JP2006045327A - 天然ガスの希釈熱量調整方法及び装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】 小規模で運転費も少なくて済む天然ガスの希釈熱量調整方法及び装置を得る。
【解決手段】 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ＢＯＧを再液化する再液化器２９と、再液化されたＢＯＧの圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧する液体ポンプ３３と、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量計１３と、前記再液化されたＢＯＧの熱量を測定する第３熱量計３９と、該第３熱量計３９と前記第１熱量計１３の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ混合量を演算し、該演算結果に基づいて前記再液化されたＢＯＧの混合流量を制御する熱量制御装置４３と、を備えた。
【選択図】 図１
【解決手段】 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ＢＯＧを再液化する再液化器２９と、再液化されたＢＯＧの圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧する液体ポンプ３３と、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量計１３と、前記再液化されたＢＯＧの熱量を測定する第３熱量計３９と、該第３熱量計３９と前記第１熱量計１３の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ混合量を演算し、該演算結果に基づいて前記再液化されたＢＯＧの混合流量を制御する熱量制御装置４３と、を備えた。
【選択図】 図１
Description
本発明は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという。）を原料とする天然ガスの熱量をＬＮＧの蒸発ガスであるＢＯＧ（ボイルオフガス）により目標とする熱量に希釈調整する技術に関するものである。
天然ガスを需要家に供給するには、原料となるＬＮＧを貯槽に貯蔵して、必要量をポンプで払い出し、気化器にて気化させた後、規定熱量に調整をして払い出す。
規定熱量に調整する方法としては、一般にＬＮＧは規定熱量より低いため、増熱用のＬＰＧ等を添加することで増熱調整処理が行われている。
ところが、ＬＮＧ貯槽内でＬＮＧを長期貯蔵することで、ＬＮＧ中の軽質分であるメタン等が蒸発してしまい、結果としてＬＮＧの単位体積当たりの熱量が上昇して、規定熱量以上になる場合には希釈の必要が生じる。もちろん、最初から受入ＬＮＧの熱量が高い場合にも希釈の必要が生じる。
希釈熱量調整の従来方法としては、エアーダイリュウション（天然ガス製造の１方法で気化LPGに空気を混入させる）による方法がある。ただし、高圧ガス保安法で可燃性ガスへの４％以上の酸素の混入は認められていないので、エアーダイリュウションは、天然ガスの圧力が１MPa以上のときには、空気混入量の厳密な管理が必要となる。
また、他の希釈熱量調整方法としては、ＬＮＧを気化した後の天然ガスにＬＮＧタンク内で発生したＬＮＧのＢＯＧを圧縮して混合するという方法が知られている（特許文献１参照）
特開平９−１５７６６８号公報
規定熱量に調整する方法としては、一般にＬＮＧは規定熱量より低いため、増熱用のＬＰＧ等を添加することで増熱調整処理が行われている。
ところが、ＬＮＧ貯槽内でＬＮＧを長期貯蔵することで、ＬＮＧ中の軽質分であるメタン等が蒸発してしまい、結果としてＬＮＧの単位体積当たりの熱量が上昇して、規定熱量以上になる場合には希釈の必要が生じる。もちろん、最初から受入ＬＮＧの熱量が高い場合にも希釈の必要が生じる。
