力として回収する膨張タービンを備えることが記載されている。

【0011】

特許文献２には、ＬＮＧ貯蔵タンク内に発生するＢＯＧをコンプレッサーで昇圧後、熱交換機又は再液化容器に導くこと、及びＬＮＧ貯蔵タンクから熱交換器又は再液化容器に導かれる払い出しＬＮＧの一部が過冷却ＬＮＧとして、制御弁を介して昇圧ポンプのポンプサクションに導かれることが記載される。

【0012】

特許文献３には、ダウンカマ管の長さを十分に採り、管内ＬNＧの自重に基づく水頭圧と気化器内にある気泡含有ＬＰＧに基づく水頭圧の差により、気化器底部から気化器内に自然還流させることが記載される。

【0013】

特許文献４には加圧タンクと加圧蒸発器との間に、水頭圧でＬＮＧが循環する循環系が形成されて加圧圧力が形成され、加圧圧力がＬＮＧローリータンク内に付与されることで、ＬＮＧ貯槽内が加圧され、加圧されたＬＮＧがＬＮＧ気化器に送給されるＬＮＧ供給システムが記載される。

【0014】

特許文献５には、ＬＮＧモバイルサテライトシステム及びＬＮＧモバイルサテライトシステムの搬送、運用方法が記載される。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0015】

【特許文献1】特開平１１−２７０３４７号公報

【特許文献2】特許第４９９６９８７号公報

【特許文献3】特開２００２−３０９２７６号公報

【特許文献4】特許第５０７７８８１号公報

【特許文献5】特許第５８５４４７９号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0016】

上述したように、ＬＮＧポンプによる昇圧や圧縮機での昇圧による２.２MPa程度まで高圧化するに際して、動力に電気駆動、すなわち発電するための燃料供給に、電気を使用する形態となっている。

【0017】

発電する電気は、非常用のみの使用ばかりでなく常用としても当然使用される。したがって、この電気を用いる昇圧システムにおける燃料供給に当たっては、回転機器の故障対応や故障修理期間に対する対応が求められ、加えて電力使用によるコストを要するという問題がある。また、特許文献１あるいは２に記載される昇圧用のＬＮＧポンプや圧縮機は、定期的なメンテナンスが必須とされ、そのため費用が必要とされる。ＬＮＧポンプのメンテナンスには、年間初期コストの１/３必要とされるのが通例であり、そのコストが莫大である。さらに、このようなメンテナンスが、製造企業に返却されてなされる場合、メンテナンス期間が長期になり、信頼性を高め連続運転を継続するためには、予備機を設けておき、さらに予備機の予備機を設けておくといった二重三重の対策が求められ、設備費が膨大なものとなる。

【0018】

特許文献３には、ＬＰＧの水頭圧が用いられ自重に基づく自然還流が形成されるが、ＬＰＧ貯蔵タンク内のＬＰＧを加圧ガス蒸発器への送給するため、加圧されたＬＮＧを形成するのにＬＰＧの水頭圧が用いられ自重に基づく自然還流が形成されるものではない。

【0019】

特許文献４に記載されたシステムでは、ＬＮＧローリータンクでサテライト基地にタンクロ−リーでＬＮＧを運搬してきたときに、直ちにＬＮＧ貯蔵タンクに移送することができず、移送前にＬＮＧローリータンクを高圧とする操作が必要とされ、大容量のＬＮＧ貯蔵タンク内を含めて、ＬＮＧの入口から加圧ガス蒸発器までの系統全体の大容量を高圧にすることが必要とされる。

【0020】

特許文献５には、ＬＮＧモバイルサテライトシステムが記載されるが、ＬＮＧの水頭圧が用いられ自重に基づく自然還流が形成されることが記載されていない。

【0021】

本発明は、かかる点に鑑みてこのような高圧を必要とするＬＮＧポンプや圧縮機などのような回転装置を使用せず、回転に伴う故障を回避することでき、ＬＮＧのＬＮＧガス蒸発器への加圧連続供給を無動力で達成し、ＬＮＧローリータンクから加圧ガス蒸発器へのＬＮＧ移送を、系統全体を高圧化することなく、ＬＮＧ貯槽からガス蒸発器へのＬＮＧ移送を部分的な系統を高圧化することで迅速・簡便にして、操作性・信頼性を高めることを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0022】

本発明は、ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する加圧タンク及び加圧タンクに接続されてＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧し、加圧状態のＬＮＧガスを加圧タンクに戻す加圧ガス蒸発器を備えて、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間にＬＮＧ還流系が形成され、当該ＬＮＧ還流系が、加圧タンク内に貯蔵されたＬＮＧを当該加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間の水頭圧によって移送する無動力移送系を有し、もってＬＮＧ貯槽から加圧ガス蒸発器へのＬＮＧ移送を部分的な系統を無動力で高圧化することで、ＬＮＧを無動力でＬＮＧガス蒸発器に供給することを特徴とする。本発明で「直接」とは、特許文献５に記載されるように、ＬＮＧローリータンク、貯槽タンク、その他の機器を介することなく、ということである。

【0023】

また、本発明は、ＬＮＧの加圧運転操作に供された加圧タンクで派生されたＬＮＧガスを消費先に供給するＬＮＧガス供給系統が形成され、水頭圧によって移送する無動力移送系が有効に活用されるようにしたことを特徴とする。

【0024】

本発明は、具体的には、
ＬＮＧ（液化天然ガス）貯槽に貯蔵されたＬＮＧが加圧されてＬＮＧガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとされて消費先に供給される液化天然ガス供給システムにおいて、
ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第１の加圧タンクに戻す第１の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、
ＬＮＧ貯槽に接続された第２の加圧タンクが設けられ、第２の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第２の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、第２の加圧タンク内が降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが第２の加圧タンクに低圧下供給可能とされ、
第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が各加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされ、
第１の加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧが加圧ガス蒸発器にＬＮＧ水頭圧で移送され、加圧ガス蒸発器で生成されたＬＮＧガスによる加圧圧力が第１のＬＮＧ還流系に形成され、第２の加圧タンクにＬＮＧ貯槽からＬＮＧが低圧下供給されること
を特徴とする液化天然ガス供給システムを提供する。

【0025】

本発明は、上述された液化天然ガス供給システムにおいて、第２の加圧タンクが加温器を介して消費先に接続され、当該加圧タンク内が降圧されることを特徴とする液化天然ガス供給システムを提供する。

