JP2008208862A - 熱量制御部を備える天然ガス供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】天然ガス供給システムにおいて、ＢＯＧ併入により生じる天然ガスの熱量変動を抑制するために、高価なＬＰＧを用いず、ＬＮＧ由来のガスのみを用いて適切に混合することにより、ガス供給先の要求仕様（熱量、圧力、流量）を満足する品質のガスを安定的に供給する。
【解決手段】ＬＮＧタンク１と、ＬＮＧタンクから第一気化器１４を経てＢＯＧを併入した後に第一の供給先に天然ガスを供給する第一天然ガス供給系と、ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを第一天然ガス供給系に併入するＢＯＧ併入系４と、ＬＮＧタンクから第二気化器２５を経て第二の供給先に天然ガスを供給する第二天然ガス供給系と、第一天然ガス供給系と前記第二天然ガス供給系の間に互いのガスを流通させることができるように設けられた天然ガス併入系３５，４５を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、熱量制御部を備えた天然ガス供給システムに関するものであり、さらに詳しくは、ＬＮＧ（液化天然ガス）が気化した天然ガスを、蒸気タービンやガスタービン等発電設備に供給する際に好適に用いられる、熱量制御部を備える天然ガス供給システムに関する。

ＬＮＧ備蓄基地は、ＬＮＧ船からタンクに受け入れたＬＮＧを海水等の熱源により気化させ、都市ガスとして各家庭に供給したり、発電所等に発電用燃料として供給する等、様々な供給先のニーズに合わせてガスを安定供給する役割を担っている。

ＬＮＧ備蓄基地においては、外部からの入熱によりＬＮＧが気化しボイルオフガス（ＢＯＧ）が不可避的に発生する。特にＬＮＧ船からタンクへのＬＮＧ受け入れ時には、通常備蓄状態にあるＬＮＧから発生するＢＯＧよりもはるかに多量のＢＯＧが発生する。このＢＯＧは、何らかの形で処理しなければ、タンク内の圧力上昇を招いてしまう。そのため、再液化装置を設けてタンク内に戻したり、圧縮機で加圧した後に、気化器により気化した天然ガスに併入し燃料として供給する等の処理がなされている。

しかし、一般的にＬＮＧ中にはメタン、エタン、プロパン、ブタン等が混在しており分子量が１８〜１９程度であるのに対し、ＢＯＧの主成分は純メタンであるので分子量が１６と軽い。したがってＢＯＧ圧縮機を運転し始めて、気化器により気化した天然ガスにＢＯＧを併入するとガス重量が軽くなり、逆にＢＯＧ圧縮機が停止するとガス重量が重くなってしまう組成変動が生じてしまう。この組成変動は、供給するガスの熱量変動の問題を引き起こす。また、ＢＯＧの発生量は非常に変動幅が大きく、ＬＮＧの受け入れ時には大量に発生し、冬季には発生量が減少してしまう。さらに、ＬＮＧはその産地や貯蔵期間等によってその組成が微妙に変動しているため、ポンプを切り替えてガスを供給する際には、切替のたびにガス組成の不連続面が存在することになってしまう。

通常、天然ガスを供給する際には、その用途に応じて熱量が規定されている場合が多い。例えば、都市ガスとして供給する際には、各家庭での利用に適した熱量に厳密に規定されている。また、発電用の燃料として供給する際にも、都市ガスほどの厳密な熱量規定は無いが、所定の許容熱量範囲内に調節する必要がある。

従来、発電用としてボイラで燃焼した際には、多少の熱量変動が生じても大きな炉の中での燃焼により吸収され、また、熱量変動が生じても燃料供給流量の補正による追従も比較的容易であった。ところが、ボイラが還流型に代わってくると、発生した熱がすぐに、蒸気に利用されるような高速の対応となっており、また、近年普及している高効率のコンバインドサイクルプラントでは、送られたガスの燃焼エネルギーがすぐに発電用動力に変換されるという１対１対応であるため、ＢＯＧ圧縮機の後流にてガス組成が変わってしまうと、ガスタービンのストールや排気異常等、運転に支障をきたすことになる。

そのため、前述したＢＯＧ併入による熱量変動に対し、熱量調節用のＬＰＧ（液化石油ガス）の気化ガスを天然ガス供給系に併入し、供給ガスのトータル熱量を規定値に調節する方法が用いられている。例えば、特許文献１には、都市ガスの熱量調節において、ＢＯＧによる熱量変動をＬＰＧの気化ガスを用いて２段階に熱量調節する熱量調節装置が開示されている。また、特許文献２には、ＢＯＧ流量変化時にＬＰＧ（増熱用）、Ｎ_２（減熱用）の調節ガスを供給し、熱量調節を行う熱量調節方法及び調節システムが開示されている。
実公平６−２２４２９ 特開２００２−１８８４６０