希釈熱量調整の従来方法としては、エアーダイリュウション（天然ガス製造の１方法で気化LPGに空気を混入させる）による方法がある。ただし、高圧ガス保安法で可燃性ガスへの４％以上の酸素の混入は認められていないので、エアーダイリュウションは、天然ガスの圧力が１MPa以上のときには、空気混入量の厳密な管理が必要となる。
また、他の希釈熱量調整方法としては、ＬＮＧを気化した後の天然ガスにＬＮＧタンク内で発生したＬＮＧのＢＯＧを圧縮して混合するという方法が知られている（特許文献１参照）
上記特許文献１に記載された方法は、ＬＮＧを気化した天然ガスにＢＯＧもしくは空気を混合することにより、熱量調整を行うというものである。このような方法では、ＢＯＧもしくは空気を圧縮機により気化後の天然ガスよりも高い圧力にして吹き込む必要がある。ところが、気化後の天然ガスはＬＮＧの段階で液体ポンプによって高圧に昇圧されているため、ＢＯＧもしくは空気を圧縮する圧縮機はガス体をこのような高圧にする能力のものが要求される。しかし、ガス体を高圧に圧縮するためには大規模なガス圧縮機が必要となり、設備費及び設備運転費が非常にかさむという問題がある。
本発明は、上記の問題点を解決するためになされたものであり、小規模で運転費も少なくて済む天然ガスの希釈熱量調整方法及び装置を得ることを目的としている。
（１）本発明に係る天然ガスの希釈熱量調整方法は、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する方法であって、気化前のＬＮＧの熱量を測定し、その測定結果に基づいて、再液化したＢＯＧを前記気化前のＬＮＧに添加して希釈調整することを特徴とするものである。
払い出しラインにおいて複数のＬＮＧポンプによって気化前のＬＮＧを昇圧する場合には、低圧側のＬＮＧに再液化したＢＯＧを添加するようにすれば、再液化ＢＯＧの昇圧が小さくて済み、より小規模な装置でよいのでより好ましい。
払い出しラインにおいて複数のＬＮＧポンプによって気化前のＬＮＧを昇圧する場合には、低圧側のＬＮＧに再液化したＢＯＧを添加するようにすれば、再液化ＢＯＧの昇圧が小さくて済み、より小規模な装置でよいのでより好ましい。
（２）また、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する方法であって、気化前のＬＮＧの熱量を測定し、その測定結果に基づいて、ガス状態のＢＯＧを前記気化前のＬＮＧに吹き込んで希釈調整することを特徴とするものである。
（３）また、本発明に係る天然ガスの希釈熱量調整装置は、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ＢＯＧを再液化する再液化装置と、再液化されたＢＯＧの圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧する昇圧ポンプと、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量測定装置と、前記再液化されたＢＯＧの熱量を測定する第２熱量測定装置と、該第２熱量測定装置と前記第１熱量測定装置の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ添加量を演算し、該演算結果に基づいて前記再液化されたＢＯＧの添加量を制御する熱量制御装置と、を備えたことを特徴とするものである。
（４）また、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ガス状態のＢＯＧ圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧するＢＯＧ圧縮機と、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量測定装置と、前記ＢＯＧの熱量を測定する第２熱量測定装置と、該第２熱量測定装置と前記第１熱量測定装置の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ添加量を演算し、該演算結果に基づいて前記ＢＯＧの添加量を制御する熱量制御装置と、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧにガス状態のＢＯＧを混合させるための凝縮混合器と、を備えたことを特徴とするものである。
