JP2016125567A - 液化ガス用気化装置 - Google Patents

Abstract

【課題】停電時の耐久性の低下を抑制でき、且つ、復電時に起動を適切に行うことができる液化ガス用気化装置を提供する。
【解決手段】出口側通流開度調整部Ｂが、熱源液体排出路４に設けられて、開度を調整自在で、且つ、閉じ状態に切り換え可能な出口側流量調整弁５と、熱源液体ＳＷが液化ガス用気化器Ｅに満杯状態になったときの熱源液体高さよりも上方に立ち上がる立ち上がり部分８ｔを備える状態で、熱源液体排出路４における出口側流量調整弁５よりも上流側の箇所から分岐して出口側流量調整弁５を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が熱源液体排出路４よりも小さい出口側迂回排出路８と、を備える形態に構成され、出口側流量調整弁５が、停電時には閉じ状態に切り換えられるように構成されている。
【選択図】図１

Description

本発明は、熱源液体供給路を通して供給される熱源液体ポンプからの熱源液体を熱源にして、気化対象の液化ガスを加熱して気化させ、且つ、加熱処理後の熱源液体を熱源液体排出路を通して排出する液化ガス用気化器と、熱源液体供給路を通流する熱源液体の通流量を通常運転用大流量状態と待機運転用小流量状態とに切り換える入口側流量切換部と、熱源液体排出路の通流開度を調整自在な出口側通流開度調整部と、熱源液体供給路を通流する熱源液体の流量を検出する熱源液体流量検出手段と、熱源液体流量検出手段にて検出される熱源液体の流量に基づいて出口側通流開度調整部を制御する制御手段とが設けられた液化ガス用気化装置に関する。

かかる液化ガス用気化装置は、液化ガス用気化器において、熱源液体を熱源にして、気化対象の液化ガスを気化させて所定の生成ガスを生成するものであり、例えば、液化天然ガスを気化対象の液化ガスとして、その液化天然ガスを気化させて天然ガスを生成ガスとして生成する（例えば、特許文献１参照。）。
熱源液体としては、例えば、海水、河川水、湖沼水、地下水又は地表水等の自然水の他、工業用水や水道水等が用いられる。

前記の特許文献１には記載されていないが、このような液化ガス用気化装置の運転形態としては、熱源液体を通常流量で液化ガス用気化器に供給して、生成ガスを通常の生成量で生成する通常運転や、熱源液体を通常流量よりも少ない待機流量で液化ガス用気化器に供給して、生成ガスの生成量を通常運転よりも少なくする待機運転等がある。つまり、生成ガスの生成が要求されない期間等、生成ガスの生成を休止する期間中は、待機運転を実行して、次に通常運転を再開するときの立ち上がりを速めるようになっている。

つまり、通常運転では、熱源液体ポンプを所定の定常運転条件で作動させると共に、入口側流量切換部を通常運転用大流量状態に切り換え、待機運転では、熱源液体ポンプを定常運転条件で作動させると共に、入口側流量切換部を待機運転用小流量状態に切り換えるように構成されている。
更に、通常運転においては、熱源液体流量検出手段にて検出される熱源液体の流量が通常流量になるように出口側通流開度調整部を制御すべく、制御手段が構成されている。

ところで、待機運転において、無駄なエネルギーの消費を抑制するために、熱源液体の待機流量は通常流量に比べてかなり低く設定される。例えば、待機流量は、通常流量の１／１０程度に設定される。
そして、待機運転において、熱源液体排出路の通流開度として、熱源液体を液化ガス用気化器に充満させた状態で確実に待機流量で通流させることが可能な開度を確保できるように、出口側通流開度調整部を構成する必要がある。

そこで、前記の特許文献１には記載されていないが、このような液化ガス用気化装置において、従来は、出口側通流開度調整部を、開度の調整により流体通流量を調整可能な電動式の出口側流量調整弁にて構成し、待機運転において熱源液体を確実に待機流量で通流させることが可能なように、その出口側流量調整弁を、最小開度が待機流量に対応する待機流量用開度になるように機械的にロックしていた。

