(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】
(24)【登録日】2022-09-16
(45)【発行日】2022-09-28
(54)【発明の名称】ガス供給システム
(51)【国際特許分類】
F17C 13/00 20060101AFI20220920BHJP
【ＦＩ】
F17C13/00 302A
【請求項の数】
3
(21)【出願番号】P 2018106142
(22)【出願日】2018-06-01
(65)【公開番号】P2019210975
(43)【公開日】2019-12-12
【審査請求日】2020-11-30
(73)【特許権者】
【識別番号】000001199
【氏名又は名称】株式会社神戸製鋼所
(74)【代理人】
【識別番号】100067828
【弁理士】
【氏名又は名称】小谷 悦司
(74)【代理人】
【識別番号】100115381
【弁理士】
【氏名又は名称】小谷 昌崇
(74)【代理人】
【識別番号】100187908
【弁理士】
【氏名又は名称】山本 康平
(72)【発明者】
【氏名】兼井 直史
(72)【発明者】
【氏名】名倉 見治
【審査官】杉田 剛謙
(56)【参考文献】
【文献】韓国登録特許第１０－１３０２０１０（ＫＲ，Ｂ１）
【文献】特開平１１－２１０９９３（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開昭５７－０１５２００（ＪＰ，Ａ）
【文献】実開平０１－０８９６９８（ＪＰ，Ｕ）
【文献】特開２００１－２４８７９７（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開平９－６０７９９（ＪＰ，Ａ）
【文献】韓国公開特許第１０－２０１２－４５８０２（ＫＲ，Ａ）
(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】
液化天然ガスＬ１が気化した天然ガスＧ１と、前記液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２が気化した水素ガスＧ２と、を混合した混合ガスを需要先に供給するガス供給システムであって、前記液化天然ガスＬ１を貯蔵する第１タンクと、
前記第１タンク内で前記液化天然ガスＬ１が気化して発生した前記天然ガスＧ１が流入するとともに、前記天然ガスＧ１を昇圧するガス昇圧機構が配置された第１経路と、
前記第１タンクから前記液化天然ガスＬ１を取り出す経路であって、前記液化天然ガスＬ１を昇圧するポンプと、前記ポンプによって昇圧した前記液化天然ガスＬ１を気化する気化機構と、が配置された第２経路と、
前記第１経路における前記ガス昇圧機構よりも上流側から取り出した前記天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化して前記第２経路における前記ポンプよりも上流側に流入させる経路であって、前記天然ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構、および、前記液体水素Ｌ２によって前記天然ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器が配置された再液化経路と、を備え、
前記冷却熱交換器において前記天然ガスＧ１と熱交換された前記液体水素Ｌ２から生じた水素ガスＧ２を、前記ガス昇圧機構で昇圧された後の前記天然ガスＧ１と合流させて前記需要先に供給することを特徴とする、ガス供給システム。
【請求項2】
液化天然ガスＬ１が気化した天然ガスＧ１と、前記液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２が気化した水素ガスＧ２と、を混合した混合ガスを需要先に供給するガス供給システムであって、前記液化天然ガスＬ１を貯蔵する第１タンクと、
前記第１タンク内で前記液化天然ガスＬ１が気化して発生した前記天然ガスＧ１が流入するとともに、前記天然ガスＧ１を昇圧するガス昇圧機構が配置された第１経路と、
前記第１タンクから前記液化天然ガスＬ１を取り出す経路であって、前記液化天然ガスＬ１を昇圧する第１ポンプと、前記第１ポンプによって昇圧した前記液化天然ガスＬ１を気化する気化機構と、が配置された第２経路と、
前記液体水素Ｌ２を貯蔵する第２タンクと、