（５）また、上記（３）又は（４）に記載のものにおいて、ＬＮＧとＢＯＧを混合した混合液体の熱量を測定する第３熱量測定装置を有し、熱量制御装置は該第３熱量測定装置の測定結果に基づいてＢＯＧの混合流量を調整することを特徴とするものである。
本発明においては、気化前のＬＮＧの熱量を測定し、その測定結果に基づいて、再液化したＢＯＧを前記気化前のＬＮＧに添加して希釈調整するようにしたので、気化前のＬＮＧに添加するために液状態のＢＯＧを昇圧するので、ＢＯＧ昇圧のための装置が小規模なものでよく、設備費、運転費の低減効果がある。
［実施の形態１］
図１は本発明の一実施の形態に係る天然ガスの希釈熱量調整装置の全体構成の説明図である。
本実施の形態の天然ガスの希釈熱量調整装置は、（１）ＬＮＧ貯槽１に貯留されたＬＮＧを払い出すラインと、（２）ＬＮＧ貯槽１で発生したＢＯＧを再液化してＬＮＧ貯槽に戻すと共に払い出しラインのＬＮＧに添加するＢＯＧラインと、（３）該ＢＯＧラインにおける再液化ＢＯＧの添加量を調整して所定の熱量になるように調整するための熱量制御装置、の大きく３つの構成からなる。以下、各構成を説明する。
図１は本発明の一実施の形態に係る天然ガスの希釈熱量調整装置の全体構成の説明図である。
本実施の形態の天然ガスの希釈熱量調整装置は、（１）ＬＮＧ貯槽１に貯留されたＬＮＧを払い出すラインと、（２）ＬＮＧ貯槽１で発生したＢＯＧを再液化してＬＮＧ貯槽に戻すと共に払い出しラインのＬＮＧに添加するＢＯＧラインと、（３）該ＢＯＧラインにおける再液化ＢＯＧの添加量を調整して所定の熱量になるように調整するための熱量制御装置、の大きく３つの構成からなる。以下、各構成を説明する。
（１）ＬＮＧ払い出しライン
ＬＮＧ払い出しライン３は、その一端側がＬＮＧ貯槽１に接続され、他端にはＬＮＧを気化する気化装置５が設けられている。また、ＬＮＧ払い出しライン３にはラインを流れるＬＮＧの圧力を例えば０．８ＭＰａ〜１ＭＰａの範囲に昇圧する第１ＬＮＧポンプ７と、第１ＬＮＧポンプ７の下流側に設けられて第１ＬＮＧポンプ７で昇圧された圧力をさらに高圧（例えば３ＭＰａ〜６ＭＰａ）に昇圧する第２ＬＮＧポンプ９が設けられている。
また、第１ＬＮＧポンプ７と第２ＬＮＧポンプ９の間にはＬＮＧと後述の再液化ＢＯＧを混合する混合器１１が設けられている。
さらに、第１ＬＮＧポンプ７と混合器１１の間にはラインを流れるＬＮＧの熱量を計測する第１熱量計１３と、ＬＮＧの流量を計測する第１流量計１５が設けられている。
また、混合器１１と第２ＬＮＧポンプ９の間にはＬＮＧに再液化ＢＯＧを混合して希釈した混合流体の熱量を計測する第２熱量計１７が設けられている。
ＬＮＧ払い出しライン３は、その一端側がＬＮＧ貯槽１に接続され、他端にはＬＮＧを気化する気化装置５が設けられている。また、ＬＮＧ払い出しライン３にはラインを流れるＬＮＧの圧力を例えば０．８ＭＰａ〜１ＭＰａの範囲に昇圧する第１ＬＮＧポンプ７と、第１ＬＮＧポンプ７の下流側に設けられて第１ＬＮＧポンプ７で昇圧された圧力をさらに高圧（例えば３ＭＰａ〜６ＭＰａ）に昇圧する第２ＬＮＧポンプ９が設けられている。
また、第１ＬＮＧポンプ７と第２ＬＮＧポンプ９の間にはＬＮＧと後述の再液化ＢＯＧを混合する混合器１１が設けられている。
さらに、第１ＬＮＧポンプ７と混合器１１の間にはラインを流れるＬＮＧの熱量を計測する第１熱量計１３と、ＬＮＧの流量を計測する第１流量計１５が設けられている。
また、混合器１１と第２ＬＮＧポンプ９の間にはＬＮＧに再液化ＢＯＧを混合して希釈した混合流体の熱量を計測する第２熱量計１７が設けられている。