【0026】

本発明は、上述された液化天然ガス供給システムにおいて、ＬＮＧ貯槽に接続された第３の加圧タンクが設けられ、第３の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第３の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、第３の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、第３のＬＮＧ還流系が第３の加圧タンクへの加圧状態のＬＮＧガスの供給が止められたＬＮＧ待機系統とされたことを特徴とする液化天然ガス供給システムを提供する。

【0027】

本発明は、上述された液化天然ガス供給システムにおいて、第３のＬＮＧ還流系が少なくとも２系統とされ、一方の系統が遮断され、他方の系統が消費先に接続されたことを特徴とする液化天然ガス供給システムを提供する。

【0028】

本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガス）貯槽に貯蔵されたＬＮＧが加圧されてＬＮＧガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとされて消費先に供給される液化天然ガス供給システムにおいて、
ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、加圧タンクと加圧ガス蒸発器と間に、加圧状態のＬＮＧガスを加圧タンクに戻すＬＮＧ還流系とされ、さらには加圧タンク内が降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが低圧下供給可能とされ、
加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に無動力移送系が形成され、当該無動力移送下、加圧タンク内の加圧されたＬＮＧがＬＮＧガス蒸発器に直接移送される直接移送系が形成されること
を特徴とする液化天然ガス供給システムを提供する。

【0029】

本発明は、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧがガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとなって消費先に供給される液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法であって、
ＬＮＧローリータンクからＬＮＧ貯槽へＬＮＧを移送する系統が設けられ、
ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する複数の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器と間に、加圧状態のＬＮＧガスを、複数の加圧タンクに戻すＬＮＧ還流系とされ、さらには一部の加圧タンク内が降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが低圧下供給可能とされ、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、複数の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に無動力移送系が形成され、ＬＮＧローリータンク、ＬＮＧ貯槽、一部の加圧タンク及び加圧ガス蒸発器間に、無動力移送系を持つ低圧ＬＮＧ供給系が形成された液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法において、
ＬＮＧをＬＮＧローリータンクから貯槽タンクに移送し、貯槽タンク内を加圧することなく、複数の加圧タンクのいずれかの加圧タンクで加圧したＬＮＧをＬＮＧガス蒸発器に移送すること
を特徴とする液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法を提供する。

【0030】

本発明は、ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクに接続され、ＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧する加圧ガス蒸発器を備えて、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第１の加圧タンクに戻す第１の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、ＬＮＧ貯槽に接続された第２の加圧タンクが設けられ、第２の加圧タンクが加圧ガス蒸発器に接続され、第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧状態のＬＮＧガスを第２の遮断可能なＬＮＧ還流系が形成され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが加圧されてＬＮＧガス蒸発器に導かれ、加温されてＬＮＧガスとされて消費先に供給される液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法において、
第２の加圧タンク内を降圧し、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧを第２の加圧タンクに低圧下供給し、
第１の加圧タンク及び第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が各加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、加圧ガス蒸発器で生成されたＬＮＧガスによる加圧圧力が第１のＬＮＧ還流系に作用している状態下で、第１の加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器にＬＮＧ水頭圧で移送し、第２の加圧タンクにＬＮＧ貯槽からＬＮＧを低圧下供給することを特徴とする液化天然ガス供給システムの液化天然ガス供給方法を提供する。

【発明の効果】

【0031】

本発明によれば、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを無動力で加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成され、循環加圧することで昇圧し、高圧を得ることができるため、高圧を必要とするＬＮＧポンプや圧縮機などのような回転装置を使用せず、回転に伴う故障を回避することでき、メンテナンスを容易にして、信頼性を高め、ＬＮＧのＬＮＧガス蒸発器への加圧連続供給を可能にして、加圧連続供給を無動力とすることができる。

【0032】

ＬＮＧローリータンクから加圧ガス蒸発器までのＬＮＧ移送系統全体を高圧化することなく、ＬＮＧ貯槽から加圧ガス蒸発器までのＬＮＧ移送の部分的系統を高圧化することができ、もって、ＬＮＧ貯槽からＬＮＧガス蒸発器へのＬＮＧの加圧連続供給を無動力で達成し、迅速・簡便にLNGを移送し、操作性・信頼性を高めることができる。

【図面の簡単な説明】

【0033】

【図1】本発明の実施例の液化天然ガス供給システムを示す図

【図2】液化天然ガス供給システムに採用されるシステム制御装置をブロックで示す図

【図3】供給・待機・降圧充填の工程を持つ各系統の運用状態を示す図

【図4】低圧供給用の一般的設備の系統として構成された低圧ＬＮＧ供給システムを示す図

【図5】LNG貯蔵タンクを高圧で設計し、昇圧は、LNG貯蔵タンク内の液体を加圧蒸発器で加圧し維持する系統を示す図

【図6】高圧供給用の系統をＬＮＧポンプによる昇圧システムで形成した例を示す図

【図7】気体圧縮機を使用する昇圧システム（高圧ＬＮＧ供給システム（２）すなわち昇圧システムＢ）を示す図

【図8】ＬＮＧ貯槽を２つ保有して一方を昇圧、他方を降圧してＬＮＧを供給するシステム（昇圧システムＣ）を示す図

【発明を実施するための形態】

【0034】

以下、図１は、本発明の実施例である液化天然ガス供給システムを示す図である。

【0035】

本発明で、「高圧」とは、後述する加圧蒸発器（加圧ＶＡＰ）９におけるＬＮＧのガス化によって達成される加圧された圧力、例えば0.８MPa以上の圧力を示し、「低圧」とは、ＬＮＧタンクローリーで運搬されるＬＮＧローリータンク内のＬＮＧの有する圧力、例えば0.5MPa以下の圧力を示す。

【0036】

図１において、本発明の実施例である液化天然ガス供給システム１００は、ＬＮＧ貯槽１、LNGガス送り機能を持つＬＮＧガス蒸発器（LNG送りガス蒸発器ともいう。）２、圧力調整装置３、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）、加圧蒸発器（加圧ＶＡＰ）９、ＬＮＧローリータンクに接続された配管１１、ローリー搭載加圧蒸発器１７を備える。ＬＮＧ貯槽１の容量は、例えば３００ｋＬ、各加圧タンクは、１０００Ｌで、ＬＮＧ貯槽１の容量は、各加圧タンクの容量、さらには４つの加圧タンクの容量を合わせた容量よりもはるかに大きい。逆のいい方をすれば、各加圧タンクの容量は、ＬＮＧ貯槽１の容量に比べてはるかに小さい。