前記第２タンク内で前記液体水素Ｌ２が気化して発生した前記水素ガスＧ２が流入するとともに、前記水素ガスＧ２を昇圧する第２ガス昇圧機構が配置された第３経路と、
前記第２タンクから前記液体水素Ｌ２を取り出す経路であって、前記液体水素Ｌ２を昇圧する第２ポンプ、が配置された第４経路と、
前記第１経路における前記ガス昇圧機構よりも上流側から取り出した前記天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化して前記第２経路における前記第１ポンプよりも上流側に流入させる経路であって、前記天然ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構、および、前記水素ガスＧ２によって前記天然ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器が配置された再液化経路と、
前記再液化経路を通じて流入する前記天然ガスＧ１と前記第１タンクから前記第２経路を通じて取り出した前記液化天然ガスＬ１とを熱交換させ、前記天然ガスの少なくとも一部を液化させる再液化熱交換器と、
前記再液化熱交換器において液化されなかった天然ガスＧ１を前記第１経路に戻す戻し経路と、
を備え、
前記冷却熱交換器の第２流路が前記第３経路における前記第２ガス昇圧機構よりも上流側の経路に接続され、
前記第２タンク内で液体水素Ｌ２が気化することにより発生した水素ガスＧ２が前記第３経路を通じて前記冷却熱交換器の前記第２流路に流入し、前記再液化経路を流れる天然ガスＧ１を前記水素ガスＧ２の冷熱によって冷却し、
前記再液化熱交換器において再液化された液化天然ガスＬ１が、前記第１タンクから送られる液化天然ガスＬ１とともに、前記第２経路を通じて前記第１ポンプへ導かれる、ことを特徴とする、ガス供給システム。
【請求項3】
前記再液化経路は、前記第１タンクから取り出した前記液化天然ガスＬ１との熱交換を介して前記天然ガスＧ１を液化させるように構成されていることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、ガス供給システムに関する。
【背景技術】
【0002】
従来、特許文献１に開示されるように、天然ガスと水素ガスとを混合した混合ガスを所定の需要先に供給するガス供給システムについて知られている。特許文献１に開示されるガス供給システムは、有機ハイドライドの脱水素反応によって発生させた水素ガスと天然ガスとを混合した混合ガスを、ガスタービン式発電ユニットの燃焼器に燃料として供給するものである。この燃焼器においては、上記混合ガス（水素ガスおよび天然ガスを含むガス）を、別途供給した圧縮空気を用いて燃焼させることにより、高温高圧の燃焼ガスが発生する。そして、この燃焼ガスによってガスタービンを回転駆動させ、その回転エネルギーを発電機において電気エネルギーに変換する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0003】
【文献】特開２０１５－１８７０４９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0004】
特許文献１に開示されるようなガス供給システムでは、天然ガスや水素ガスなどのガスを所定の圧力にまで昇圧した後、所定の需要先に供給する必要が出て来ることもある。本発明者らは、このような場面を想定し、所定の圧力に昇圧したガスを得るために必要なガス供給システム全体のエネルギーを可能な限り少なくすることによってシステム全体を高効率化するという課題に着目した。
【0005】
本発明は、この課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、所定の圧力に昇圧したガスを需要先に供給するガス供給システムにおいて、ガス供給効率を高めることが可能なガス供給システムを提供することである。
【課題を解決するための手段】
【0006】