（２）ＢＯＧライン
ＢＯＧラインは、ＬＮＧ貯槽１もしくは、他のＬＮＧ貯槽で発生したガス状態のＢＯＧを後述の再液化器２９に導入するためのガス状態ＢＯＧライン１９と、再液化されたＢＯＧをＬＮＧ貯槽１に戻すＢＯＧ戻しライン２１と、ＢＯＧ戻しライン２１の途中で分岐して再液化されたＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加して熱量調製するためのＢＯＧ熱調用ライン２３と、から構成されている。
ガス状態ＢＯＧライン１９には、サクションドラム２５、サクションドラム２５の下流側にあってガス状態のＢＯＧを所定の圧力に昇圧するＢＯＧ圧縮機２７が設けられ、ＢＯＧ圧縮機２７の下流側に再液化器２９が設けられている。ＢＯＧ圧縮機２７はガス状態のＢＯＧを所定の圧力に昇圧するものであるが、このＢＯＧ圧縮機２７で昇圧する圧力は再液化のための昇圧であり、例えば０．８Ｍｐａ程度であり、ＢＯＧ圧縮機２７は小規模のもので足り、設備費、動力費を低く抑えることができる。
再液化器２９はＬＮＧ払い出しライン３のＬＮＧを導入してガス状態のＢＯＧと熱交換することによって、ガス状態のＢＯＧを冷却して再液化する。
ＢＯＧラインは、ＬＮＧ貯槽１もしくは、他のＬＮＧ貯槽で発生したガス状態のＢＯＧを後述の再液化器２９に導入するためのガス状態ＢＯＧライン１９と、再液化されたＢＯＧをＬＮＧ貯槽１に戻すＢＯＧ戻しライン２１と、ＢＯＧ戻しライン２１の途中で分岐して再液化されたＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加して熱量調製するためのＢＯＧ熱調用ライン２３と、から構成されている。
ガス状態ＢＯＧライン１９には、サクションドラム２５、サクションドラム２５の下流側にあってガス状態のＢＯＧを所定の圧力に昇圧するＢＯＧ圧縮機２７が設けられ、ＢＯＧ圧縮機２７の下流側に再液化器２９が設けられている。ＢＯＧ圧縮機２７はガス状態のＢＯＧを所定の圧力に昇圧するものであるが、このＢＯＧ圧縮機２７で昇圧する圧力は再液化のための昇圧であり、例えば０．８Ｍｐａ程度であり、ＢＯＧ圧縮機２７は小規模のもので足り、設備費、動力費を低く抑えることができる。
再液化器２９はＬＮＧ払い出しライン３のＬＮＧを導入してガス状態のＢＯＧと熱交換することによって、ガス状態のＢＯＧを冷却して再液化する。
ＢＯＧ戻しライン２１には、再液化器２９で再液化された液状態のＢＯＧを貯留するための受液槽３１と、受液槽３１の下流側にあって液状態のＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３における第１ＬＮＧポンプ７の下流側圧力以上に昇圧するための液体ポンプ３３と、再液化されたＢＯＧの流量を計測する第２流量計３５と、ＢＯＧ戻しライン２１を流れる再液化ＢＯＧの流量を調整する流量調整弁３６が設けられている。
ＢＯＧ熱調用ライン２３には、ＢＯＧ熱調用ライン２３を流れる再液化ＢＯＧの流量、熱量をそれぞれ計測する第３流量計３７と第３熱量計３９が設けられ、また、ＢＯＧ熱調用ライン２３を流れる再液化ＢＯＧの流量を調整するための流量調整弁４１が設けられている。
ＢＯＧ熱調用ライン２３には、ＢＯＧ熱調用ライン２３を流れる再液化ＢＯＧの流量、熱量をそれぞれ計測する第３流量計３７と第３熱量計３９が設けられ、また、ＢＯＧ熱調用ライン２３を流れる再液化ＢＯＧの流量を調整するための流量調整弁４１が設けられている。
なお、ＬＮＧ払い出しラインやＢＯＧラインに設けた第１〜第３熱量計１３、１７、３９は、ＬＮＧの熱量を液体状態のままで測定できるものが好ましいが、ＬＮＧやＢＯＧを一旦気化して気体状態で測定するものでもよい。
（３）熱量制御装置
熱量制御装置４３は、ＬＮＧ払い出しラインに設置された第１熱量計１３及び第１流量計１５の計測値、及びＢＯＧ熱調用ライン２３の第３熱量計３９の計測値を入力して、予め設定された目標熱量になるための再液化ＢＯＧの希釈量を演算する。そして、該演算値に基づいて第３流量計３７の信号を検知しつつ流量調整弁４１の開度を調整する。