特開昭５３−５２０７号公報

ところで、このような液化ガス用気化装置は、通常、商用電力により駆動され、商用電力等の駆動電力が停電すると、出口側通流開度調整部を構成する部材のうち、電力により駆動する電気的駆動部材に対する駆動電力の供給が停止する。つまり、従来の液化ガス用気化装置では、出口側通流開度調整部を構成する出口側流量調整弁が電気的駆動部材であり、停電時には、この出口側流量調整弁への駆動電力の供給が停止することになる。
そして、この出口側流量調整弁は、停電時には、例えば、非常電源を用いて、制御手段によって閉じ状態に切り換えられるように構成されている。しかしながら、この出口側流量調整弁は、最小開度が待機流量用開度になるように機械的にロックされているので、停電時には、出口側流量調整弁は待機流量用開度で開いたままの状態となっている。

従って、停電すると、熱源液体ポンプの作動も停止して、液化ガス用気化器への熱源液体の供給が停止するが、従来の液化ガス用気化装置では、出口側流量調整弁が待機流量用開度で開いたままであるので、液化ガス用気化器内の熱源液体が出口側流量調整弁を通過する形態で熱源液体排出路を通して排出されることになり、液化ガス用気化器内の熱源液体が少なくなるか空になる。
そして、停電時に、液化ガス用気化器内の熱源液体が少なくなるか空になることに起因して、以下のような問題が生じていた。

即ち、液化ガス用気化器内の熱源液体が少なくなるか空になっても、液化ガス用気化器内には気化対象の液化ガスが残留しているので、液化ガス用気化器における熱源液体の通流部の内面に付着しているか内部にわずかに残留している熱源液体が凍結する虞がある。そして、液化ガス用気化器における熱源液体の通流部の内部で熱源液体が凍結すると、熱応力が大きくなるので、耐久性が低下する虞がある。

又、停電が解消する復電時には、入口側流量切換部が通常運転用大流量状態に切り換えられると共に、熱源液体ポンプが作動し、並びに、熱源液体流量検出手段にて検出される熱源液体の流量に基づいて出口側流量調整弁が制御されて、液化ガス用気化器への熱源液体の供給が開始される。しかしながら、液化ガス用気化器内の熱源液体が少なくなっているか空になっていることに起因して、液化ガス用気化装置が停止して（即ち、トリップして）、起動を適切に行うことができない場合がある。

以下、図５に基づいて、復電時にトリップが発生する過程を説明する。ちなみに、図５は、停電時及び復電時における海水（熱源液体の一例）及び液化天然ガス（気化対象の液化ガスの一例）夫々の流量の推移を示す。尚、液化ガス用気化装置には、液化ガス用気化器に液化天然ガス供給路を通して液化天然ガスを供給する液化天然ガス供給部が設けられている。

通常運転では、熱源液体ポンプ及び液化天然ガス供給部が作動して、海水が海水用通常流量Ｑ（ＳＷ）ｏで熱源液体供給路を通流すると共に、液化天然ガスが液化天然ガス用通常流量Ｑ（ＬＮＧ）ｏで液化天然ガス供給路を通流している。
通常運転中、時点Ｔｓで停電が発生すると、熱源液体ポンプ及び液化天然ガス供給部が停止するので、海水の流量及び液化天然ガスの流量が急減して０になる。
時点Ｔｒで復電すると、熱源液体ポンプが作動されると共に、入口側流量切換部が通常運転用大流量状態に切り換えられるが、熱源液体ポンプの始動時から、海水の流量が海水用通常流量Ｑ（ＳＷ）ｏにまで立ち上がる間は、熱源液体流量検出手段の検出流量に基づく制御により、出口側流量調整弁の開度は狭められたままとなっている。

そのような状態で、液化ガス用気化器内が海水で満杯になると、出口側流量調整弁により熱源液体排出路の通流開度も狭められているため、通流抵抗が急激に大きくなるので、海水の流量が急減して、熱源液体流量検出手段の検出流量が急減する。

一方、復電後、所定のタイミング（例えば、熱源液体流量検出手段の検出流量が液化天然ガス供給開始用流量Ｑ（ＳＷ）ｓになったタイミング）で、液化天然ガス供給部が作動されて、液化ガス用気化器への液化天然ガスの供給も開始されるが、熱源液体流量検出手段の検出流量がトリップ判定用流量Ｑ（ＳＷ）ｔまで急減すると、液化天然ガス供給部が停止されるので、液化ガス用気化装置がトリップする。

本発明は、かかる実情に鑑みてなされたものであり、その目的は、停電時の耐久性の低下を抑制でき、且つ、復電時に起動を適切に行うことができる液化ガス用気化装置を提供することにある。