しかしながら、前記２つの公報に開示されている熱量調節方法及び熱量調節装置は、混入する熱量調節用ガスとして比較的高価なＬＰＧを用いており、このＬＰＧが逐次消費されていくためコストが割高となってしまう。また、熱量調節用ＬＰＧを供給する設備が必要になるため余分に設置スペースを必要となってしまう。

一方、本発明者らは１つのＬＮＧタンクから複数の天然ガス供給先に対して、それぞれの要求仕様（供給圧力、供給熱量、供給流量等）に合わせた天然ガス供給を行うことのできる天然ガス供給システムを開発すべく鋭意検討していた。

本発明は、前記従来技術の問題点を解決するために、前記発明者らの検討に基づいて見出されたもので、熱量調節用ガスとして従来用いられていたＬＰＧを用いず、ＬＮＧ由来のガスのみを混合することでガス供給先の要求する熱量値に適合する天然ガスを安定して供給することが可能な、熱量制御部を備えた天然ガス供給システムを提供することを目的としている。

本発明における天然ガス供給システムは、ＬＮＧ（液化天然ガス）を貯蔵するＬＮＧタンクと、ＬＮＧタンクから送られるＬＮＧを気化させる第一気化器と、第一の気化器を含みＬＮＧタンクから第一のガス供給先に天然ガスを供給する第一天然ガス供給系と、ＬＮＧタンクから送られるＬＮＧを気化させる第二気化器と、第二の気化器を含みＬＮＧタンクから第二のガス供給先に天然ガスを供給する第二天然ガス供給系と、ＬＮＧタンクから第一天然ガス供給系に接続され、ＬＮＧタンクから発生するＢＯＧ（ボイルオフガス）を第一天然ガス供給系に併入するＢＯＧ併入系と、第一天然ガス供給系と第二天然ガス供給系とを接続し、第一天然ガス供給系を流れるガスと第二天然ガス供給系を流れるガスを流通可能に設けられた天然ガス併入系と、第一天然ガス供給系の、第一天然ガス供給系とＢＯＧ併入系との接続部及び、第一天然ガス供給系と天然ガス併入系との接続部より下流側を流れるガスが所定の熱量範囲に入るように、天然ガス併入系を流れるガス流量を制御する熱量制御部を備える。

また、本発明における天然ガス供給システムは、熱量制御部が、ＬＮＧタンクから第一気化器及び第二気化器の間で検出されるＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分及びプロパン成分のうち少なくともいずれか２種のガス成分のそれぞれの質量比と、第一の天然ガス供給先のガス需要量を検出するガス需要量検出器の検出値と、ＢＯＧ併入系に設けられＢＯＧ併入系を流れるＢＯＧ流量を検出するＢＯＧ流量検出器の検出値と、第一の気化器により気化する天然ガスの流量に相当する値を検出するＬＮＧ流量検出器からの検出値と、天然ガス供給システムの運転員により入力され、第一のガス供給先が要求する所定の熱量範囲内に含まれる第一天然ガス目標熱量値に基づいて、天然ガス併入系に流すべきガス流量を算出し、天然ガス併入系に設けられている制御弁に開度制御信号を出力する。

また、本発明における天然ガス供給システムは、天然ガス併入系が、第二天然ガス供給系を流れるガスを、第二天然ガス供給系から第一天然ガス供給系に向けて流すための第一天然ガス併入系と、第一天然ガス供給系を流れるガスを、第一天然ガス供給系から第二天然ガス供給系に向けて流すための第二天然ガス併入系を含む。

また、本発明における天然ガス供給システムは、ＢＯＧ併入系と第一天然ガス供給系との接続部を、第一天然ガス併入系と第一天然ガス供給系との接続部よりも上流側に配置するとともに、第一天然ガス併入系と第一天然ガス供給系との接続部を、第二天然ガス併入系と第一天然ガス供給系との接続部よりも上流側に配置する。

また、本発明における天然ガス供給システムは、第一天然ガス供給系が、ＢＯＧ併入系及び天然ガス併入系との接続部よりも下流に熱量検出器を備え、熱量制御部が、熱量検出器の検出値に基づいて、天然ガス併入系に流すべき天然ガス流量に対して補正処理を行う。

また、本発明における天然ガス供給システムは、ＬＮＧタンクから第一の気化器及び第二の気化器までの間に設けられＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分のそれぞれの質量比を検出するＬＮＧ組成検出器を有し、該ＬＮＧ組成検出器の検出値に基づき、熱量制御部が、天然ガス併入系に流すべきガス流量を算出する。