本発明の一局面に係るガス供給システムは、液化天然ガスＬ１が気化した天然ガスＧ１と、前記液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２が気化した水素ガスＧ２と、を混合した混合ガスを需要先に供給するものである。このガス供給システムは、前記液化天然ガスＬ１を貯蔵する第１タンクと、前記第１タンク内で前記液化天然ガスＬ１が気化して発生した前記天然ガスＧ１が流入するとともに、前記天然ガスＧ１を昇圧するガス昇圧機構が配置された第１経路と、前記第１タンクから前記液化天然ガスＬ１を取り出す経路であって、前記液化天然ガスＬ１を昇圧するポンプと、前記ポンプによって昇圧した前記液化天然ガスＬ１を気化する気化機構と、が配置された第２経路と、前記第１経路における前記ガス昇圧機構よりも上流側から取り出した前記天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化して前記第２経路における前記ポンプよりも上流側に流入させる経路であって、前記天然ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構、および、前記液体水素Ｌ２によって前記天然ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器が配置された再液化経路と、を備え、前記冷却熱交換器において前記天然ガスＧ１と熱交換された前記液体水素Ｌ２から生じた水素ガスＧ２を、前記ガス昇圧機構で昇圧された後の前記天然ガスＧ１と合流させて前記需要先に供給する。
【0007】
このガス供給システムでは、天然ガスＧ１をガス昇圧機構によって昇圧する前に第１経路から再液化経路に取り出し、当該天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化した後に第２経路に流入させることができる。そして、液化した第１ガス（液化天然ガスＬ１）をポンプによって昇圧し、続いて気化機構によって気化することができる。したがって、所定の圧力に昇圧した天然ガスＧ１を得るのに際し、ガス状態で昇圧させる量を少なくするとともに液体状態で昇圧させる量を増やすことができる。ガス状態での昇圧には液体状態での昇圧よりも多くのエネルギーを要するため、上記ガス供給システムによれば、所定の圧力に昇圧した天然ガスＧ１を得るのに必要なエネルギーをより少なくすることができる。
【0008】
しかも、このガス供給システムでは、冷却熱交換器において液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２との熱交換によって天然ガスＧ１を冷却することができるため、再液化経路における天然ガスＧ１の液化効率を高めることができる。したがって、再液化経路を通じて第２経路に流入させる液化天然ガスＬ１の量を増やすことができるため、ガス供給システムの高効率化を図ることができる。
本発明の一局面に係るガス供給システムは、液化天然ガスＬ１が気化した天然ガスＧ１と、前記液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２が気化した水素ガスＧ２と、を混合した混合ガスを需要先に供給するものである。このガス供給システムは、前記液化天然ガスＬ１を貯蔵する第１タンクと、前記第１タンク内で前記液化天然ガスＬ１が気化して発生した前記天然ガスＧ１が流入するとともに、前記天然ガスＧ１を昇圧するガス昇圧機構が配置された第１経路と、前記第１タンクから前記液化天然ガスＬ１を取り出す経路であって、前記液化天然ガスＬ１を昇圧するポンプと、前記ポンプによって昇圧した前記液化天然ガスＬ１を気化する気化機構と、が配置された第２経路と、前記液体水素Ｌ２を貯蔵する第２タンクと、前記第２タンク内で前記液体水素Ｌ２が気化して発生した前記水素ガスＧ２が流入するとともに、前記水素ガスＧ２を昇圧する第２ガス昇圧機構が配置された第３経路と、前記第２タンクから前記液体水素Ｌ２を取り出す経路であって、前記液体水素Ｌ２を昇圧するポンプ、が配置された第４経路と、前記第１経路における前記ガス昇圧機構よりも上流側から取り出した前記天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化して前記第２経路における前記ポンプよりも上流側に流入させる経路であって、前記天然ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構、および、前記水素ガスＧ２によって前記天然ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器が配置された再液化経路と、前記再液化経路を通じて流入する前記天然ガスＧ１と前記第１タンクから前記第２経路を通じて取り出した前記液化天然ガスＬ１とを熱交換させ、前記天然ガスの少なくとも一部を液化させる再液化熱交換器と、前記再液化熱交換器において液化されなかった天然ガスＧ１を前記第１経路に戻す戻し経路と、を備える。