上記目的を達成するための本発明に係る液化ガス用気化装置は、熱源液体供給路を通して供給される熱源液体ポンプからの熱源液体を熱源にして、気化対象の液化ガスを加熱して気化させ、且つ、加熱処理後の熱源液体を熱源液体排出路を通して排出する液化ガス用気化器と、
前記熱源液体供給路を通流する熱源液体の通流量を少なくとも通常運転用大流量状態と待機運転用小流量状態とに切り換え自在な入口側流量切換部と、
前記熱源液体排出路の通流開度を調整自在な出口側通流開度調整部と、
前記熱源液体供給路を通流する熱源液体の流量を検出する熱源液体流量検出手段と、
前記熱源液体流量検出手段にて検出される熱源液体の流量に基づいて前記出口側通流開度調整部を制御する制御手段とが設けられた液化ガス用気化装置であって、その特徴構成は、
前記出口側通流開度調整部が、
前記熱源液体排出路に設けられて、開度を調整自在で、且つ、閉じ状態に切り換え可能な出口側流量調整弁と、
熱源液体が前記液化ガス用気化器に満杯状態になったときの熱源液体高さよりも上方に立ち上がる立ち上がり部分を備える状態で、前記熱源液体排出路における前記出口側流量調整弁よりも上流側の箇所から分岐して前記出口側流量調整弁を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が前記熱源液体排出路よりも小さい出口側迂回排出路と、を備える形態に構成され、
前記出口側流量調整弁が、停電時には前記閉じ状態に切り換えられるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、停電時には、出口側流量調整弁が閉じ状態に切り換えられた状態で、出口側迂回排出路の立ち上がり部分に、液化ガス用気化器における満杯状態の熱源液体高さよりも高い位置にまで熱源液体が溜まっているので、その出口側迂回排出路の立ち上がり部分によって、熱源液体排出路を通しての液化ガス用気化器からの熱源液体の排出が防止されることになり、液化ガス用気化器に熱源液体が略満杯状態で充填されている状態が維持される。

このことにより、液化ガス用気化器内に気化対象の液化ガスが残留していても、液化ガス用気化器における熱源液体の通流部の内部で熱源液体が凍結するのが防止される。
又、復電時に、液化ガス用気化器への熱源液体の供給が開始されると、熱源液体流量検出手段の検出流量に基づいて出口側流量調整弁の開度が増大調整されながら、熱源液体の流量が通常流量にまで連続的に増加するので、熱源液体の流量の急減に伴って気化対象の液化ガスの供給が停止されるといった制御が出現するのが回避される。

ところで、出口側流量調整弁が閉じ状態に切り換えられても、出口側迂回排出路によって、熱源液体排出路の通流開度として、熱源液体が待機流量で通流可能な開度を確保することができるので、待機運転では熱源液体を確実に待機流量で通流させることができる。
従って、停電時の耐久性の低下を抑制でき、且つ、復電時に起動を適切に行うことができる液化ガス用気化装置を提供することができる。

本発明に係る液化ガス用気化装置の更なる特徴構成は、前記液化ガス用気化器が、熱源液体とその熱源液体よりも沸点の低い中間熱媒体とを熱交換させて、当該中間熱媒体を気化させる熱源用熱交換器と、前記熱源用熱交換器で気化された中間熱媒体と気化対象の液化ガスとを熱交換させて、中間熱媒体を凝縮させると共に気化対象の液化ガスを気化させる液化ガス気化用熱交換器とを備えて構成され、
前記出口側迂回排出路の前記立ち上がり部分が、熱源液体が前記熱源用熱交換器に満杯状態になったときの熱源液体高さよりも上方に立ち上がるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、熱源用熱交換器において、中間熱媒体と熱源液体とが熱交換して、中間熱媒体が気化し、液化ガス気化用熱交換器において、熱源用熱交換器で気化した中間熱媒体と気化対象の液化ガスとが熱交換して、中間熱媒体が凝縮すると共に気化対象の液化ガスが気化して、生成ガスが生成される。
そして、停電時には、出口側迂回排出路の立ち上がり部分に、熱源用熱交換器における満杯状態の熱源液体高さよりも高い位置にまで、熱源液体が溜まっているので、その出口側迂回排出路の立ち上がり部分によって、熱源液体排出路を通しての熱源用熱交換器からの熱源液体の排出が防止されることになり、熱源用熱交換器に熱源液体が略満杯状態で充填されている状態が維持される。
従って、熱源液体を熱源にして中間熱媒体を介して気化対象の液化ガスを気化させる、所謂、中間熱媒体式の液化ガス用気化装置において、停電時の耐久性の低下を抑制することができ、且つ、復電時に起動を適切に行うことができる。