本発明によれば、ＬＮＧが気化器により気化した天然ガスとＬＮＧタンクから不可避的に発生するＢＯＧを混入し、熱量調節を行う。ＬＮＧ由来のガスのみを用いてＢＯＧによる熱量変動の影響を抑制することができるため、高価なＬＰＧを使わずに済み、ＬＰＧ供給設備も不要となる。その結果、天然ガス供給コストの低減、天然ガス供給システムのコンパクト化を実現することができる。

また、本発明によれば、ＬＮＧタンクから前記第一気化器及び前記第二気化器の間で検出されるＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分及びプロパン成分のうち少なくともいずれか２種のガス成分の質量比と、第一のガス供給先のガス需要量を検出するガス需要量検出器の検出値と、ＢＯＧ併入系に設けられ、前記ＢＯＧ併入系を流れるＢＯＧ流量を検出するＢＯＧ流量検出器の検出値と、第一の気化器により気化する天然ガスの流量に相当する値を検出するＬＮＧ流量検出器からの検出値と、天然ガス供給システムの運転員により入力され、第一のガス需要先が要求する所定の熱量範囲内に含まれる第一天然ガス目標熱量値に基づいて、天然ガス併入系に流すべきガス流量を算出するため、ＢＯＧが併入される第一天然ガス供給系の熱量を制御し、供給先の要求する熱量範囲内に適切におさめることができる。

また、本発明によれば、第一天然ガス併入系により、ＢＯＧが併入され軽質・低熱量化した第一天然ガス供給系に第二天然ガス供給系の重質・高熱量なガスを導入することができ、また第二天然ガス併入系により、第一天然ガス供給系の軽質・低熱量なガスを第二天然ガス供給系に逃がすことができるため、第一天然ガス供給系の熱量をより高精度に制御できる。

また、本発明によれば、第一天然ガス併入系を第二天然ガス併入系よりも上流側に配置するため、確実に第二天然ガス供給系の重質成分ガスを第一天然ガス供給系に併入できる。

また、本発明によればＢＯＧを併入する第一天然ガス供給系の最下流に熱量検出器を設け、その検出値を基に、天然ガス併入系を流通させるべきガス流量を補正するため、より高精度に熱量制御を行うことが可能となる。

また、本発明によれば、ＬＮＧタンクから各送ガスラインの気化器の間にＬＮＧ組成検出器を設けてＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分及びプロパン成分のうち少なくともいずれか２種のガス成分のそれぞれの質量比を自動的にサンプリングし、該検出値を熱量制御の演算に用いるため、より正確な熱量制御を行うことが可能となる。ＬＮＧはその組成が産地によって異なるので、運転員が手動でＬＮＧ組成を分析し熱量演算装置に入力する場合に比べて、より正確に熱量制御することが可能になるため有効である。

本発明は、１つのＬＮＧタンクから、都市ガス用や、ボイラ燃料用、ガスタービン燃料用等の複数の用途に対し、それぞれの用途に適した仕様（圧力、熱量、流量等）でガス供給するために複数の燃料ガス供給系を備えた天然ガス供給システムに適用される。以下、本明細書においては、ボイラ燃料用のガス供給系と、ガスタービン燃料用のガス供給系を備える天然ガス供給システムを例に本発明の実施の形態を説明する。

一般的にボイラとガスタービンを比較すると、ボイラの方が熱量変動の許容範囲が大きいことが知られているため、ボイラ用燃料ガスにＢＯＧを混入する事が妥当であると考えられる。一方、近年の発電業界の動向を見てみると、発電効率の観点からボイラからガスタービンへの切替が進んでおり、ボイラ用燃料ガスの需要が減少傾向にある。このような状況においては、ＬＮＧ船からのＬＮＧ受け入れ時等にＢＯＧが大量発生した場合にボイラ用天然ガスの軽質・低熱量化は避けられず、ボイラの燃焼系を不安定とする原因になってしまう。

以下の実施例においては、ＢＯＧを一次的にボイラ用天然ガス供給系で受け入れ、軽質・低熱量化した天然ガスをガスタービン用天然ガス供給系の重質・高熱量なガスで熱量調節する、あるいはＢＯＧ併入後の軽質・低熱量化した天然ガスを、需要量が多く多少の熱量変動を許容できるガスタービン用天然ガス供給系に逃がすことでボイラ用天然ガスの熱量変動を許容範囲に抑え、供給先の要求仕様を満たす品質のガスを安定供給できる天然ガス供給系を想定した実施例を示す。なお、本発明は以下に説明する実施の形態に限定されず、特許請求の範囲に記載の範囲内で任意に具体的な態様を変更できることは言うまでもない

図１に、本発明の実施例１に係る天然ガス供給システムの概略構成を示す。なお、本明細書では、ＬＮＧが気化器により気化したガス、ＢＯＧ併入後のガス、熱量調節後のガスを総称して天然ガスと呼称している。図中の各構成要素をつなぐ実線はＬＮＧ、ＢＯＧ、天然ガスが流通する配管を示しており、破線は各検出器及び各演算機を経る信号の伝達経路を示している。