前記冷却熱交換器の第２流路が前記第３経路における前記第２ガス昇圧機構よりも上流側の経路に接続され、前記第２タンク内で液体水素Ｌ２が気化することにより発生した水素ガスＧ２が前記第３経路を通じて前記冷却熱交換器の前記第２流路に流入し、前記再液化経路を流れる天然ガスＧ１を前記水素ガスＧ２の冷熱によって冷却し、前記再液化熱交換器において再液化された液化天然ガスＬ１が、前記第１タンクから送られる液化天然ガスＬ１とともに、前記第２経路を通じて前記第１ポンプへ導かれる。
本発明の一局面に係るガス供給システムは、液化天然ガスＬ１が気化した天然ガスＧ１と、前記液化天然ガスＬ１よりも低温の液体水素Ｌ２が気化した水素ガスＧ２と、を混合した混合ガスを需要先に供給するものである。このガス供給システムは、前記液化天然ガスＬ１を貯蔵する第１タンクと、前記第１タンク内で前記液化天然ガスＬ１が気化して発生した前記天然ガスＧ１が流入するとともに、前記天然ガスＧ１を昇圧するガス昇圧機構が配置された第１経路と、前記第１タンクから前記液化天然ガスＬ１を取り出す経路であって、前記液化天然ガスＬ１を昇圧するポンプと、前記ポンプによって昇圧した前記液化天然ガスＬ１を気化する気化機構と、が配置された第２経路と、前記液体水素Ｌ２を貯蔵する第２タンクと、前記第２タンク内で前記液体水素Ｌ２が気化して発生した前記水素ガスＧ２が流入するとともに、前記水素ガスＧ２を昇圧する第２ガス昇圧機構が配置された第３経路と、前記第２タンクから前記液体水素Ｌ２を取り出す経路であって、前記液体水素Ｌ２を昇圧するポンプ、が配置された第４経路と、前記第１経路における前記ガス昇圧機構よりも上流側から取り出した前記天然ガスＧ１の少なくとも一部を液化して前記第２経路における前記ポンプよりも上流側に流入させる経路であって、前記天然ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構、および、前記水素ガスＧ２によって前記天然ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器が配置された再液化経路と、前記再液化経路を通じて流入する前記天然ガスＧ１と前記第１タンクから前記第２経路を通じて取り出した前記液化天然ガスＬ１とを熱交換させ、前記天然ガスの少なくとも一部を液化させる再液化熱交換器と、前記再液化熱交換器において液化されなかった天然ガスＧ１を前記第１経路に戻す戻し経路と、を備える。前記冷却熱交換器の第２流路が前記第３経路における前記第２ガス昇圧機構よりも上流側の経路に接続され、前記第２タンク内で液体水素Ｌ２が気化することにより発生した水素ガスＧ２が前記第３経路を通じて前記冷却熱交換器の前記第２流路に流入し、前記再液化経路を流れる天然ガスＧ１を前記水素ガスＧ２の冷熱によって冷却し、前記再液化熱交換器において再液化された液化天然ガスＬ１が、前記第１タンクから送られる液化天然ガスＬ１とともに、前記第２経路を通じて前記第１ポンプへ導かれる。
【0013】
上記ガス供給システムにおいて、前記再液化経路は、前記第１タンクから取り出した前記液化天然ガスＬ１との熱交換を介して前記天然ガスＧ１を液化させるように構成されていてもよい。
【0014】
この構成によれば、第１タンクに貯蔵された液化天然ガスＬ１の冷熱を利用して天然ガスＧ１を液化させることができるため、天然ガスＧ１の液化のために他の冷媒を用いる場合に比べてシステムを簡易化することができる。
【発明の効果】
【0015】
以上の説明から明らかなように、本発明によれば、所定の圧力に昇圧したガスを需要先に供給するガス供給システムにおいて、ガス供給効率を高めることができる。
【図面の簡単な説明】
【0016】
【発明を実施するための形態】
【0017】
以下、図面に基づいて、本発明の実施形態に係るガス供給システムについて詳細に説明する。
【0018】
【0019】