さらに、熱量制御装置４３は、ＬＮＧ払い出しライン３における混合器１１の下流側に設けられた第２熱量計１７の計測値に基づくフィードバック制御により希釈量をさらに微調整して目標値になるように熱量制御を行う。
以上のように構成された本実施の形態の動作を以下に説明する。
熱量制御装置４３は、ＬＮＧ払い出しラインに設置された第１熱量計１３及び第１流量計１５の計測値、及びＢＯＧ熱調用ライン２３の第３熱量計３９の計測値を入力して、予め設定された目標熱量になるための再液化ＢＯＧの希釈量を演算する。そして、該演算値に基づいて第３流量計３７の信号を検知しつつ流量調整弁４１の開度を調整する。
さらに、熱量制御装置４３は、ＬＮＧ払い出しライン３における混合器１１の下流側に設けられた第２熱量計１７の計測値に基づくフィードバック制御により希釈量をさらに微調整して目標値になるように熱量制御を行う。
以上のように構成された本実施の形態の動作を以下に説明する。
＜動作説明＞
図１において、ＬＮＧ貯槽１から払い出されたＬＮＧは、第１ＬＮＧポンプ７で所定圧力（例えば０．８ＭＰａ〜１ＭＰａ）に昇圧され、さらに、第２ＬＮＧポンプ９でより高圧（例えば３〜６ＭＰａ）に昇圧され、その後、気化装置５にて気化される。
一方、ＬＮＧ貯槽１もしくは他のＬＮＧ貯槽から取り出されたＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機２７で所定圧力（０．８ＭＰａ〜１ＭＰａ）に圧縮昇圧された後、再液化器２９で再液化される。再液化されたＢＯＧはＢＯＧ熱調用ライン２３を通ってＬＮＧ払い出しライン３に供給され、混合器１１においてＬＮＧ払い出しライン３を流れるＬＮＧに混合されることによって、ＬＮＧの熱量を希釈調整する。
図１において、ＬＮＧ貯槽１から払い出されたＬＮＧは、第１ＬＮＧポンプ７で所定圧力（例えば０．８ＭＰａ〜１ＭＰａ）に昇圧され、さらに、第２ＬＮＧポンプ９でより高圧（例えば３〜６ＭＰａ）に昇圧され、その後、気化装置５にて気化される。
一方、ＬＮＧ貯槽１もしくは他のＬＮＧ貯槽から取り出されたＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機２７で所定圧力（０．８ＭＰａ〜１ＭＰａ）に圧縮昇圧された後、再液化器２９で再液化される。再液化されたＢＯＧはＢＯＧ熱調用ライン２３を通ってＬＮＧ払い出しライン３に供給され、混合器１１においてＬＮＧ払い出しライン３を流れるＬＮＧに混合されることによって、ＬＮＧの熱量を希釈調整する。
その際に、熱量制御装置４３は、ＬＮＧ貯槽１から払い出されたＬＮＧの熱量と流量をそれぞれ第１熱量計１３と第１流量計１５から入力するとともに、再液化されたＢＯＧの熱量を第３熱量計３９から入力し、その入力値に基づいてＬＮＧ払い出しライン３を流れるＬＮＧの熱量が目標熱量になるように、ＢＯＧの混合量を演算する。そして、演算された混合量になるように流量調整弁４１の開度を第３流量計３７の計測値に基づいて調整する。なお、熱量制御装置４３は、混合器１１の下流側を流れる混合流体の熱量を第２熱量計１７で計測してフィードバック制御により混合量の再調整を行うことも可能である。
以上のように、本実施の形態においては、低圧状態（例えば０．８ＭＰａ〜１ＭＰａ）である気化前のＬＮＧに再液化されたＢＯＧを添加して熱量調整を行うようにしたので、ＢＯＧの圧力も低圧でよく、ＢＯＧの圧縮昇圧に用いる圧縮機が小規模なもので済み、設備費、動力費が低減できる。しかも、ＢＯＧの昇圧を、ＢＯＧを再液化した後、液体ポンプ３３で行うようにしたので、従来例のようにガス状態のＢＯＧを添加に必用な圧力まで昇圧するガス圧縮機に比べると極めて小規模で足り、設備費、動力費が大幅に低減できる。もちろん再液化されたＢＯＧの圧力が、ＬＮＧへの添加圧力より高い場合は、液体ポンプ３３は不要である。