ＬＮＧタンク１から低圧気化器１４（１台しか図示していないが通常は複数台併設されることが多い）を経て供給先にボイラ用の天然ガスを流通する低圧ガス供給系１０が設けられている。低圧ガス供給系１０は低圧系ガス配管１９、ＬＮＧ流量検出器１１、ＬＮＧ流量調節計１２、制御弁１３、低圧気化器１４、加減算演算器１５、主管圧力調節計１６、主管圧力検出器１７を含む。ＬＮＧタンク１から送り出されたＬＮＧは低圧ポンプ２で昇圧され、低圧気化器１４により気化され天然ガスとなり、低圧ガス供給先に供給される。

低圧ガス供給系の主管圧力制御及びＬＮＧ流量制御は以下のように行われる。ＬＮＧ流量検出器１１及び制御弁１３は低圧気化器１４の上流側に配置されている。ＬＮＧ流量検出器１１は低圧気化器により気化する天然ガスの流量に相当する値を検出する。主管圧力検出器１７は、低圧ガス供給系１０と、後述するＢＯＧ併入系との接続部、減圧ガス併入系との接続部、昇圧ガス併入系との接続部より十分下流に設けられており、ＢＯＧ併入後に高圧系ガス供給系の重質・高熱量ガスを併入されて熱量調節された天然ガスの圧力を検出する。主管圧力調節計１６は、主管圧力検出器１７の検出値を基に、加減算演算器１５に制御信号を出力する。低圧ガス供給先には需要量検出器１８が設けられており、その検出値は加減算演算器１５に出力される。需要量検出器１８は低圧ガス供給系１０に接続された低圧ガス供給先の構内に設けられており、低圧ガス需要量を検出する。加減算演算機１５は、ＢＯＧ流量検出器６、需要量検出器１８、主管圧力調節計１６、ガス流量検出器３２、ガス流量検出器４２からのそれぞれの出力信号を基にＬＮＧ流量調節計１２へ制御信号を出力する。ＬＮＧ流量調節計１２は、加減算演算機１５が出力する制御信号及びＬＮＧ流量検出器１１が出力する検出値に基づいて、制御弁１３に開度制御信号を出力する。

同様に、ＬＮＧタンク１から高圧気化器１４（１台しか図示していないが通常は複数台併設されることが多い）を経て供給先にガスタービン用の天然ガスを流通する高圧ガス供給系２０が設けられている。高圧ガス供給系２０は高圧系ガス配管２１、ＬＮＧ流量検出器２２、ＬＮＧ流量調節計２３、制御弁２４、高圧気化器２５、加減算演算器２６、主管圧力調節計２７、主管圧力検出器２８、を含む。ＬＮＧタンク１から送り出されたＬＮＧは低圧ポンプ２及び高圧ポンプ３で２段階に昇圧され、高圧気化器２５により気化され天然ガスとなり、高圧ガス供給先に供給される。このように、高圧ガス供給系２０は低圧ガス供給系１０よりも高圧で天然ガスを供給する構成となっている。

高圧ガス供給系の主管圧力制御及びＬＮＧ流量制御は以下のように行われる。ＬＮＧ流量検出器２２及び制御弁２４は高圧気化器２５の上流側に配置されている。ＬＮＧ流量検出器２２は高圧気化器２５により気化する天然ガスの流量に相当する値を検出する。主管圧力検出器２８は、高圧ガス供給系２０と、後述する減圧ガス併入系との接続部、昇圧ガス併入系との接続部より十分下流における高圧系ガス配管２１中の天然ガスの圧力を検出する。主管圧力調節計２７は、主管圧力検出器２８の検出器を基に、加減算演算器２６に制御信号を出力する。高圧ガス供給先には需要量検出器２９が設けられており、その検出値は加減算演算器２６に出力される。需要量検出器２９は、高圧ガス供給系２０に接続された高圧ガス供給先の構内に設けられており、高圧ガス需要量を検出する。加減算演算機２６は、需要量検出器２９、主管圧力検出器２８、ガス流量検出器３２、ガス流量検出器４２からのそれぞれの出力信号を基に、ＬＮＧ流量調節計２３へ制御信号を出力する。ＬＮＧ流量調節計２３は、加減算演算機２６が出力する制御信号及びＬＮＧ流量検出器２２が出力する検出値に基づいて、制御弁２４に開度制御信号を出力する。

また、ＬＮＧタンク１から低圧系ガス配管１９に接続されるＢＯＧ併入系が設けられている。ＢＯＧ併入系は、ＢＯＧ併入系配管４、ＢＯＧ圧縮機５、ＢＯＧ流量検出器６を含む。ＬＮＧタンク１において、外熱流入等により不可避的に発生したＢＯＧは、ＢＯＧ圧縮機５を経て、低圧系ガス配管１９を流れる天然ガスに併入される。