ガス供給システム１は、第１低温液化ガスＬ１が気化した第１ガスＧ１と、第１低温液化ガスＬ１よりも低温の第２低温液化ガスＬ２が気化した第２ガスＧ２と、を混合した混合ガスＧ３を需要先１００に供給するためのシステムである。本実施形態においては、第１低温液化ガスＬ１が液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）であり、第１ガスＧ１が天然ガス（ＮＧ）であり、第２低温液化ガスＬ２が液体水素（ＬＨ２）であり、第２ガスＧ２が水素ガス（Ｈ２）である場合を本発明の一例として説明する。なお、第１および第２低温液化ガスＬ１，Ｌ２ならびに第１および第２ガスＧ１，Ｇ２の種類はこれらに限定されるものではない。
【0020】
ガス供給システム１は、第１ガスＧ１（天然ガス）と第２ガスＧ２（水素ガス）とを混合した混合ガスＧ３を、ガスタービン式発電装置の燃焼室（需要先１００）に燃料として供給する。なお、混合ガスＧ３を供給する需要先１００は、ガスタービン式発電装置の燃焼室に限定されるものではない。
【0021】
図１に示すように、ガス供給システム１は、第１ガスＧ１を供給するための第１ガス供給部１Ａと、第２ガスＧ２を供給するための第２ガス供給部１Ｂと、を主に備えている。以下、第１および第２ガス供給部１Ａ，１Ｂのそれぞれの構成について詳細に説明する。
【0022】
まず、第１ガスＧ１（天然ガス）を供給する第１ガス供給部１Ａの構成について説明する。図１に示すように、第１ガス供給部１Ａは、第１タンク２１と、第１経路２３と、第２経路２６と、再液化経路２８と、を主に有している。
【0023】
第１タンク２１は、第１低温液化ガスＬ１（ＬＮＧ）を貯蔵するためのものである。第１低温液化ガスＬ１は、約－１６２℃の温度で第１タンク２１内において貯蔵されている。第１タンク２１内においては、外部からの熱の侵入などによって第１低温液化ガスＬ１の一部が気化（蒸発）することにより、第１ガスＧ１がボイルオフガスとして発生している。
【0024】
第１経路２３は、第１タンク２１内で発生した第１ガスＧ１（ボイルオフガス）が流入する経路である。図１に示すように、第１経路２３は、一端が第１タンク２１の上部に接続されるとともに、第１ガスＧ１を所定の圧力まで昇圧する第１ガス昇圧機構２２が配置されている。これにより、第１タンク２１内で発生した第１ガスＧ１を第１経路２３の一端から当該第１経路２３内に流入させ、第１ガス昇圧機構２２によって所定の圧力まで昇圧することができる。
【0025】
第１ガス昇圧機構２２は、例えば往復動式圧縮機（レシプロコンプレッサー）であって、複数段の圧縮室が内部に設けられている。第１ガスＧ１は、第１経路２３を通じて第１ガス昇圧機構２２の吸入口から圧縮室内に吸入される。そして、各圧縮室においてシリンダ内に吸入された第１ガスＧ１がピストンの往復運動によって昇圧し、昇圧した第１ガスＧ１が吐出口から吐出される。なお、第１ガス昇圧機構２２は、往復動式圧縮機に限定されるものではなく、例えばターボ式圧縮機であってもよい。
【0026】
第２経路２６は、第１タンク２１から第１低温液化ガスＬ１を取り出す経路である。図１に示すように、第２経路２６は、一端が第１タンク２１内に配置されたポンプ２９に接続されるとともに、他端が第１経路２３における第１ガス昇圧機構２２よりも下流側の部位Ｐ１に接続されている。また第２経路２６には、再液化熱交換器４０、ポンプ２４および気化機構２５が上流から下流に向かって順に配置されている。つまり、第２経路２６は、ポンプ２９の吐出口と再液化熱交換器４０の入口とを接続する部分と、再液化熱交換器４０の出口とポンプ２４の入口とを接続する部分と、ポンプ２４の出口と気化機構２５の入口とを接続する部分と、気化機構２５の出口と第１経路２３（部位Ｐ１）とを接続する部分と、を含む。
【0027】
第１タンク２１から第２経路２６内に取り込まれた第１低温液化ガスＬ１は、再液化熱交換器４０を通過した後、ポンプ２４に吸入される。そして、第１低温液化ガスＬ１は、ポンプ２４によって所定の圧力まで昇圧した後、気化機構２５に向かってポンプ吐出口から吐出される。
【0028】
気化機構２５は、ポンプ２４によって昇圧した第１低温液化ガスＬ１を気化する熱交換器である。図１に示すように、気化機構２５は、ポンプ２４から吐出された第１低温液化ガスＬ１が流れる第１流路２５Ａと、所定の熱媒体（例えば海水）が流れる第２流路２５Ｂと、を有している。気化機構２５においては、第１流路２５Ａを流れる第１低温液化ガスＬ１と第２流路２５Ｂを流れる熱媒体とが熱交換することにより（第１低温液化ガスＬ１が熱媒体から吸熱することにより）、第１低温液化ガスＬ１が気化して第１ガスＧ１が発生する。この第１ガスＧ１は、気化機構２５（第１流路２５Ａ）から流出した後、部位Ｐ１において第１経路２３内を流れる第１ガスＧ１に合流する。なお、気化機構２５は、第１低温液化ガスＬ１を気化するものであればよく、例えばオープンラック式ＬＮＧ気化器、シェル＆チューブ式熱交換器またはプレート式熱交換器であってもよい。