【0037】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）は、同一の構造からなり、同一の高さ位置で横方向に並置される。

【0038】

ＬＮＧ貯槽１には、底部にＬＮＧローリータンク８０からのＬＮＧを受入れる受入れ配管１１が接続される。ＬＮＧローリータンク８０は、ローリー搭載加圧蒸発器１７を備える。ローリー搭載加圧蒸発器１７を備えた循環系８１が形成される。ローリー搭載加圧蒸発器１７によって生成される加圧力は、ＬＮＧ貯槽１にLNGを移送するに十分に加圧すれば足りる。

【0039】

また、ＬＮＧ貯槽１と加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）は、それぞれの底部が配管１２及び分岐配管１３〜１６によって接続される。分岐配管１３〜１６には、それぞれ弁（ＡＯＶ）１３Ａ〜１６Ａが設けられる。

【0040】

ＬＮＧガス蒸発器２と加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）は、それぞれの底部が配管２０及び分岐配管２１〜２４によって接続される。分岐配管２１〜２４には、それぞれ弁（ＡＯＶ、自動開放弁）２１Ａ〜２４Ａが設けられる。

【0041】

ＬＮＧガス蒸発器２と圧力調整装置３は、配管３０で接続される。圧力調整装置（圧力調整ユニット）３は、サージタンク３１とその前後に設けられた弁（ＰＲＶ，ＰＣＶ、制御弁）３８，３９からなる。圧力調整装置３で圧力を調整されたＬＮＧガスは、発電機へと導出３３される。

【0042】

ＬＮＧガス蒸発器２は、その器内にコイル状の熱交換部を有し、ＬＮＧは、配管３４から導かれた温水３５によって暖められてＬＮＧガスとなる。熱交換に用いられた温水は、配管３６から低温水３７として戻される。

【0043】

ＬＮＧガス蒸発器２と圧力調整装置３とからなる構成は、従来からよく知られた構成である。

【0044】

ＬＮＧガス蒸発器２と加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）と加圧蒸発器９は、それぞれの底部が配管４０と分岐管４１〜４４によって接続される。分岐管４１〜４４には、それぞれ弁（ＡＯＶ）４１Ａ〜４４Ａが設けられる。

【0045】

ＬＮＧ貯槽１から加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）に、ＬＮＧ貯槽１に貯蔵されたＬＮＧが配管を介して供給可能とされる。

【0046】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）から加圧蒸発器９に、ＬＮＧが配管を介して供給可能とされる。

【0047】

加圧蒸発器９には、ＬＮＧガス蒸発器２と同様に温水が導入され、ＬＮＧとの熱交換によってＬＮＧガスが生成される。

【0048】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）と加圧蒸発器９は、それぞれの上部が配管５０と分岐管５１〜５４によって接続される。分岐管５１〜５４には、それぞれ弁（ＡＯＶ）５１Ａ〜５４Ａ及び制御弁（ＲＶ）５１Ｂ〜５４Ｂが設けられる。

【0049】

加圧蒸発器９で生成されたＬＮＧガスは、それぞれの配管を介して、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）に送給可能とされる。

【0050】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）からのＬＮＧが加圧蒸発器９に送給され、加圧蒸発器９からのＬＮＧガスが加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）に戻される還流系統１０が配管４０（分岐管４１〜４４を含む。）及び配管５０（分岐管５１〜５４を含む。）から形成される。加圧蒸発器９の出口側の部分で、還流系統１０にサージタンク１９が設けられる。

【0051】

それぞれの還流系統が形成されるとき、加圧蒸発器９で生成された加圧圧力は、それぞれの還流系統全体に及び、ＬＮＧガスの圧力を高圧に均一化する。

【0052】

加圧蒸発器９は、その配置位置が加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）の配置位置よりも低位置とされる。この配置構成に起因して、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）と加圧蒸発器９との間には、高さ位置差に基づくＬＮＧによる水頭圧が生じる。

【0053】

この高さ位置差に基づくＬＮＧによる水頭圧は、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）にそれぞれ貯蔵されたＬＮＧを加圧蒸発器９に移送させる移送力となる。ここで重要なのは、外部からの何らの動力なしに水頭圧でもって加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）にそれぞれ貯蔵されたＬＮＧが加圧蒸発器９に移送されることである。加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）にそれぞれ貯蔵されたＬＮＧを加圧蒸発器９に移送するに当たって、外部からの何らの動力を要しない。

【0054】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）と加温器１０は、それぞれの上部が配管６０と分岐管６１〜６４によって接続される。分岐管６１〜６４には、それぞれ弁（ＡＯＶ）６１Ａ〜６４Ａが設けられる。

【0055】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）の上部に溜められたＬＮＧガスは、それぞれの配管を介して、加温器６７に送給可能とされる。加温器６７で加温されたＬＮＧガスは、配管６５を介して低圧消費先６８に供給される。

【0056】

分岐管６１〜６４には、外部排出管７１〜７４が設けられ、外部排出管７１〜７４には、それぞれ弁（ＰＲＶ）７１Ａ〜７４Ａが設けられる。また、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）には、底部及び上部を結ぶ上部配管８１L〜８４Lと下部配管８１H〜８１Hが設けられる。上部配管８１L〜８４Lと下部配管８１H〜８１Hは、差圧伝送器８１A〜８４Aに接続される。差圧伝送器８１A〜８４Aで上部配管８１L〜８４Lと下部配管８１H〜８１Hとの差圧が計測される。計測された差圧で加圧タンク内のLNG液位を測定でき、加圧タンク内部の液量を算出することができる。

【0057】

図１に示す現在の状況において、加圧タンク５が「供給」の状態、加圧タンク６，７が「待機」の状態、加圧タンク８が「降圧」の状態に設定された。この状態に合わせて各配管に設けられた弁は、開放、閉鎖モードとされた。開放の場合が、各弁は、白表示で、そして閉鎖の場合が、黒表示がなされている。また、図１において、各機器における容量、液体あるいは気体圧力が示される。