さらに、低圧系ガス配管１９とＢＯＧ併入系ガス配管４の接続部より下流に、減圧ガス併入系及び昇圧ガス併入系が設けられている。

減圧ガス併入系は、制御弁３１、ガス流量検出器３２、減圧部３３、減圧流量調節計３４、減圧ガス併入系配管３５を含む。減圧ガス併入系配管３５は、低圧系ガス配管１９と高圧系ガス配管２１を接続している。ガス流量検出器３２は、減圧ガス供給系を流れるガス流量を検出し、減圧流量調節計３４、加減算演算機１５、加減算演算機２６に検出値を出力する。減圧流量調節計３４は、ガス流量検出器３２からの検出値及び後述する演算機５０からの制御信号に基づき制御弁３１に開度制御信号を出力する。制御弁３１は減圧部３３の下流に設けられており、減圧流量調節計３４からの開度制御信号により、減圧ガス併入系を流れるガス流量を制御できる。減圧部３３は減圧ガス併入系配管３５の途中に設けられており、減圧弁（図示省略）及び減圧弁の上流に設けられたガスヒータ（図示省略）から構成されている。減圧部３３は高圧ガス供給系２０を流れる天然ガスを、低圧ガス供給系１０のガス圧にまで減圧する。この減圧ガス併入系により、高圧気化器２５で気化した重質・高熱量の天然ガスを、減圧部３３により減圧し、ＢＯＧが併入されて軽質・低熱量化した低圧ガス供給系１０を流れる天然ガスに併入する事により、熱量制御を行うことができる。

昇圧ガス併入系は、制御弁４１、ガス流量検出器４２、圧縮部４３、昇圧流量調節計４４、昇圧ガス併入系配管４５を含む。昇圧ガス併入系配管４５は、低圧系ガス配管１９と高圧系ガス配管２１を接続している。ガス流量検出器４２は、昇圧ガス供給系を流れるガス流量を検出し、昇圧流量調節計４４、加減算演算機１５、加減算演算機２６に検出値を出力する。減圧流量調節計４４は、ガス流量検出器４２からの検出値及び後述する演算機５０からの制御信号に基づき制御弁４１に開度制御信号を出力する。制御弁４１は圧縮部４３の下流に設けられており、昇圧流量調節計４４からの開度制御信号により、昇圧ガス併入系を流れるガス流量を制御できる。圧縮部４３は昇圧ガス併入系配管４５の途中に設けられており、圧縮機（図示省略）及び圧縮機の下流に設けられたガスクーラ（図示省略）から構成されている。昇圧部４３は低圧ガス供給系１０を流れる天然ガスを、高圧ガス供給系２０のガス圧にまで昇圧する。この昇圧ガス併入系により、ＢＯＧが併入されて軽質・低熱量化した低圧ガス供給系１０を流れる天然ガスを、圧縮部４３により昇圧し、高圧ガス供給系２０に併入して逃がすことにより熱量調節を行うことができる。

減圧ガス併入系は昇圧ガス併入系よりも上流側に配置すると、ＢＯＧが併入されて軽質・低熱量化した低圧ガス供給系１０を流れる天然ガスに、確実に高圧気化器２５で気化した重質・高熱量の天然ガスを併入できるため好ましいが、こうした条件に敏感でないプラントの場合は、減圧ガス併入系を昇圧ガス併入系よりも下流側に配置してもよい。

また本天然ガス供給システムは、減圧ガス併入系及び昇圧ガス併入系を流通するガス流量を制御し、正確な熱量制御を行うための演算機５０を備えている。演算機５０は、ＬＮＧ流量検出器１１の検出値１１ｓ、ＢＯＧ流量検出器６の検出値６ｓ、低圧ガス供給系の需要量検出器の検出値１８ｓ、ＬＮＧ中のメタン成分の質量比ｂ_１、ＬＮＧ中のメタン成分の質量比ｂ_２、低圧ガス供給系の規定熱量値Ｈを基に、減圧ガス併入系及び昇圧ガス併入系を流通させる天然ガスの流量を算出し、減圧流量調節計３４及び昇圧流量調節計４４にそれぞれの算出値を出力する。減圧流量調節計３４及び昇圧流量調節計４４は、演算機５０からの出力信号及びそれぞれが対応する減圧流量検出器３２及び昇圧流量検出器４２に基づいて、それぞれが対応する制御弁３１及び制御弁４１に開度制御信号を出力する。ちなみに、低圧ガス供給系の規定熱量値Ｈとは、低圧ガス供給先が要求する許容熱量範囲内の値であり、低圧ガス供給系１０から供給先に送られるガスの熱量目標値を意味しており、天然ガス供給システムの運手員により演算機に入力される値である。また、本実施例ではＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分のそれぞれの質量比については、天然ガス供給システムの運手員が定期的にＬＮＧ中の組成を調査し、その値を演算機に入力する。また、ＬＮＧ組成検出器を設ける場合については実施例４で後述する。