[実施の形態２]
図２は本発明の他の実施の形態の説明図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分又は相当する部分には同一の符号を付してある。
実施の形態１においては、ＬＮＧ払い出しライン３において２台のＬＮＧポンプを用いた例を示した。これに対して、本実施の形態においては、小規模基地の場合のようにＬＮＧ払い出しライン３において１台のＬＮＧポンプを用いて、０．１ＭＰａ〜３ＭＰａの範囲に昇圧した後、気化装置５で気化させる場合である。
本実施の形態においては、ＬＮＧ払い出しライン側では、ＬＮＧポンプ７によって所定の圧力（例えば、０．８Ｍｐａ）に昇圧する。
他方、ＢＯＧライン側では、ガス状態のＢＯＧをＢＯＧ圧縮機２７で再液化に必用な所定の圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に昇圧し、再液化器２９で再液化した後、液体ポンプ３３によって再液化ＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加するのに必要な所定圧力（例えば、０．８ＭＰａ以上）に昇圧する。
図２は本発明の他の実施の形態の説明図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分又は相当する部分には同一の符号を付してある。
実施の形態１においては、ＬＮＧ払い出しライン３において２台のＬＮＧポンプを用いた例を示した。これに対して、本実施の形態においては、小規模基地の場合のようにＬＮＧ払い出しライン３において１台のＬＮＧポンプを用いて、０．１ＭＰａ〜３ＭＰａの範囲に昇圧した後、気化装置５で気化させる場合である。
本実施の形態においては、ＬＮＧ払い出しライン側では、ＬＮＧポンプ７によって所定の圧力（例えば、０．８Ｍｐａ）に昇圧する。
他方、ＢＯＧライン側では、ガス状態のＢＯＧをＢＯＧ圧縮機２７で再液化に必用な所定の圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に昇圧し、再液化器２９で再液化した後、液体ポンプ３３によって再液化ＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加するのに必要な所定圧力（例えば、０．８ＭＰａ以上）に昇圧する。
このように、本実施の形態のように１台のＬＮＧポンプ７でＬＮＧを払い出し圧力まで昇圧する場合であっても、ガス状態のＢＯＧをＢＯＧ圧縮機２７で圧縮して昇圧するのは液化に必要な程度の圧力（例えば、０．５ＭＰａ）であり、ガス状態のＢＯＧを圧縮するためのＢＯＧ圧縮機２７は小規模のもので足り、設備費、動力費を低減することができる。
[実施の形態３]
図３は本発明の他の実施の形態の説明図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分又は相当する部分には同一の符号を付してある。
実施の形態１においては、希釈用のＢＯＧをＢＯＧラインに設けた再液化器２９によって再液化し、該再液化ＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加する例を示した。
これに対して、本実施の形態においては、ＢＯＧラインに再液化器２９を設けることなく、ガス状態のまま凝縮混合器４５に送り、第１ＬＮＧポンプ７によって所定圧力に昇圧されたＬＮＧに吹き込むようにしたものである。この場合、ガス状態のＢＯＧがＬＮＧの冷熱で再液化し、ＬＮＧに混合されることになる。
図３は本発明の他の実施の形態の説明図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分又は相当する部分には同一の符号を付してある。
実施の形態１においては、希釈用のＢＯＧをＢＯＧラインに設けた再液化器２９によって再液化し、該再液化ＢＯＧをＬＮＧ払い出しライン３に添加する例を示した。