【0058】

・ＬＮＧローリータンク内圧力 0.5MPa
・加圧蒸発器入口圧力 0.8MPa＋加圧タンク水頭圧
・弁５１Ｂ〜５４Ｂにおける調整圧力 0.8MPa
・サージタンク入口調整圧力 0.8 MPa ＋加圧タンク水頭圧
・発電機への供給圧力 0.8MPa
本実施例では、加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）の４つの加圧タンクを使用したがLNGガス蒸発器２への、加圧連続供給運転では、供給の状態の加圧タンク５及び降圧の状態の加圧タンク８が必要とされる。いずれかの加圧タンクの故障を想定し、その場合にあってもLNGガス蒸発器２への、加圧連続供給運転を可能にするために、一つの待機状態の加圧タンクが追加される。いずれかの加圧タンクについて定期検査をしながら、LNGガス蒸発器２への、加圧連続供給運転を可能にするために、もう一つの加圧タンクが追加され、待機状態とされる。

【0059】

ＬＮＧ貯槽圧力は、ＬＮＧタンクローリーからの受け入れ可能な0.5MPa以下で運用される。ＬＮＧ貯槽１から加圧タンクに0.5MPa以下の圧力でＬＮＧが供給される。図示されている状態は、加圧タンクＡ（５）が高圧のＬＮＧを消費先のユースポイントのＬＮＧガス蒸発器２に供給している状態、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）は、ＬＮＧが充填され、供給可能な圧力まで加圧が完了し、待機している状態を、そして加圧タンクD（８）は、供給を終了してＬＮＧを受け入れ可能な圧力まで降圧中の状態を示している。

【0060】

供給中の加圧タンクＡ（５）が予め設定している下限液面までＬＮＧを使用されると、自動的に加圧タンクＢ（６）からの供給に切り替わり、ＬＮＧ供給が継続される。加圧タンクＡ（５）は、この状態から準備として降圧・液受入れの状態となる。

【0061】

最初に弁（ＡＯＶ）４１Ａが閉となり、次に降圧系統を形成する弁（ＡＯＶ）６１Ａが開となる。加圧タンクＡ（５）の気相圧力が低圧消費先６６へのＬＮＧガス供給で徐々に低下し、ＬＮＧ貯槽１からのＬＮＧの受け入れが可能になるまで圧力が降圧される。所定の圧力になると、弁（ＡＯＶ）６１Ａは閉、弁（ＡＯＶ）１３Ａが開状態に自動制御され、ＬＮＧ貯槽１からのＬＮＧ受入れが開始される。加圧タンクＡ（５）内のＬＮＧ液面が所定の上限液面になると弁（ＡＯＶ）１３Ａは、閉とされる。ＬＮＧの受け入れ、昇圧による所定の圧力になると、弁（Ａ０Ｖ）６１Ａが自動的に開き、加圧タンクＡ（５）内の圧力を降下させ、ＬＮＧの受け入れに支障がないように自動制御される。

【0062】

加圧タンクＡ（５）内にＬＮＧが充填された後、弁（ＡＯＶ）５１Ａが開になり、制御弁（ＲＶ）５１Ｂで所定の加圧圧力に調整された加圧ガスが加圧タンクＡ（５）に供給される。制御弁（ＲＶ）５１Ｂで所定の加圧圧力に調整された加圧ガスが加圧タンクＡ（５）に供給される。制御弁（ＲＶ）５１Ｂの設定圧力まで加圧されると、加圧タンクＡ（５）は、供給待機の状態となる。

【0063】

このような加圧タンクは、タンク内をＬＮＧの水頭圧の差でもって無動力で自動加圧する。水頭圧の差で、連続的に繰り返して無動力で所定の圧力まで加圧することができる。加圧タンクは、加圧タンク内のＬＮＧがＬＮＧガス蒸発器に移送されるに十分に加圧されることで、ＬＮＧガス蒸発器に直接加圧移送する。

【0064】

加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）が順次供給・待機・降圧充填の工程を予め定めた時間で順に繰り返すことで、高圧のＬＮＧ供給が可能とされる。

【0065】

図１に示されるように、ＬＮＧローリータンク、ＬＮＧローリータンクに接続された配管１１、ＬＮＧ貯槽１、４つの加圧タンクを含むＬＮＧ還流系及び４つの加圧タンクと加圧蒸発器９とを結ぶ系統によって全体系が形成され、ＬＮＧローリータンク、ＬＮＧ貯槽、一部の加圧タンク及び加圧ガス蒸発器間からなる一部系統が、無動力移送系を持つ低圧ＬＮＧ供給系に形成される。

【0066】

加圧タンクと加圧ガス蒸発器とは、配置位置が加圧タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される関係とされて、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に無動力移送系が形成され、当該無動力移送下、加圧タンク内の加圧されたＬＮＧがＬＮＧガス蒸発器に直接移送される直接移送系が形成される。

【0067】

ＬＮＧをＬＮＧローリータンクから貯槽タンクに移送し、貯槽タンク内を加圧することなく、複数の加圧タンクのいずれかの加圧タンクで加圧したＬＮＧをＬＮＧガス蒸発器に移送、すなわち直接的に移送することができる。

【0068】

ＬＮＧのＬＮＧガス蒸発器への加圧連続供給を無動力で達成し、ＬＮＧローリータンクから加圧ガス蒸発器へのＬＮＧ移送を、系統全体を高圧化することなく、ＬＮＧ貯槽から加圧ガス蒸発器へのＬＮＧ移送を部分的な系統を高圧化することで迅速・簡便にして、操作性・信頼性を高めることができる。

【0069】

図２は、液化天然ガス供給システムに採用されるシステム制御装置９０を示す。

【0070】

図２において、システム制御装置９０は、記憶手段９１、演算処理手段９２、入出力手段９３及び画面表示手段９４からなり、典型的にはパソコン内に形成され、外部の計測手段９９に接続される。

【0071】

記憶手段９１は、
・系統に設けた加圧タンクの運転モード
・加圧タンクの切り替えタイミング
・故障時の運転モードの切り替え方法
を記録する。

【0072】

演算処理手段９２は、
・通常運転中における弁操作信号生成による加圧タンクの各運転モードの設定と運転モードの切り替え
・故障時における加圧タンクの各運転モードの設定と運転モードの切り替え
を演算処理して指令信号を生成する。