演算器５０は、具体的には以下の４式から演算を行い、減圧ガス併入系及び昇圧ガス併入系を流通させる天然ガスの流量（Ｇ_ｉｎ３、Ｇ_ｏｕｔ２）を算出する。
（式１）Ｇ_ｏｕｔ１＋Ｇ_ｏｕｔ２＝Ｇ_ｉｎ１＋Ｇ_ｉｎ２＋Ｇ_ｉｎ３
（式２）（Ｇ_ｏｕｔ１＋Ｇ_ｏｕｔ２）ｘ_１＝Ｇ_ｉｎ１＋（Ｇ_ｉｎ２＋Ｇ_ｉｎ３）ｂ_１
（式３）（Ｇ_ｏｕｔ１＋Ｇ_ｏｕｔ２）ｘ_２＝（Ｇ_ｉｎ２＋Ｇ_ｉｎ３）ｂ_２
（式４）Ｈ＝Ｋ_１ｘ_１＋Ｋ_２ｘ_２＋Ｋ_３（１−ｘ_１−ｘ_２）−α
各記号の意味は次の通りである。
Ｇ_ｉｎ１ ：ＢＯＧ流量（６ｓに相当）
Ｇ_ｉｎ２ ：低圧系ＬＮＧ流量（１１ｓに相当）
Ｇ_ｉｎ３ ：減圧ガス流量
Ｇ_ｏｕｔ１ ：需要量（１８ｓに相当）
Ｇ_ｏｕｔ２ ：昇圧ガス流量
ｂ_１ ：ＬＮＧ中のメタン成分（質量比）
ｂ_２ ：ＬＮＧ中のエタン成分（質量比）
ｘ_１ ：低圧ガス供給系中のメタン成分
ｘ_２ ：低圧ガス供給系中のエタン成分
Ｈ ：低圧ガス供給系の規定熱量値
Ｋ_１ ：メタンの単位発熱量
Ｋ_２ ：エタンの単位発熱量
Ｋ_３ ：プロパンの単位発熱量（Ｋ_１＜Ｋ_２＜Ｋ_３）
α ：熱量検出器を用いる場合の熱量補正項
上記各パラメータのうち、Ｇ_ｉｎ１、Ｇ_ｉｎ２、Ｇ_ｏｕｔ１、ｂ_１、ｂ_２、Ｈ、αが入力変数であり、Ｇ_ｉｎ３、Ｇ_ｏｕｔ２、ｘ_１、ｘ_２が出力変数である。ここでは、各流量は質量流量として計算している。なお、本実施例では熱量検出器を設けていないのでα＝０となる。熱量検出器を設けて熱量補正する場合については、実施例２で述べる。

式１は低圧ガス供給系の流量収支式を示している。
式２は低圧ガス供給系中のメタン成分量の収支式を示している。
式３は低圧ガス供給系中のエタン成分量の収支式を示している。
式４は低圧ガス供給系の熱量収支式を示している。天然ガスは、実質的にメタン成分、エタン成分、プロパン成分の３種のガス成分から構成されていると見なすことができる。そのため、前記３種のガス成分のうち少なくとも２種のガス成分の質量比が検出できれば、残り１種のガス成分の質量比は算出できる。本実施例においては、天然ガスのメタン成分及びエタン成分のそれぞれの質量比を検出し、その値を式２乃至式４の計算に用いているが、本発明はこの形態に限られるわけではなく、前記３種のガス成分のうち少なくとも２種のガス成分の質量比を検出すればよい。

このように構成した天然ガス供給システムにより、主管圧力制御を行いつつ、低圧ガス供給系のガス組成を前記減圧流量及び昇圧流量でプリセット制御することにより、ＢＯＧが増大するＬＮＧ受け入れ時においても応答良く低圧ガス供給系のガス熱量を許容変動範囲に収めることができる。

また、高価なＬＰＧを用いずに、ＬＮＧ由来のガスのみを用いてガス供給先の要求仕様を満たす品質のガスを安定供給することが可能となるため、ガス供給コストの低減に大変有効である。さらに、ＬＰＧ供給設備を配置する必要がなくなるため、天然ガス供給システムの省スペース化をも実現することができる。

