JP2005326048A - Heat quantity fluctuation control system and method for delivered fuel gas - Google Patents
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Description
本発明は、送出燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法に関し、より詳しくは、需要家向けに送出するか、若しくは自家用に使用するに際して適用する送出燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法に関する。 More particularly, the present invention relates to a heat amount fluctuation suppressing system and a heat amount fluctuation suppressing method for a delivery fuel gas, and more particularly, to a heat quantity fluctuation suppressing system and a heat amount fluctuation of a delivery fuel gas to be applied to a consumer or used for private use. It relates to a suppression method.
炭化水素系の燃料ガスとして都市ガスや天然ガスなどがある。このうち、天然ガスには、その産地等の如何により、特に石油系天然ガスや構造性天然ガスでは、メタンより重質のエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。その一例としてメタン=90.38%(mol%、以下同じ)、エタン=4.55%、プロパン=3.31%、i−ブタン=0.73%、n−ブタン=0.94%、i−ペンタン=0.03%、n−ペンタン=0.01%である。 There are city gas and natural gas as hydrocarbon fuel gas. Of these, natural gas contains hydrocarbon gases such as ethane, propane, and butane that are heavier than methane, especially in petroleum-based natural gas and structural natural gas, depending on the production area. As an example, methane = 90.38% (mol%, the same applies hereinafter), ethane = 4.55%, propane = 3.31%, i-butane = 0.73%, n-butane = 0.94%, i -Pentane = 0.03%, n-pentane = 0.01%.
天然ガスを、ガス導管が敷設されていない地域の需要家に供給する場合、需要家の近傍に小規模なガス送出拠点(以下、サテライト基地という)を設置してガス送出を行っている。サテライト基地には、その設置目的に対応して、ガス送出に必要な液化天然ガス(Liquefied Natural Gas、本明細書及び特許請求の範囲中、適宜“LNG”と略称する)貯槽、LNG気化器、その他防災設備等が設置されている。 When supplying natural gas to a consumer in an area where a gas conduit is not laid, a small gas delivery base (hereinafter referred to as a satellite base) is installed in the vicinity of the consumer to perform gas delivery. The satellite base has a liquefied natural gas (Liquefied Natural Gas, abbreviated as “LNG” where appropriate in the present specification and claims), a LNG vaporizer, Other disaster prevention facilities are installed.
図1はその態様を説明する図である。図1のとおり、港湾等のLNG受入基地から、専用のタンクローリー(自動車)やタンクコンテナー(鉄道)等の輸送手段で輸送されたLNGはサテライト基地のLNG貯槽に貯蔵され、LNG貯槽に貯蔵されたLNGは気化器で気化し、需要家サイドにおけるガスエンジン、その他の各種ガス燃焼機器に供給されて消費される。 FIG. 1 is a diagram for explaining the mode. As shown in FIG. 1, LNG transported from a LNG receiving terminal such as a port by means of transportation such as a dedicated tank lorry (automobile) or tank container (railway) is stored in the LNG storage tank of the satellite base and stored in the LNG storage tank. LNG is vaporized by a carburetor and supplied to a gas engine and other various gas combustion devices on the consumer side for consumption.
ここで、サテライト基地のLNG貯槽と港湾等にあるLNG受入基地の大規模なLNG貯槽とは規模、仕様が異なる。サテライト基地のLNG貯槽は、受入基地の貯槽に比べて高圧の仕様で設計されており、一般的には、断熱外層にパーライト等の断熱材を充填し、これを常圧若しくは真空状態に保持する常温断熱の縦置円筒形の貯槽が使用されている。サテライト基地の当該LNG貯槽には、加圧蒸発器が隣接配置され、これによりLNG貯槽の圧力を概ね0.3〜0.9MPaGの範囲で制御しており、LNG受入基地の貯槽運転管理圧(10kPaG)に比べて圧力が高い。 Here, the LNG storage tank of the satellite base and the large-scale LNG storage tank of the LNG receiving base in a port or the like are different in scale and specification. The LNG storage tank at the satellite base is designed with a higher pressure than the storage tank at the receiving base. Generally, a heat insulating outer layer is filled with a heat insulating material such as pearlite, and this is maintained at normal pressure or in a vacuum state. A vertical cylindrical storage tank with room temperature insulation is used. A pressure evaporator is disposed adjacent to the LNG storage tank at the satellite base, thereby controlling the pressure of the LNG storage tank in a range of approximately 0.3 to 0.9 MPaG. The pressure is higher than 10 kPaG).