【0073】

入出力手段９３は、
・計測データの入力
・演算処理結果の出力
を行う。

【0074】

画面処理手段９４は、
・全体システムと継続運転状態
・故障時、メンテナンス時の継続運転状態
を示す画像を画面に表示する。

【0075】

計測手段９９は、次に示される計測データを取得する。

【0076】

・加圧タンクの液面データ
・弁設定圧力データ
・ＬＮＧ貯槽圧力データ
・加圧タンク圧力データ
・各弁データ
・発電機及び低圧消費先へのＬＮＧ供給圧力データ
なお、シーケンサーを利用して演算制御を行うことも可能である。組み合わせDCSの構築も可能である。

【0077】

図３は、供給・待機・降圧充填の工程を持つ各系統の運用状態を示す図である。

【0078】

図３に示されるように、加圧タンクＡは、供給中、加圧タンクＢ，加圧タンクＣは待機、加圧タンクＤは、降圧⇒受入れ⇒昇圧⇒待機とされ、これらの工程が順次繰り返される。

【0079】

加圧タンクが３塔設けられる場合は、ＳＴＥＰ１〜２０が繰り返されて、高圧のＬＮＧを連続的に供給可能とする。各系統に設けられる加圧タンクのタンク容量は、切り換えのタイミング時間により決定される。

【0080】

ＳＴＥＰ２１からのステップは、いずれか一つの系統が故障した場合に、３系統運転となし、故障した系統を、修理・修理完了後手動で待機状態・故障復帰させる工程を含むようにして形成する。

【0081】

図３に示されるシステム、運用とすることで、ＬＮＧ貯槽１がＬＮＧタンクローリーから受入れ可能な圧力、すなわち低圧力で運用することができ、無動力で所定の高圧のＬＮＧをＬＮＧガス蒸発器２に連続して供給することができる。
このような状況下、
加圧タンクA（５）、加圧タンクB（６）、加圧タンクC（７）、加圧タンクD（８）は、上部に貯蔵されたＬＮＧガスが導出されることで、降圧状態が形成可能とされ、またＬＮＧガスの供給が止められ、かつＬＮＧガスの導出が止められることで待機状態が形成可能とされる。

【0082】

ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵するＬＮＧを加圧してＬＮＧガス蒸発器に供給する第１の加圧タンク及び第１の加圧タンクに接続されてＬＮＧの供給を受け、ＬＮＧを加温してＬＮＧガスを生成して加圧し、加圧状態のＬＮＧガスを第１の加圧タンクに戻す加圧ガス蒸発器を備えて、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に第１のＬＮＧ還流系１０が形成される。

【0083】

ＬＮＧ貯槽に接続された第２の加圧タンクが設けられて第２の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、第２のＬＮＧ還流系が形成され、第２の加圧タンクが降圧され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧが第２の加圧タンクに供給可能とされる。

【0084】

加圧ガス蒸発器で生成された加圧圧力が第１の加圧タンクのあるＬＮＧ還流系に作用している状態下で、第１の加圧タンクと加圧ガス蒸発器とが、第１の加圧タンク貯蔵されたＬＮＧを無動力で加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される配置構成とされ、第１の加圧タンク内のＬＮＧが加圧される。ＬＮＧ還流系が、加圧タンク内に貯蔵されたＬＮＧをと加圧ガス蒸発器との間の水頭圧によって当該加圧タンク内のＬＮＧを移送する無動力移送系を有し、当該加圧タンク内のＬＮＧを加圧することができる。

【0085】

無動力移送系を形成するには、少なくとも第１の加圧タンクと第２の加圧タンクが必要とされるが、第３、第４の、さらにはそれ以上の加圧タンクを設けることでも無動力移送系を形成することができる。

【0086】

第２の加圧タンクが加温器を介して消費先に接続され、当該加圧タンク内が降圧される液化天然ガス供給システムとすることができる。

【0087】

また、ＬＮＧ貯槽に接続された第３の加圧タンクが設けられて第３の加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に第３のＬＮＧ還流系が形成され、第３のＬＮＧ還流系が第３の加圧タンクへの加圧状態のＬＮＧガスの供給が止められたＬＮＧ待機系統とされた液化天然ガス供給システムとすることができる。

【0088】

また、第３のＬＮＧ還流系が少なくとも２系統とされ、一方の第３のＬＮＧ還流系の加圧タンクが加温器を介して消費先に接続された液化天然ガス供給システムとすることができる。

【0089】

また、タンク内のＬＮＧを移送する無動力移送系を有するＬＮＧ還流系が形成され、
加圧タンクから加圧されたＬＮＧをガス蒸発器に供給し、ＬＮＧガス蒸発器を介して消費先にＬＮＧガスを供給する第１のＬＮＧガス供給系統が形成され、
当該加圧タンクから加温器を介して消費先にＬＮＧガスを供給する第２のＬＮＧガス供給系統が形成された液化天然ガス供給システムとすることができる。消費先は、発電機でもよいし、圧縮機でもよいし、ＬＮＧガス供給源であってもよい。

【0090】

この場合、当該加圧タンクから加温器を介して消費先に供給するＬＮＧガスを引き抜くことで降圧させることができる。降圧されたＬＮＧガスは、低圧消費先６６に供給される。低圧消費先６６への供給に際して、上述した様に加温器１０を介すようにして加温してもよい。低圧消費先６６がない場合、圧縮機したシステム構成とすることができる。圧縮機で圧縮し、供給系の戻すことが考えられる。圧縮機で圧縮するＬＮＧガスは、加圧タンク内のガスの一部であり、ＬＮＧガスを全量圧縮機で供給する場合に比べ、小さな動力による運用となる。

【0091】

上述した構成に基づき、本実施例によって達成されるメンテナンス及び機器故障時の対応の優位性及び液化天然ガス供給システムの優位性を説明する。

【0092】

●システム構成、メンテナンス及び機器故障時の対応の優位性
・システムの簡便性
ＬＮＧローリータンク及び貯槽タンク１内を高圧化することなく、加圧タンクから直接にＬＮＧガス蒸発器に加圧されたＬＮＧを移送することができ、高圧化される移送ラインが短くすることが可能とされ、システムが簡便化される。また、還流系を複数形成して機能別に分けることで、「供給」還流系、「待機」還流系及び「降圧」還流系を容易に形成することができ、機能別分別による連続運転供給が可能とされる。

【0093】

・メンテナンス時
設備停止可能な場合には、停止後メンテナンスを行う。設備停止が不可能な場合には、加圧タンク４塔の運用を３塔の運用に切り替えて１つの加圧タンクずつメンテナンスを行う。