【0029】
再液化経路２８は、第１経路２３における第１ガス昇圧機構２２よりも上流側から取り出した第１ガスＧ１の少なくとも一部を液化して、第２経路２６におけるポンプ２４よりも上流側に流入させる経路である。図１に示すように、再液化経路２８は、一端が第１経路２３における第１ガス昇圧機構２２よりも上流側の部位Ｐ２に接続されるとともに他端に再液化熱交換器４０が配置された主経路２８Ａと、主経路２８Ａにおける部位Ｐ３から分岐するとともに当該部位Ｐ３よりも下流側の部位Ｐ４において主経路２８Ａに合流する分岐経路２８Ｂと、を有している。
【0030】
主経路２８Ａにおける部位Ｐ３よりも上流側には、第１経路２３から取り出された第１ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構４１が配置されている。この再液化用ガス昇圧機構４１は、第１ガス昇圧機構２２と同様に往復動式圧縮機からなるものであるが、第１ガスＧ１の圧送を目的としたものであるため、第１ガス昇圧機構２２よりも吐出圧力が小さくなっている。
【0031】
再液化熱交換器４０は、例えば直接接触式熱交換器であって、第１タンク２１から第２経路２６を通じて取り出した第１低温液化ガスＬ１と、再液化経路２８を通じて流入する第１ガスＧ１と、を接触させることにより、これらを熱交換させる。これにより、第１ガスＧ１は、第１低温液化ガスＬ１によって冷却されることにより液化する。そして、この再液化によって得られた第１低温液化ガスＬ１は、第１タンク２１から送られる第１低温液化ガスＬ１とともに、第２経路２６を通じてポンプ２４へ導かれる。なお、再液化熱交換器４０は、第１ガスＧ１の少なくとも一部を液化するものであればよく、直接接触式熱交換器に限定されるものではない。
【0032】
図１に示すように、分岐経路２８Ｂには、部位Ｐ３から当該分岐経路２８Ｂに流入する第１ガスＧ１を冷却するための冷却熱交換器２７が配置されている。この冷却熱交換器２７は、本実施形態に係るガス供給システム１における重要な構成要素であって、詳細については後述する。
【0033】
以上のとおり、再液化経路２８によれば、第１経路２３における第１ガス昇圧機構２２よりも上流側（部位Ｐ２）から第１ガスＧ１（ボイルオフガス）を取り出すとともに、再液化熱交換器４０において当該第１ガスＧ１の少なくとも一部を液化することができる。そして、液化した第１ガスＧ１（第１低温液化ガスＬ１）を、第２経路２６におけるポンプ２４よりも上流側に流入させることができる。
【0034】
また、再液化経路２８を通じて再液化熱交換器４０に流入する第１ガスＧ１は、その全てが液化せず、ガス状態のままのものも存在する。このように再液化熱交換器４０において液化されなかった第１ガスＧ１は、膨張弁４３で減圧された後、戻し経路４２を通じて第１経路２３（部位Ｐ２よりも上流側）に戻される。
【0035】
次に、第２ガスＧ２（水素ガス）を供給する第２ガス供給部１Ｂの構成について説明する。図１に示すように、第２ガス供給部１Ｂは、第２タンク３１と、第３経路３２と、第４経路３４と、を主に有している。
【0036】
第２タンク３１は、第２低温液化ガスＬ２（液体水素）を貯蔵するためのものである。第２低温液化ガスＬ２は、約－２５２℃の温度で第２タンク３１内に貯蔵されている。第２タンク３１内では、第１タンク２１内と同様に、外部からの熱の侵入などによって第２低温液化ガスＬ２の一部が気化（蒸発）することにより、第２ガスＧ２（水素ガス）が発生している。
【0037】
第３経路３２は、第２タンク３１内で発生した第２ガスＧ２が流入する経路である。図１に示すように、第３経路３２は、一端が第２タンク３１の上部に接続されるとともに、他端が需要先１００に接続されている。また第３経路３２の途中には、第２ガスＧ２を所定の圧力まで昇圧する第２ガス昇圧機構３３が配置されている。この第２ガス昇圧機構３３は、第１ガス昇圧機構２２と同様に、多段式の往復動式圧縮機により構成されている。これにより、第２タンク３１内で発生する第２ガスＧ２を第３経路３２を通じて第２ガス昇圧機構３３に供給し、第２ガス昇圧機構３３によって所定の圧力まで昇圧することができる。