前述のとおり、LNGは、その受入基地から運搬され、サテライト基地のLNG貯槽に受け入れられる。その際、上述のとおりLNG貯槽の運転圧力が高いことから、その受け入れ後、LNG貯槽内のLNGは過冷却の状態で保持されることになる。これにより、LNG貯槽への侵入熱によって飽和温度に達するまでに十分な時間が確保されるため、サテライト基地ではボイルオフガスの発生は無視することができる。 As described above, LNG is transported from the receiving base and received in the LNG storage tank of the satellite base. At that time, since the operating pressure of the LNG storage tank is high as described above, the LNG in the LNG storage tank is held in a supercooled state after the reception. As a result, sufficient time is secured until the saturation temperature is reached due to the intrusion heat into the LNG storage tank, so that generation of boil-off gas can be ignored at the satellite base.
ところで、サテライト基地のLNG貯槽に続き配置する気化器としては、空温式(エアフィン付き)の簡易な気化器が多用されている。図2はその液化天然ガス用のエアフィン付き空温式気化器の一例を示す図である。図2のとおり、伝熱フィンを付けた複数の伝熱管が配置され、それぞれ上下のヘッダ(管寄せ)に連結され、LNGを伝熱管中の下部から通すことで伝熱管外周の空気により蒸発させる。その蒸発は伝熱フィンにより促進される。 By the way, as a vaporizer disposed following the LNG storage tank of the satellite base, a simple air vaporizer (with air fins) is frequently used. FIG. 2 is a diagram showing an example of an air temperature type vaporizer with air fins for the liquefied natural gas. As shown in FIG. 2, a plurality of heat transfer tubes with heat transfer fins are arranged and connected to upper and lower headers (pipe headers), respectively, and LNG is evaporated by the air around the heat transfer tubes by passing from the lower part in the heat transfer tubes. . The evaporation is facilitated by heat transfer fins.
しかし、このようなエアフィン付き空温式気化器では、伝熱フィンへの着氷による出温低下から連続運転ができない。このため、通常、必要能力に対して150%以上の気化器台数を確保するのが一般的である。図3はその配置態様を示す図である。図3のとおり、順次、加圧蒸発器、LNG貯槽、複数の気化器が配管を介して配置される。LNG貯槽の圧力は隣接配置された加圧蒸発器により制御される。LNG貯槽からのLNGは、配管1から複数の気化器に分配され、複数の気化器で気化した天然ガスが送出弁を備えた配管2から需要家に送出される。
However, such an air-fin type air vaporizer with air fins cannot be operated continuously due to a decrease in temperature due to icing on the heat transfer fins. For this reason, it is common to ensure the number of vaporizers of 150% or more with respect to the required capacity. FIG. 3 is a diagram showing the arrangement. As shown in FIG. 3, a pressure evaporator, an LNG storage tank, and a plurality of vaporizers are sequentially arranged via a pipe. The pressure of the LNG storage tank is controlled by a pressure evaporator disposed adjacent to the LNG storage tank. LNG from the LNG storage tank is distributed from a pipe 1 to a plurality of vaporizers, and natural gas vaporized by the plurality of vaporizers is sent to a consumer from a
そのような配置態様において、気化器は、適切な運転時間と解氷時間を設定し、一定時間毎に複数の気化器を順次切り替える運転を行っている。しかし、気化器の起動時には、少なからず出ガス、すなわち需要家への供給ガスの熱量変動、特に熱量上昇が生じる。このような熱量変動は、ボイラや燃焼炉などの一般的な燃焼機器では問題にならないが、ガスエンジンなどのコージェネレーション用燃焼機器では問題となる。 In such an arrangement mode, the carburetor performs an operation of setting an appropriate operation time and an ice-breaking time and sequentially switching a plurality of carburetors at regular time intervals. However, when the carburetor is started, there is a considerable change in the calorie of the outgas, that is, the gas supplied to the consumer, in particular, an increase in the calorie. Such fluctuations in the amount of heat are not a problem for general combustion equipment such as a boiler or a combustion furnace, but are a problem for combustion equipment for cogeneration such as a gas engine.