これに対して、本実施の形態においては、ＢＯＧラインに再液化器２９を設けることなく、ガス状態のまま凝縮混合器４５に送り、第１ＬＮＧポンプ７によって所定圧力に昇圧されたＬＮＧに吹き込むようにしたものである。この場合、ガス状態のＢＯＧがＬＮＧの冷熱で再液化し、ＬＮＧに混合されることになる。
本実施の形態によれば、実施の形態１と同様に、低圧状態である気化前のＬＮＧにＢＯＧを添加して熱量調整を行うようにしたので、ＢＯＧの圧力も低圧でよく、ＢＯＧの圧縮昇圧に用いる圧縮機が小規模なもので済み、設備費、動力費が低減できる。
また、この効果に加えて本実施の形態においては、再液化器を設ける必要がないので、装置をさらに単純化できる。
また、この効果に加えて本実施の形態においては、再液化器を設ける必要がないので、装置をさらに単純化できる。
１ ＬＮＧ貯槽、５ 気化装置、７ 第１ＬＮＧポンプ、９ 第２ＬＮＧポンプ、１１ 混合器、１３ 第１熱量計、１５ 第１流量計、１７ 第２熱量計、２７ ＢＯＧ圧縮機、２９ 再液化器、３５ 第２流量計、３６ 流量調整弁、３７ 第３流量計、３９ 第３熱量計、４１ 流量調整弁、４３ 熱量制御装置、４５ 凝縮混合器。
Claims (5)
- 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する方法であって、気化前のＬＮＧの熱量を測定し、その測定結果に基づいて、再液化したＢＯＧを前記気化前のＬＮＧに添加して希釈調整することを特徴とする天然ガスの希釈熱量調整方法。
- 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する方法であって、気化前のＬＮＧの熱量を測定し、その測定結果に基づいて、ガス状態のＢＯＧを前記気化前のＬＮＧに吹き込んで希釈調整することを特徴とする天然ガスの希釈熱量調整方法。
- 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ＢＯＧを再液化する再液化装置と、再液化されたＢＯＧの圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧する昇圧ポンプと、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量測定装置と、前記再液化されたＢＯＧの熱量を測定する第２熱量測定装置と、該第２熱量測定装置と前記第１熱量測定装置の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ添加量を演算し、該演算結果に基づいて前記再液化されたＢＯＧの添加量を制御する熱量制御装置と、を備えたことを特徴とする天然ガスの希釈熱量調整装置。
- 払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧをＢＯＧで希釈して天然ガスの熱量を目標熱量に調整する天然ガスの希釈熱量調整装置であって、ガス状態のＢＯＧ圧力を希釈対象のＬＮＧ圧力以上に昇圧するＢＯＧ圧縮機と、気化前のＬＮＧの熱量を測定する第１熱量測定装置と、前記ＢＯＧの熱量を測定する第２熱量測定装置と、該第２熱量測定装置と前記第１熱量測定装置の測定結果に基づいて天然ガスの熱量を目標熱量にするためのＢＯＧ添加量を演算し、該演算結果に基づいて前記ＢＯＧの添加量を制御する熱量制御装置と、払い出しラインを流れる気化前のＬＮＧにガス状態のＢＯＧを混合させるための凝縮混合器と、を備えたことを特徴とする天然ガスの希釈熱量調整装置。
- ＬＮＧとＢＯＧを混合した混合液体の熱量を測定する第３熱量測定装置を有し、熱量制御装置は該第３熱量測定装置の測定結果に基づいてＢＯＧの混合流量を調整することを特徴とする請求項３又は４に記載の天然ガスの希釈熱量調整装置。
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