【0094】

このように、運転モードを切り替えて１つの加圧タンクを含む１系統を休止することで、メンテナンス時期の制約を無くすことができる。このメンテナンスは、各系統に設けた弁、すなわち切換え弁のメンテナンスが主な作業であり、短時間でのメンテナンスを可能とする。メンテナンスの要するコストも、昇圧ポンプを使用した場合にメーカーに返送してメンテナンスしなければならないといったことをすることを要せず、現場で直接的にメンテナンスすれば済むことになるので、大幅な低減が可能とされる。

【0095】

・機器故障時
各系統での想定故障としては、弁の故障が最も多いものと考えられる。弁が制御信号に基づいて動作しないことが故障の要因となる。制御故障が想定される。制御故障は、制御信号発信後一定時間動作アンサーバックがない場合であり、このような場合が故障と認定される。制御故障と認定した場合、直ちに該当の系統を自動運転系統から除外し、残りの系統で運転操作がなされる。そのような運転操作を可能とする制御が採用される。このような運転制御を採用することで、系統の信頼性を向上させ、より安全な運転を実現できる。

【0096】

●液化天然ガス供給システムの優位性
本実施例になる液化天然ガス供給システムの従来例に比した優位性を説明する。
従来例として、冗長性や故障を想定してポンプを複数台設置するポンプ昇圧システムが採用される。

【0097】

・建設費
従来例に比べて廉価で建設可能である。

【0098】

・建設期間
ポンプ昇圧システムに採用されるポンプは、その製作に一年以上の製作期間を要し、現地工事も接続配管は全て現地での施工となり長期間に及ぶことになる。これに比して、本実施例では、ＬＮＧ貯槽、加圧タンク及び各系統の製作はユニット化が可能で、工場製作が可能であり、設置に際しても現地工事を少なくすることが可能であり、工期を短くすることができ、製作、設置は、８か月程度で可能である。短期間による液化天然ガス供給システム設置を可能とする。

【0099】

・メンテナンス費及びメンテナンス期間
従来方式の場合、メンテナンスに際しては、ポンプをメーカーに返却されてメンテナンスがなされることになることを上述した。このため、費用が高額となる。メンテナンス期間も長期化し、定期修理期間内に全てのポンプのメンテナンスを行うことを困難とする。このため、一台のポンプのメンテナンスでシステムから外している時にも、システムして運転継続するために、冗長性を考慮すると、定格能力のポンプを３台設置することが必要となり、製造原価、建設費、メンテナンス費共に高額となる。

【0100】

これに対して、本実施例の場合、メンテナンス対象は、弁が主なものとなって、メンテナンス期間を非常に短期間とすることができる。費用についても、本実施例は、従来例に比べて低コストとすることができる。

【0101】

・故障対応
従来例にあっては、運転中のポンプが故障した場合には、予備のポンプを起動して運転が継続される。故障ポンプは、現地における修理は、基本的に困難なため、メーカーに返却されて修理される。このため、正常状態への復帰まで長期間を要し、費用も高いものとなる。

【0102】

本実施例では、故障する可能性のある機器としては、各系統に設置した弁が想定される。いずれかの弁に故障が発生した場合、故障した弁が設置された系統を休止し、残りの系統で運転継続することが可能である。故障した弁は、メーカーに返却することなく現地で修理することが可能であり、故障対応期間を短くすることができる。

【0103】

・運転コスト
従来例にあっては、ＬＮＧを移送するために動力電力を必要とする。

【0104】

本実施例では、ＬＮＧを無動力で加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成される配置構成とされ、加圧タンク内のＬＮＧが加圧されるので、制御電源に必要な電力のみで運転可能であり、従来例で必要とされるようなＬＮＧを移送するために動力電力を必要としない。

【0105】

本発明と比較例との比較
●低圧供給（0.2MP以下でのＬＮＧ供給
・比較例１
図４は、低圧供給用の一般的設備の系統として構成された低圧ＬＮＧ供給システムを示す図である。

【0106】

図４において、低圧ＬＮＧ供給システムは、ＬＮＧ貯槽、ＬＮＧ送りガス蒸発器、圧力調整ユニットで基本的に構成される。ＬＮＧローリーからＬＮＧ貯槽にＬＮＧが送給される。ＬＮＧ貯槽から取り出されたＬＮＧは、送りガス蒸発器で気化され、圧力調整弁を備えた圧力調整ユニットで所定の圧力（0.1MPa以下）に調整され、各ユースポイントに供給される。

【0107】

送りガス蒸発器の熱源は、空気との熱交換、温水との熱交換及び蒸気との熱交換で得られる。ＬＮＧ貯槽へのＬＮＧの受け入れは、ＬＮＧローリーからなされる。ＬＮＧローリーのＬＮＧの設計圧力は0.6MPaであることから、ＬＮＧ貯槽の運転圧力は0.5MPaが上限となり、系統全体の圧力損失を考慮するとユースポイントへのガス供給圧力は、約0.2PMa以下に制限される。

【0108】

ユースポイントへのガス供給圧力は、約0.2PMa以下に制限され、高圧されたＬＮＧの供給がなされない。

【0109】

●高圧供給（0.6MPa）以上でのＬＮＧ供給
・比較例２
図５は、LNG貯蔵タンクを高圧で設計し、昇圧は、LNG貯蔵タンク内の液体を加圧蒸発器で加圧し維持する系統である。この方式では、LNG貯蔵タンク自身が常に高圧とされることが必要とされ、LNGは、LNGローリーからの直接の液受入れは不可能である。このため、LNGローリーから取り出した液体を昇圧ポンプで昇圧し、LNG貯蔵タンクに受け入れる必要がある。このため、高額の昇圧ポンプを複数機設置することが必要とされる。また、LNG貯蔵タンクが高圧に耐えられるように製作する必要がある。このため、初期建設費及び機器のメンテナンス費用が高額となる問題がある。

【0110】

・比較例３
図６は、高圧供給用の系統をＬＮＧポンプによる昇圧システムで形成した例を示す図である。ＬＮＧポンプによる昇圧システム（高圧ＬＮＧ供給システム（１）、すなわち昇圧システムＡ）が採用される。