前述のとおり、天然ガスには、メタンより重質のエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。これに起因して、気化器では軽質のメタンやエタンが早めに蒸発するのに対して、重質のプロパンやブタンの蒸発が遅れ、その停止時にそれら重質成分(本明細書及び特許請求の範囲中“重質分”とも言う)が気化器の上流側の導管内に滞留する。そして、この滞留に起因して気化器の起動時に高い熱量の供給ガスが一定時間発生する。 As described above, natural gas contains hydrocarbon gases such as ethane, propane, and butane that are heavier than methane. As a result, while light methane and ethane evaporate early in the vaporizer, the evaporation of heavy propane and butane is delayed, and these heavy components (this specification and claims) (Also referred to as “heavy” in the range) stays in the conduit upstream of the vaporizer. Due to this stagnation, a high amount of heat supply gas is generated for a certain time when the vaporizer is started.
このため、現状では、気化器の下流に大容量のクッションタンクを設けるか、あるいは送出開始時点の高い熱量のガスを放出する、といった対策が採られ、熱量変動を緩和する措置が採られている。しかし、複数台の気化器のうちの一つを起動する分には、運転中気化器の出ガスによる希釈効果が得られるため熱量変動が緩和されるが、イニシアルスタート、すなわちガス供給量ゼロの状態からの気化器の立ち上げ時は、その熱量変動は極めて大きく、重質成分による熱量上昇により、需要家が使用している燃焼機器の種類、特にガスエンジンなどでは機器の運転に悪影響を与えるガスとなる場合がある。 For this reason, currently, measures such as providing a large capacity cushion tank downstream of the vaporizer or releasing a gas with a high calorific value at the start of delivery are taken, and measures are taken to mitigate fluctuations in the calorific value. . However, when starting one of the multiple carburetors, the effect of dilution due to the gas emitted from the carburetor is obtained during operation, so the fluctuation of heat is mitigated, but the initial start, that is, the gas supply amount is zero. When the carburetor starts up from the state, the amount of heat fluctuation is extremely large, and due to the increase in heat amount due to heavy components, the type of combustion equipment used by consumers, especially gas engines, will adversely affect the operation of equipment. May become gas.
すなわち、熱量上昇は、LNGに含まれている重質成分のうち主にプロパン、ブタンが、気化器の上流の一部導管内に高濃度に滞留することによって引き起こされる。図3で言えば、図3中一点鎖線で示す箇所である。導管内に残存したLNGの成分のうち低沸点成分のメタンは外部からの入熱により容易に気化されるのに対し、高沸点成分すなわち重質成分(プロパンやブタン、特にブタン)は導管内に液体の状態で残留する傾向にある。このため、導管内に残存するLNG中の重質成分の割合が相対的に高くなる。そして、気化器起動時に、導管内に滞留していた重質成分の液がLNG貯槽からのLNGによって押し出されることで、イニシャルスタート時に局所的に高い熱量のガスが発生し、熱量上昇が発生する。 That is, an increase in the amount of heat is caused by the fact that propane and butane, among the heavy components contained in LNG, mainly stay in a high concentration in a partial conduit upstream of the vaporizer. If it says in FIG. 3, it is a location shown with the dashed-dotted line in FIG. Of the LNG components remaining in the conduit, methane, which has a low boiling point, is easily vaporized by external heat input, whereas high boiling components, ie, heavy components (propane and butane, especially butane) are contained in the conduit. It tends to remain in a liquid state. For this reason, the ratio of the heavy component in LNG remaining in the conduit is relatively high. When the vaporizer is started, the liquid of the heavy component staying in the conduit is pushed out by the LNG from the LNG storage tank, so that a gas with a high heat quantity is locally generated at the initial start, and the heat quantity rises. .