【0038】
第３経路３２における第２ガス昇圧機構３３よりも下流側の部位Ｐ５には、第１ガス供給部１Ａの第１経路２３の他端が接続されている。したがって、この部位Ｐ５において第１ガスＧ１と第２ガスＧ２とが混合されることにより混合ガスＧ３が得られ、当該混合ガスＧ３が需要先１００に向けて送られる。
【0039】
第４経路３４は、第２タンク３１内に貯蔵された第２低温液化ガスＬ２を取り出すための経路である。図１に示すように、第４経路３４は、一端が第２タンク３１内の第２低温液化ガスＬ２中に浸漬されるとともに、他端が第３経路３２における第２ガス昇圧機構３３と部位Ｐ５との間の部位Ｐ６に接続されている。また第４経路３４には、第４経路３４内において第２低温液化ガスＬ２を圧送するためのポンプ３６と、冷却熱交換器２７と、がそれぞれ配置されている。
【0040】
冷却熱交換器２７は、第２タンク３１から送られる第２低温液化ガスＬ２との熱交換を介して（第２低温液化ガスＬ２の冷熱によって）、再液化経路２８（分岐経路２８Ｂ）を流れる第１ガスＧ１を冷却するものである。図１に示すように、冷却熱交換器２７は、再液化経路２８の分岐経路２８Ｂに接続された第１流路２７Ａと、第４経路３４に接続された第２流路２７Ｂと、有している。第１流路２７Ａには部位Ｐ３から分岐経路２８Ｂに流入した第１ガスＧ１が流れ、一方で第２流路２７Ｂにおいては第２タンク３１から第４経路３４を通じて供給される第２低温液化ガスＬ２が流れる。
【0041】
したがって、この冷却熱交換器２７によれば、第１流路２７Ａを流れる第１ガスＧ１（ＬＮＧボイルオフガス）を、第２流路２７Ｂを流れる第２低温液化ガスＬ２（液体水素）によって冷却することができる。つまり、液体水素の冷熱を利用して第１ガスＧ１を冷却することにより、再液化熱交換器４０における第１ガスＧ１の液化効率を高めることができる。また冷却熱交換器２７によれば、第１流路２７Ａを流れる第１ガスＧ１によって第２流路２７Ｂを流れる第２低温液化ガスＬ２を加温することができる。第２低温液化ガスＬ２は、第１ガスＧ１との熱交換を介して気化することにより第２ガスＧ２となり、部位Ｐ６において第３経路３２内を流れる第２ガスＧ２に合流する。
【0042】
ここで、上記のとおり説明した実施形態１に係るガス供給システム１の特徴および作用効果について列記する。
【0043】
実施形態１に係るガス供給システム１は、第１低温液化ガスＬ１が気化した第１ガスＧ１と、第１低温液化ガスＬ１よりも低温の第２低温液化ガスＬ２が気化した第２ガスＧ２と、を混合した混合ガスＧ３を需要先１００に供給するシステムである。このガス供給システム１は、第１低温液化ガスＬ１を貯蔵する第１タンク２１と、第１タンク２１内で第１低温液化ガスＬ１が気化して発生した第１ガスＧ１が流入するとともに、第１ガスＧ１を昇圧する第１ガス昇圧機構２２が配置された第１経路２３と、第１タンク２１から第１低温液化ガスＬ１を取り出す経路であって、第１低温液化ガスＬ１を昇圧するポンプ２４と、ポンプ２４によって昇圧した第１低温液化ガスＬ１を気化する気化機構２５と、が配置された第２経路２６と、第１経路２３における第１ガス昇圧機構２２よりも上流側から取り出した第１ガスＧ１の少なくとも一部を液化して第２経路２６におけるポンプ２４よりも上流側に流入させる経路であって、第２低温液化ガスＬ２によって第１ガスＧ１を冷却する冷却熱交換器２７が配置された再液化経路２８と、を備えている。
【0044】
このガス供給システム１では、第１ガスＧ１を第１ガス昇圧機構２２によって昇圧する前に第１経路２３から再液化経路２８に取り出し、第１ガスＧ１の少なくとも一部を液化した後に第２経路２６に流入させることができる。そして、液化した第１ガスＧ１（第１低温液化ガスＬ１）をポンプ２４によって昇圧し、続いて気化機構２５によって気化することができる。したがって、所定の圧力に昇圧した第１ガスＧ１を得るのに際し、ガス状態で昇圧させる量を少なくするとともに液体状態で昇圧させる量を増やすことができる。ガス状態での昇圧には液体状態での昇圧よりも多くのエネルギーを要するため、ガス供給システム１によれば、所定の圧力に昇圧した第１ガスＧ１を得るのに必要なエネルギーをより少なくすることができる。
【0045】