図２に本発明実施例２の概略図を示す。本実施例では実施例１の構成に加え、主管圧力検出器１７と需要量検出器１８の間に熱量検出器６０を設けてある。熱量検出器６０を配置する位置としては、低圧ガス供給系の、ＢＯＧ併入部との接続部、減圧ガス併入系との接続部、昇圧ガス併入部との接続部よりも十分下流に配置しておけば、熱量調節後の天然ガスの熱量が均一となり、精度良く熱量検出を行うことができる。

熱量検出器６０の検出値６０ｓは、演算機５０に送られる。この場合、演算機５０は式１乃至式３に関しては実施例１と同様の計算を行うが、式４に関しては、熱量補正項αに熱量検出器６０の検出値６０ｓから規定熱量値Ｈを減算した値を代入して計算を行う。

このような構成をとることにより、ガス流量やＬＮＧ組成の検出誤差によって生じる熱量変動を熱量検出器で検出し、その検出値を用いて減圧ガス流量や昇圧ガス流量を補正することができる。その結果、実際にガス供給先に送られる天然ガスの熱量を規定熱量値Ｈに厳密に近づけることができる。

図３に本発明実施例３の概略図を示す。本実施例は実施例２と異なる方法で規定熱量値Ｈと熱量調節後に実際に計測される天然ガスの熱量との差分を考慮し、減圧ガス流量及び昇圧ガス流量を補正する形態である。実施例２と同様、実施例１の構成に加え、主管圧力検出器１７と需要量検出器１８の間に熱量検出器６０を設けてある。

さらに、熱量検出器６０は、熱量調節計６３を介して比率演算機６１、６２に接続されている。熱量検出器６０の検出値６０ｓは、熱量調節計６３に送られる。熱量調節計６３は熱量検出器６０の検出値６０ｓに応じた制御信号を比率演算器６１及び比率演算器６２に出力する。比率演算器６１は熱量調節計の出力信号に定数Ｒを乗じたものを出力し、演算器５０が出力する昇圧ガス流量Ｇ_ｏｕｔ２から減じる。比率演算器６２は熱量調節計の出力信号に定数１−Ｒを乗じたものを出力し、演算器５０が出力する減圧ガス流量Ｇ_ｉｎ３に加える。

このような構成をとることにより、ガス流量やＬＮＧ組成の検出誤差によって生じる熱量変動を熱量検出器で検出し、その検出値を用いて減圧ガス流量や昇圧ガス流量を補正することができる。その結果、実際にガス供給先に送られる天然ガスの熱量を規定熱量値Ｈに厳密に近づけることができる。

図４に本発明実施例４の概略図を示す。本実施例は実施例１に加え、ＬＮＧタンク１と低圧気化器１４及び高圧気化器２５との間にＬＮＧ組成検出器７０を設けている。このＬＮＧ組成検出器７０はＬＮＧ中のメタン成分の質量比ｂ_１及びエタン成分の質量比ｂ_２を一定周期で検出しており、その検出値を演算器５０に送る。演算器５０は実施例１同様、式１乃至式４から減圧ガス流量及び昇圧ガス流量を算出するわけだが、その計算の際にＬＮＧ組成検出器７０の検出値を用いる。

このような構成をとることで、産地ごとに異なるＬＮＧ組成を運転員が調査する手間を省くことができる。また、ＬＮＧ組成検出器の検出周期を適切に設定することにより、経時的に変化するＬＮＧ組成を正確に検出することができ、より正確な熱量調節が可能となる。

以上の実施例はボイラ及びガスタービンに燃料ガスを供給する天然ガス供給システムについての構成を述べたが、本発明は特許請求の範囲の記載内で様々にその具体的構成を変更できる。例えば以下のような変更があげられる。

前記４つの実施例においてはＢＯＧをボイラ燃料供給用の低圧ガス供給系に併入していたが、この形態に限られるものではない。ＢＯＧ併入先はＢＯＧによる熱量変動に対して許容範囲の大きい供給系が好ましく、ＢＯＧ併入先の供給系のガス需要量、熱量変動許容範囲等を総合的に考慮し、ＢＯＧを併入する供給系を定めればよい。

本発明実施例１の概略図である。 本発明実施例２の概略図である。 本発明実施例３の概略図である。 本発明実施例４の概略図である。

符号の説明

１． ＬＮＧタンク
２． 低圧ポンプ
３． 高圧ポンプ
４． ＢＯＧ併入系ガス配管
５． ＢＯＧ圧縮機
６． ＢＯＧ流量検出器
１０． 低圧ガス供給系
１１． ＬＮＧ流量検出器
１２． ＬＮＧ流量調節計
１３． 制御弁
１４． 低圧気化器
１５． 加減算演算器
１６． 主管圧力調節計
１７． 主管圧力検出器
１８． 需要量検出器
１９． 低圧系ガス配管
２０． 高圧ガス供給系
２１． 高圧系ガス配管
２２． ＬＮＧ流量検出器
２３． ＬＮＧ流量調節計
２４． 制御弁
２５． 高圧気化器
２６． 加減算演算器
２７． 主管圧力調節計
２８． 主管圧力検出器
２９． 需要量検出器
３１． 制御弁
３２． ガス流量検出器
３３． 減圧部
３４． 減圧流量調節計
３５． 減圧ガス併入系配管
４１． 制御弁
４２． ガス流量検出器
４３． 圧縮部
４４． 昇圧流量調節計
４５． 昇圧ガス併入系配管
５０． 演算器
６０． 熱量検出器
６１． 比率演算器
６２． 比率演算器
６３． 熱量調節計
７０． ＬＮＧ組成検出器