本発明は、以上のような問題を解決するもので、需要家に燃料ガスを送出するに際して、その発熱量や燃焼性を容易且つ確実に調整して送出する燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法を提供することを目的とするものである。なお、本発明者らは同種の課題を別異の手段で解決する発明を先に開発し出願している(特願2004−060796号)。
本発明は、(1)LNG貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制システムであって、LNG貯槽からのLNGを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をLNG貯槽からのLNG液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなLNGに置換し、熱量上昇を抑制するようにしてなることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制システムを提供する。 The present invention is (1) a system for suppressing fluctuations in the amount of heat of fuel gas sent from a vaporizer following an LNG storage tank, and a pipe for evacuating heavy components into a pipe branched from a pipe for sending LNG from the LNG storage tank to the vaporizer Alternatively, by placing a heavy component evacuation container and evacuating the heavy component to the heavy component evacuation pipe or heavy component evacuation container using the LNG liquid from the LNG storage tank when the vaporizer is started, A system for suppressing variation in the calorific value of the delivery fuel gas is provided, in which the inside of the pipe leading to is replaced with fresh LNG to suppress an increase in the calorific value.
本発明は、(2)LNG貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制方法であって、LNG貯槽からのLNGを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をLNG貯槽からのLNG液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなLNGに置換し、熱量上昇を抑制することを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制方法を提供する。 The present invention is (2) a method for suppressing variation in the calorific value of fuel gas sent from a vaporizer following an LNG storage tank, and a pipe for evacuating heavy components into a pipe branched from a pipe for sending LNG from the LNG storage tank to the vaporizer Alternatively, by placing a heavy component evacuation container and evacuating the heavy component into the heavy component evacuation pipe or heavy component evacuation container using the LNG liquid from the LNG storage tank when the vaporizer is started up. The present invention provides a method for suppressing the variation in the amount of heat of the delivery fuel gas, characterized in that the inside of the pipe leading to is replaced with fresh LNG to suppress an increase in the amount of heat.
本発明によれば、LNG貯槽からのLNGを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置することにより、その退避用配管もしくは容器への重質分の退避操作のみで、その発熱量や燃焼性を容易且つ確実に調整することができる。その結果、需要家や自家用に安定した品質の燃料ガスを送出できると同時に、発熱量調整に関わる投資及び費用を大幅に削減できる。また、本発明によれば、燃料ガス熱量の安定化を図り、ガスエンジン等のガス燃焼機器の起動渋滞、着火不良を防ぐことができ、例えばガスエンジンを用いるコージェネレーションシステムでの安定運転を図ることができる。 According to the present invention, by placing the heavy component evacuation pipe or the heavy component evacuation container in the pipe branched from the pipe that sends LNG from the LNG storage tank to the vaporizer, The amount of heat generation and combustibility can be easily and reliably adjusted only by the retreat operation for heavy components. As a result, fuel gas of stable quality can be sent to consumers and private use, and at the same time, the investment and cost for adjusting the calorific value can be greatly reduced. Further, according to the present invention, it is possible to stabilize the heat quantity of the fuel gas and prevent start-up congestion and poor ignition of gas combustion equipment such as a gas engine. For example, stable operation in a cogeneration system using a gas engine is achieved. be able to.
本発明(1)は、LNG貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制システムである。そして、LNG貯槽からのLNGを複数の気化器へ分配するヘッダに続く配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に、重質分をLNG貯槽からのLNG液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなLNGに置換し、熱量上昇を抑制するようにしてなることを特徴とする。 The present invention (1) is a system for suppressing variation in the amount of heat of the fuel gas delivered from the vaporizer following the LNG storage tank. Then, a heavy component evacuation pipe or a heavy component evacuation container is arranged in a pipe branched from a pipe following the header that distributes LNG from the LNG storage tank to a plurality of vaporizers. By using the LNG liquid from the LNG storage tank to evacuate the heavy component evacuation pipe or heavy component evacuation container, the pipe leading to the vaporizer is replaced with fresh LNG, so that the rise in heat quantity is suppressed. It is characterized by becoming.