【0111】

図６において、このＬＮＧポンプによる昇圧システムは、ＬＮＧ貯槽、ＬＮＧ貯槽に設備された貯槽加圧蒸発器、ＬＮＧ昇圧ポンプ、ＬＮＧ送りガス蒸発器、サージタンク、圧力調整ユニットで基本的に構成される。ＬＮＧタンクローリーからＬＮＧ貯槽にＬＮＧが送給される。ＬＮＧ貯槽から取り出されたＬＮＧは、ＬＮＧ昇圧ポンプによって昇圧される。昇圧されたＬＮＧは、送りガス蒸発器で気化され、圧力調整ユニットで所定の圧力に調整され、各ユースポイントに供給される。

【0112】

貯槽圧力は、貯槽加圧蒸発器から供給される加圧ガスにて一定圧力に保たれる。ＬＮＧ送りガス蒸発器・貯槽加圧蒸発器の熱源は、空気との熱交換、温水との熱交換、及び蒸気との熱交換で得られる。

【0113】

ＬＮＧ昇圧ポンプは、極低温のＬＮＧを昇圧するため、特殊な構造を持つポンプが採用される。一般的にブースタポンプとして用いられる形式のポンプは、サクションポットという圧力容器の中に据え付けられる。ポンプのメンテナンスの際には、サクションポット出入り口の弁を閉じて、ポット内部をＮ_２ガスで置換することによってポンプを取り出すことが形式であり、低温サブマージドポンプと呼ばれるポンプが用いられる。

【0114】

このポンプを故障時及びメンテナンス（１回/年）時を考慮し、二台もしくは三台設置する。メンテナンス時には、常温復帰後にポンプを取り出し分解整備を行う。このために、非常に手間と時間を要する作業が必要とされる。故障時、メーカーへ返送され、修理、整備されることになるため、２台以上の設置が必要になる。メンテナンス時に一台取り外している期間も冗長性を担保するためには、３台の設置が必要になる。

【0115】

したがって、イニシャルコスト及び毎年のメンテナンスコストの高額となる。ＬＮＧポンプの一般的なメンテナンスコストは、一回当たりＬＮＧ昇圧ポンプコストの１/３必要とされており、三回のメンテナンスでＬＮＧ昇圧ポンプ１台分のコストが必要とされる。

【0116】

・比較例４
図７は、ＬＮＧ昇圧ポンプでの昇圧以外の昇圧方法として採用可能な気体圧縮機を使用する昇圧システム（高圧ＬＮＧ供給システム（２）すなわち昇圧システムＢ）を示す。

【0117】

図７において、気体圧縮機を使用する昇圧システムは、気体圧縮機による昇圧システムが採用される。

【0118】

図７において、気体圧縮機による昇圧システム（昇圧システムＢ）は、ＬＮＧ貯槽、ＬＮＧ貯槽に設備された貯槽加圧蒸発器、ＬＮＧ送りガス蒸発器、サージタンク、圧縮機、サージタンク、圧力調整ユニットで基本的に構成される。ＬＮＧタンクローリーからＬＮＧ貯槽にＬＮＧが送給される。

【0119】

ＬＮＧ貯槽から取り出されたＬＮＧは、送りガス蒸発器で気化され、サージタンクを経由し、圧縮機に供給される。圧縮機では、ＬＮＧを気体の状態で必要圧力まで昇圧する。一般的には、多段式レシプロ型の圧縮機が採用される。圧縮した後には、圧力調整ユニットで所定の圧力に調整され、各ユースポイントに供給される。

【0120】

貯槽圧力は、貯槽加圧蒸発器から供給される加圧ガスにて一定圧力に保たれる。

【0121】

ＬＮＧ送りガス蒸発器・貯槽加圧蒸発器の熱源は、空気との熱交換、温水との熱交換、及び蒸気との熱交換で得られる。

【0122】

この圧縮機を故障時及びメンテナンス（１回/年）時を考慮し、二台もしくは三台設置する。メンテナンス時には、圧縮機を取り出し分解整備を行う。このために、非常に手間と時間を要する作業が必要とされる。故障時、場合によりメーカーへ返送され、修理、整備されることになるため、２台以上の設置が必要になる。メンテナンス時に一台取り外している期間も冗長性を担保するためには、３台の設置が必要になる。

【0123】

したがって、イニシャルコスト及び毎年のメンテナンスコストの高額となる。圧縮機の一般的なメンテナンスコストは、ＬＮＧポンプメンテナンスコスト程ではないが、高額となる。また、圧縮機の場合、ピストンリング等の寿命の問題でメンテナンス周期が短くなることが想定される。

【0124】

加えて、圧縮機を採用する場合、大きな電気容量が必要とされる。液体昇圧に比べて、気体の圧縮になると、体積が２００倍程度になり、気体圧縮には非常に大きな電力が必要とされる。

【0125】

以下に、簡略比較で、上述した例の場合に要する動力との比較を示す。
●駆動動力比較
比較条件
流量 ＬＮＧ 1000 kg/h =1204 Nm³/h
昇圧圧力 ３MPa
と仮定した。効率を無視して比較する。
・ＬＮＧ昇圧ポンプを採用した昇圧システムの場合：
駆動軸動力 = 0.163QHγ = 0.8 （Ｋｗ）
Ｑ ：流量 （m^3/min） =1000kg/h/60min/460 (Kg/m³)
≒0.036
Ｈ ：揚程 （m） ＝3 （MPa） × 100 （m/MPa）
≒300
γ : 溶液の単位体積重量 ＝460 （kg/m³） ＝0.46kg/l
・気体圧縮機を採用した昇圧システムの場合
駆動軸動力 ＝（z/6120）×Ｖ_１×Ｐ_１×（m/（m‐１））×（（Ｐ_e/Ｐ_１）^{（ｍ−１）/ｍＺ}‐１）
＝570 kW
Z :圧縮機段数 ３段
Ｖ_１ :吸込ガス量 1204 Nm³/h ≒6.7 m³/min ＜吸込圧力 ３ kg/cm²A）
Ｐ_１ ：吸込圧力 3 kg /cm²A ＝30000kg/m²A
Ｐ_ｅ ：ｚ段圧力 30kg/ cm²A ＝300000kg/m²A
m ：圧縮指数 1.2
となる。

【0126】

ＬＮＧ昇圧ポンプを採用した昇圧システムの場合であっても、気体圧縮機を採用した昇圧システムの場合であっても動力が必要とされる。液体昇圧に比べ、気体昇圧では非常に大きな動力が必要とされる。