Claims (6)

1. ＬＮＧ（液化天然ガス）を貯蔵するＬＮＧタンクと、
   前記ＬＮＧタンクから送られるＬＮＧを気化させる第一気化器と、
   前記第一の気化器を含み、前記ＬＮＧタンクから第一のガス供給先に天然ガスを供給する第一天然ガス供給系と、
   前記ＬＮＧタンクから送られるＬＮＧを気化させる第二気化器と、
   前記第二の気化器を含み、前記ＬＮＧタンクから第二のガス供給先に天然ガスを供給する第二天然ガス供給系と、
   前記ＬＮＧタンクから前記第一天然ガス供給系に接続され、前記ＬＮＧタンクから発生するＢＯＧ（ボイルオフガス）を第一天然ガス供給系に併入するＢＯＧ併入系と、
   前記第一天然ガス供給系と前記第二天然ガス供給系とを接続し、前記第一天然ガス供給系を流れるガスと前記第二天然ガス供給系を流れるガスを流通可能に設けられた天然ガス併入系と、
   前記第一天然ガス供給系の、前記第一天然ガス供給系と前記ＢＯＧ併入系との接続部及び、前記第一天然ガス供給系と前記天然ガス併入系との接続部より下流側を流れるガスが所定の熱量範囲に入るように、前記天然ガス併入系を流れるガス流量を制御する熱量制御部を備える天然ガス供給システム。
2. 前記熱量制御部が、
   前記ＬＮＧタンクから前記第一気化器及び前記第二気化器の間で検出されるＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分及びプロパン成分のうち少なくともいずれか２種のガス成分のそれぞれの質量比と、
   前記第一の天然ガス供給先のガス需要量を検出するガス需要量検出器の検出値と、
   前記ＢＯＧ併入系に設けられ、前記ＢＯＧ併入系を流れるＢＯＧ流量を検出するＢＯＧ流量検出器の検出値と、
   前記第一の気化器により気化する天然ガスの流量に相当する値を検出するＬＮＧ流量検出器からの検出値と、
   前記天然ガス供給システムの運転員により入力され、前記第一のガス供給先が要求する所定の熱量範囲内に含まれる第一天然ガス目標熱量値に基づいて、前記天然ガス併入系に流すべきガス流量を算出し、前記天然ガス併入系に設けられている制御弁に開度制御信号を出力する、請求項１に記載の天然ガス供給システム。
3. 前記天然ガス併入系は、
   第二天然ガス供給系を流れるガスを、第二天然ガス供給系から第一天然ガス供給系に向けて流すための第一天然ガス併入系と、
   第一天然ガス供給系を流れるガスを、第一天然ガス供給系から第二天然ガス供給系に向けて流すための第二天然ガス併入系を含む請求項２に記載の天然ガス供給システム。
4. 前記ＢＯＧ併入系と前記第一天然ガス供給系との接続部を、前記第一天然ガス併入系と前記第一天然ガス供給系との接続部よりも上流側に配置するとともに、
   前記第一天然ガス併入系と前記第一天然ガス供給系との接続部を、前記第二天然ガス併入系と前記第一天然ガス供給系との接続部よりも上流側に配置した請求項３に記載の天然ガス供給システム。
5. 前記第一天然ガス供給系は、
   前記ＢＯＧ併入系及び前記天然ガス併入系との接続部よりも下流に熱量検出器を備え、
   前記熱量制御部が、前記熱量検出器の検出値に基づいて、前記天然ガス併入系に流すべき天然ガス流量に対して補正処理を行う請求項２に記載の天然ガス供給システム。
6. 前記ＬＮＧタンクから前記第一の気化器及び前記第二の気化器までの間に設けられ、ＬＮＧ中のメタン成分及びエタン成分及びプロパン成分のうち少なくともいずれか２種のガス成分のそれぞれの質量比を検出するＬＮＧ組成検出器を有し、
   該ＬＮＧ組成検出器の検出値に基づき、前記熱量制御部が、前記天然ガス併入系に流すべきガス流量を算出する請求項２に記載の天然ガス供給システム。

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