また、本発明(2)は、LNG貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制方法である。そして、LNG貯槽からのLNGを複数の気化器へ分配するヘッダに続く配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に、重質分をLNG貯槽からのLNG液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなLNGに置換し、熱量上昇を抑制することを特徴とする。 Moreover, this invention (2) is a calorie | heat amount fluctuation | variation suppression method of the fuel gas sent from the vaporizer | carburetor following a LNG storage tank. Then, a heavy component evacuation pipe or a heavy component evacuation container is arranged in a pipe branched from a pipe following the header that distributes LNG from the LNG storage tank to a plurality of vaporizers. By using the LNG liquid from the LNG storage tank to evacuate to the heavy component evacuation pipe or heavy component evacuation container, the pipe leading to the vaporizer is replaced with fresh LNG, and the rise in heat quantity is suppressed. It is characterized by.
図4は本発明の態様例を示す図である。図4のとおり、LNG貯槽、配管1、気化器ヘッダ、複数の気化器、各気化器から需要家への燃料供給用配管2を設ける。LNG貯槽には、加圧蒸発器が隣接配置され、これによりLNG貯槽の圧力が概ね0.3〜0.9MPaGの範囲で制御される。気化器ヘッダから配管3を配置し、配管3には順次、自動弁A、配管4、流量制御機構(オリフィス、あるいはニードル弁)、自動弁B、配管5、自動弁C、小型気化器が配置され、小型気化器からの配管6は需要家への配管2に連結してある。
FIG. 4 is a diagram showing an example of an embodiment of the present invention. As shown in FIG. 4, an LNG storage tank, a pipe 1, a carburetor header, a plurality of carburetors, and a
そして、自動弁Aから流量制御機構への配管4から分岐して、重質分退避配管を配置する。7はその分岐管である。重質分退避配管には液面スイッチを備える液面計が配置されている。重質分退避配管からの出配管8はLNG貯槽からの配管9に臨ませる。配管9はアトマイズライン10に連なり、アトマイズライン10は流量制御機構(オリフィス、あるいはニードル弁、図4ではニードル弁と標示している)を介して自動弁Bから自動弁Cへの配管5に連結してある。アトマイズライン10にはLNG貯槽からの低温ガスが流れ、重質分退避配管に退避させた重質分を少量ずつ均等に下流の小型気化器に導入する。なお、アトマイズライン10を配置するのは、これがないと、退避させた重質分を少量ずつ均等に下流の小型気化器に導入するのが困難になることがあるからである。
Then, branching from the pipe 4 from the automatic valve A to the flow rate control mechanism, a heavy component evacuation pipe is arranged. 7 is the branch pipe. A liquid level gauge equipped with a liquid level switch is arranged on the heavy component retreat pipe. The
重質分退避配管は、これに代えて重質分退避容器としてもよく、液面計を配置すること等は重質分退避配管の場合と同様である。自動弁A〜Cとしては一般的な電磁弁を採用することができる。 The heavy component evacuation pipe may be replaced with a heavy component evacuation container, and a liquid level gauge is arranged in the same manner as in the case of the heavy component evacuation pipe. As the automatic valves A to C, general electromagnetic valves can be employed.
こうして構成した熱量変動抑制システムにおいて、起動前の状態は自動弁A〜Cは全て閉である。起動時に、自動弁Aを開とする。この開への操作は送出弁の閉リミット解除により励磁する。LNG貯槽の液ヘッドで配管1を介して気化器ヘッダ部に残留する重質分を重質分退避配管に押し込む。重質分退避配管の液面スイッチにより、重質分退避配管の液面が一定レベルになったら、すなわちLNG貯槽から気化器ヘッダの容積に相当する液高さ以上になったら、自動弁Aを閉とする。 In the heat quantity fluctuation suppressing system configured in this way, the automatic valves A to C are all closed before starting. At startup, the automatic valve A is opened. This opening operation is excited by releasing the closing limit of the delivery valve. The heavy component remaining in the vaporizer header is pushed into the heavy component evacuation pipe via the pipe 1 by the liquid head of the LNG storage tank. When the liquid level switch on the heavy component evacuation pipe reaches a certain level by the liquid level switch of the heavy component evacuation pipe, that is, when the liquid level exceeds the liquid level corresponding to the volume of the vaporizer header from the LNG storage tank, Closed.