しかも、このガス供給システム１では、冷却熱交換器２７において第１低温液化ガスＬ１よりも低温の第２低温液化ガスＬ２との熱交換によって第１ガスＧ１を冷却することができるため、再液化経路２８における第１ガスＧ１の液化効率を高めることができる。したがって、再液化経路２８を通じて第２経路２６に流入させる第１低温液化ガスＬ１の量を増やすことができるため、ガス供給システム１の高効率化を図ることができる。
【0046】
上記ガス供給システム１において、再液化経路２８には、第１経路２３から取り出された第１ガスＧ１を昇圧する再液化用ガス昇圧機構４１が配置されている。これにより、再液化経路２８において第１ガスＧ１を圧送することができるため、第１ガスＧ１をスムーズに流すことができる。
【0047】
上記ガス供給システム１において、冷却熱交換器２７は、第２低温液化ガスＬ２によって第１ガスＧ１を冷却するとともに、第１ガスＧ１によって第２低温液化ガスＬ２を加温するように構成されている。これにより、冷却熱交換器２７によって第１ガスＧ１を冷却するとともに第２低温液化ガスＬ２の気化を促進することもできる。
【0048】
上記ガス供給システム１において、再液化経路２８は、第１タンク２１から取り出した第１低温液化ガスＬ１との熱交換を介して第１ガスＧ１を液化させるように構成されている。これにより、第１タンク２１に貯蔵された第１低温液化ガスＬ１の冷熱を利用して第１ガスＧ１を液化させることができるため、第１ガスＧ１の液化のために他の冷媒を用いる場合に比べてシステムを簡易化することができる。
【0049】
（その他実施形態）
最後に、本発明のその他実施形態について説明する。
最後に、本発明のその他実施形態について説明する。
【0050】
上記実施形態１では、第２低温液化ガスＬ２（液体水素）の冷熱を利用して冷却熱交換器２７により第１ガスＧ１（ボイルオフガス）を冷却する場合について説明したが、これに限定されない。図２に示すように、冷却熱交換器２７の第２流路２７Ｂが第３経路３２（第２ガス昇圧機構３３よりも上流側の経路）に接続されていてもよい。この場合、第２タンク３１内で第２低温液化ガスＬ２が気化することにより発生した第２ガスＧ２が、第３経路３２を通じて冷却熱交換器２７（第２流路２７Ｂ）に流入する。そして、再液化経路２８（分岐経路２８Ｂ）を流れる第１ガスＧ１（天然ガス）を第２ガスＧ２（水素ガス）の冷熱によって冷却することができる。なお、この場合、第２ガスＧ２を冷却熱交換器２７の第２流路２７Ｂに流入させるため、第３経路３２における第２タンク３１と冷却熱交換器２７との間に、第２ガスＧ２を昇圧させるための昇圧機構が配置されてもよい。
【0051】
再液化用ガス昇圧機構４１が１台の圧縮機によって構成されるとともに複数段の圧縮室を有していてもよいがこれに限定されず、再液化用ガス昇圧機構４１が複数台の圧縮機を有していてもよい。
【0052】
上記実施形態１では、再液化経路２８が分岐経路２８Ｂを有する場合について説明したがこれに限定されず、再液化経路２８が主経路２８Ａのみから構成され、当該主経路２８Ａが冷却熱交換器２７の第１流路２７Ａに接続されていてもよい。
【0053】
今回開示された実施形態は、全ての点で例示であって、制限的なものではないと解されるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなくて特許請求の範囲により示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
【符号の説明】
【0054】
１ ガス供給システム
２１ 第１タンク
２２ 第１ガス昇圧機構
２３ 第１経路
２４ ポンプ
２５ 気化機構
２６ 第２経路
２７ 冷却熱交換器
２８ 再液化経路
３１ 第２タンク
３２ 第３経路
３３ 第２ガス昇圧機構
４０ 再液化熱交換器
４１ 再液化用ガス昇圧機構
１００ 需要先
Ｇ１ 第１ガス
Ｇ２ 第２ガス
Ｇ３ 混合ガス
Ｌ１ 第１低温液化ガス
Ｌ２ 第２低温液化ガス
２１ 第１タンク
２２ 第１ガス昇圧機構
２３ 第１経路
２４ ポンプ
２５ 気化機構
２６ 第２経路
２７ 冷却熱交換器
２８ 再液化経路
３１ 第２タンク
３２ 第３経路
３３ 第２ガス昇圧機構
４０ 再液化熱交換器
４１ 再液化用ガス昇圧機構
１００ 需要先
Ｇ１ 第１ガス
Ｇ２ 第２ガス
Ｇ３ 混合ガス
Ｌ１ 第１低温液化ガス
Ｌ２ 第２低温液化ガス
【図1】
【図2】