【0127】

本実施例による液化天然ガス供給システムにあっては、上述したように、加圧されたＬＮＧを形成するのにＬＮＧの水頭圧が用いられ、無動力とされ、動力が必要とされないばかりか、加圧タンクから直接にＬＮＧガス蒸発器に加圧されたＬＮＧを移送することができ、移送ラインが短くすることが可能とされ、システムが簡便化される。

【0128】

●ＬＮＧ貯槽を２つ保有して一方を昇圧、他方を降圧してＬＮＧを供給するシステム
このシステムにあっては、ＬＮＧ貯槽を２つあるいは３つ以上設置される。

【0129】

図８は、当該システム（昇圧システムＣ）を示す図である。

【0130】

図８において、当該システムには、大型高圧化可能な２つのＬＮＧ貯槽が並置して設置される。一方のＬＮＧ貯槽、例えば上側記載のＬＮＧ貯槽が高圧とされたＬＮＧ貯槽とされ、他方のＬＮＧ貯槽、例えば下側記載のＬＮＧ貯槽が降圧されたＬＮＧ貯槽とされる。各ＬＮＧ貯槽は、貯槽加圧蒸発器を備え、ＬＮＧ送りガス蒸発器に各配管を介して連結される。このようなＬＮＧ貯槽は、ＬＮＧを貯蔵する機能とＬＮＧを昇圧するという２つの機能を持つ。

【0131】

今、上側記載のＬＮＧ貯槽が降圧されて低圧状態にあるとすると、ＬＮＧローリータンクから上側記載のＬＮＧ貯槽にＬＮＧが供給され、供給後、上側記載のＬＮＧ貯槽に付随された貯槽加圧蒸発器がＬＮＧを蒸発させることで、このＬＮＧ貯槽内を昇圧し、高圧のＬＮＧ貯槽とする。この状態で、このＬＮＧ貯槽は、「待機」となる。

【0132】

この間、下側記載のＬＮＧ貯槽から昇圧されたＬＮＧが配管を介してＬＮＧ送りガス蒸発器に送給される。送給されたＬＮＧは、ＬＮＧ送りガス蒸発器で熱を受け、蒸発してＬＮＧガスとなって圧力調整ユニットで圧力が調整され、消費先に供給される。

【0133】

使用側の、すなわち下側記載のＬＮＧ貯槽のＬＮＧが所定の量まで送給されると、待機側、すなわち上側記載のＬＮＧ貯槽に切り替えられて継続運転される。

【0134】

使用を停止した使用側の、すなわち下側記載のＬＮＧ貯槽の内部圧力をＬＮＧローリーからＬＮＧ受け入れ可能な圧力まで、貯槽内上部でガス化しているＬＮＧガスを放出あるいは使用することで降圧することがなされる。

【0135】

このＬＮＧ貯槽を２つ保有して一方を昇圧、他方を降圧してＬＮＧを供給するシステムにあっては、上述した２つの機能を併せ持つＬＮＧ貯槽を２つあるいは３つ以上設置されるため、設置費、設備費が高額となる。

【0136】

これに比して、本実施例の液化天然ガス供給システムにあっては、ＬＮＧ貯槽はＬＮＧ貯槽機能を持ち、加圧タンクを持つＬＮＧ還流系が、ＬＮＧを無動力で加圧する機能を持つように構成され、ＬＮＧ還流系をこの機能達成に十分な設備構成とすれば十分であるので、設置費、設備費は安価となる。

【0137】

本実施例によれば、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間に、加圧タンク貯蔵されたＬＮＧを無動力で加圧ガス蒸発器に移送するＬＮＧ水頭圧が形成され、高圧を必要とするＬＮＧポンプや圧縮機などのような回転装置を使用せず、回転に伴う故障を回避することができ、メンテナンスを容易にして、信頼性を高め、ＬＮＧのＬＮＧガス蒸発器への加圧連続供給を可能にして、加圧連続供給を無動力とすることができる。

【0138】

また、本実施例によれば、加圧タンクから加圧されたＬＮＧをガス蒸発器に供給し、ＬＮＧガス蒸発器を介して消費先にＬＮＧガスを供給する第１のＬＮＧガス供給系統が形成され、当該加圧タンクから加温器を介して消費先にＬＮＧガスを供給する第２のＬＮＧガス供給系統が形成されるタンデム方式の液化天然ガス供給システムが形成される。

【符号の説明】

【0139】

１００…液化天然ガス供給システム、１…ＬＮＧ貯槽、２…ＬＮＧガス蒸発器（LNG送りガス蒸発器）、３…圧力調整装置（圧力調整ユニット）５…加圧タンクA、６…加圧タンクB、７…加圧タンクC、８…加圧タンクD、９…加圧ガス蒸発器（加圧ＶＡＰ）、１０…還流系統、１１…ＬＮＧローリータンクに接続された配管、１３〜１６…分岐配管、１３Ａ〜１７Ａ…弁（ＡＯＶ）、１７…ローリー搭載加圧蒸発器、２０…配管、２１〜２４…分岐配管、２１Ａ〜２４Ａ…弁（ＡＯＶ、自動開放弁）、５０…配管、５１〜５４…分岐管、５１Ａ〜５４Ａ…弁（ＡＯＶ）、５１Ｂ〜５４Ｂ…制御弁（ＲＶ）、８０…タンクローリー、９０…システム制御装置、９１…記憶手段、９２…演算処理手段、９３…入出力手段、９４…画面表示手段。

【要約】

【課題】ＬＮＧのＬＮＧガス蒸発器への加圧連続供給を無動力で達成し、ＬＮＧ貯槽へのＬＮＧ移送を迅速・簡便にして、装置全体の操作性・信頼性を高める。
【解決手段】ＬＮＧ貯槽に接続され、ＬＮＧの供給を受け、貯蔵する加圧されたＬＮＧをＬＮＧガス蒸発器に供給する加圧タンク及び加圧タンクに接続されてＬＮＧの供給を受け、熱交換で加圧ＬＮＧガスを生成し、加圧ＬＮＧガスを加圧タンクに戻す加圧ガス蒸発器を備えて、加圧タンクと加圧ガス蒸発器との間にＬＮＧ還流系が形成される。
当該ＬＮＧ還流系が、加圧タンク内に貯蔵されたＬＮＧを加圧ガス蒸発器との間の水頭圧によって移送する無動力移送系を有し、当該加圧タンク内のＬＮＧがＬＮＧガス蒸発器に移送されるに十分に加圧、移送される。
【選択図】図１

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】