ここで、例えばLNG貯槽から気化器ヘッダ部の配管仕様を2B(インチ)×15mとした場合、重質分退避配管は6B(インチ)×2mとすればよい。ただし、重質分退避配管はLNG貯槽の液レベルより低い位置に設置する必要があるため、厳密にはこれを基に重質分退避配管の高さを決定する。 Here, for example, when the piping specification of the vaporizer header section from the LNG storage tank is 2B (inch) × 15 m, the heavy component retreat piping may be 6B (inch) × 2 m. However, since the heavy component evacuation pipe needs to be installed at a position lower than the liquid level of the LNG storage tank, strictly speaking, the height of the heavy component evacuation pipe is determined based on this.
その後(自動弁Aを閉とした後)、気化器で気化した送出ガスが安定する時間(10分程度)だけ保持した後、自動弁B及び自動弁Cを開として、重質分退避配管内の重質分をLNG貯槽から配管9を経てアトマイズライン10に流れる低温ガスに同伴させて払い出す。重質分の払い出しは、送出ガスの熱量への影響が出ないように、流量制御機構(オリフィス、あるいはニードル弁)を介して行う。
After that (after closing the automatic valve A), hold the delivery gas vaporized by the vaporizer for a period of time (about 10 minutes), then open the automatic valve B and the automatic valve C and open the heavy component retreat pipe The heavy portion of the LNG is discharged from the LNG storage tank along with the low-temperature gas flowing through the
重質分退避配管の液面スイッチが低レベルになったら、自動弁B、Cを閉とする。こうして、本熱量変動抑制システムによれば概ね2時間程度で重質分退避配管からの重質分の払い出しを完了することができる。 When the liquid level switch of the heavy component evacuation pipe becomes low level, the automatic valves B and C are closed. Thus, according to this heat quantity fluctuation suppressing system, it is possible to complete the delivery of the heavy portion from the heavy portion evacuation pipe in about 2 hours.
以下、実施例に基づき本発明をさらに詳しく説明するが、本発明が実施例により制限されないことはもちろんである。 EXAMPLES Hereinafter, although this invention is demonstrated in more detail based on an Example, it cannot be overemphasized that this invention is not restrict | limited by an Example.
本実施例は図4に示す熱量変動抑制システムを用いて実施した例である。LNG貯槽の発熱量:45〜45.5MJ/m3N、気化器の気化能力は1t/h(ガス換算で1200m3N/h)程度である。重質分退避配管での重質分は殆どがブタンであり、その発熱量は100MJ/m3N程度である。配管5、配管10、配管2の流路を通るガスの量を例えば1:10:100にすることにより、需要家に供給するガスの熱量は大きく変化させずに供給できる。
The present embodiment is an example implemented using the heat quantity fluctuation suppressing system shown in FIG. The calorific value of the LNG storage tank: 45 to 45.5 MJ / m 3 N, and the vaporization capacity of the vaporizer is about 1 t / h (1200 m 3 N / h in terms of gas). The heavy component in the heavy component evacuation pipe is mostly butane, and its calorific value is about 100 MJ / m 3 N. By setting the amount of gas passing through the flow paths of the pipe 5, the
すなわち、配管2のガス量と熱量は1200m3N/h(45.5MJ/m3N)、配管10のガス量と熱量は120m3N/h(45MJ/m3N)、配管5のガス量と熱量は12m3N/h(100MJ/m3N)となる。そして、この場合の供給ガス熱量は45.9MJ/m3N〔=(1200×45.5+120×45+12×100)/(1200+120+12)〕となり、LNG貯槽中のLNGの発熱量:45〜45.5MJ/m3Nと比較しても差はない。このように、本発明によれば、気化器の停止−起動に伴う燃料ガス熱量の安定化を図り、ガスエンジン等のガス燃焼機器の起動渋滞、着火不良を防ぐことができ、例えばガスエンジンやガスタービンを用いるコージェネレーションシステムでの安定運転を図ることができる。
That is, the gas amount and heat amount of the
1〜10 配管
A〜C 自動弁
1-10 Piping AC Automatic valve
Claims (6)
6. The method for suppressing variation in the amount of heat of a delivery fuel gas according to claim 5, wherein the combustion device is a gas engine or a gas turbine.
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