本発明に係る液化ガス用気化装置の更なる特徴構成は、前記熱源用熱交換器が、少なくとも上下方向に並び且つ熱源液体を通流させる複数の伝熱管と、それら複数の前記伝熱管の一端に連通し且つ内部空間の最上部が最上位の前記伝熱管の内部空間よりも高い入口側ヘッダ室と、複数の前記伝熱管の他端に連通する出口側ヘッダ室とを備えて構成され、
前記出口側迂回排出路の前記立ち上がり部分が、前記入口側ヘッダ室の内部空間の最上部よりも上方に立ち上がるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、入口側ヘッダ室の内部空間の最上部が、複数の伝熱管のうちの最上位の伝熱管の内部空間よりも高いので、入口側ヘッダ室から熱源液体を複数の伝熱管の全てに満杯状態で通流させることができる。
そして、出口側迂回排出路の立ち上がり部分が入口側ヘッダ室の内部空間の最上部よりも上方に立ち上がっているので、停電時には、入口側ヘッダ室、複数の伝熱管及び出口側ヘッダ室にわたる熱源用熱交換器の全域にわたって、略満杯状態で熱源液体が充填されている状態が維持されることになり、熱源用熱交換器の内部で熱源液体が凍結するのをより一層確実に防止することができる。
従って、停電時の耐久性の低下をより一層抑制することができ、且つ、復電時の適切な起動をより一層確実に行うことができる。

本発明に係る液化ガス用気化装置の更なる特徴構成は、前記出口側迂回排出路に、当該出口側迂回排出路内の圧力に応じて吸排気作用する吸排気弁が設けられている点にある。

上記特徴構成によれば、出口側迂回排出路内が負圧になると、吸排気弁が吸気作用して、出口側迂回排出路内に外部から空気が導入されるようにすることが可能となるので、サイフォン現象によって、出口側迂回排出路を通して液化ガス用気化器内の熱源液体が排出されるのが防止される。
又、熱源液体ポンプが作動して、出口側迂回排出路内を熱源液体が通流し始めると、吸排気弁が排気作用して、出口側迂回排出路内の気体が排出されるようにすることが可能となるので、熱源液体の通流が適切に行われるようにすることができる。
従って、停電時に、液化ガス用気化器に熱源液体が略満杯状態で充填されている状態をより一層確実に維持することができる。

本発明に係る液化ガス用気化装置の更なる特徴構成は、前記入口側流量切換部が、前記熱源液体供給路を開き状態と閉じ状態とに開閉する入口側開閉弁と、前記熱源液体供給路における前記入口側開閉弁の上流側箇所と下流側箇所とに接続されて前記入口側開閉弁を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が前記熱源液体供給路よりも小さい入口側迂回供給路とを備えて構成され、
前記制御手段が、気化対象の液化ガスの供給量を通常運転よりも少なくする待機運転の指令に基づいて、前記入口側開閉弁及び前記出口側流量調整弁夫々を前記閉じ状態に切り換えるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、待機運転では、入口側開閉弁及び出口側流量調整弁夫々が閉じ状態に切り換えられて、熱源液体は、入口側迂回供給路を通流して液化ガス用気化器に流入し、その液化ガス用気化器から出口側迂回排出路を通して排出されるので、熱源液体を的確に待機流量で液化ガス用気化器を通流させることができる。
従って、停電時の耐久性の低下を抑制でき、且つ、復電時に起動を適切に行うことができるようにしながら、待機運転を適切に行わせることができる。

実施形態に係る液化ガス用気化装置の全体構成及び通常運転での各流体の通流状態を示す図 実施形態に係る液化ガス用気化装置における待機運転での各流体の通流状態を示す図 実施形態に係る液化ガス用気化装置における停電時の海水の充填状態を示す図 実施形態に係る液化ガス用気化装置における停電時及び復電時の海水及び液化天然ガスの流量の推移を示す図 従来の液化ガス用気化装置における停電時及び復電時の海水及び液化天然ガスの流量の推移を示す図

以下、図面に基づいて、本発明を気化対象の液化ガスの一例としての液化天然ガスを気化させる液化ガス用気化装置に適用した場合の実施形態を説明する。
この実施形態では、液化ガス用気化装置は、熱源液体を熱源にして中間熱媒体を介して液化天然ガスを気化させる、所謂、中間熱媒体式に構成されている。
そして、熱源液体の一例として海水（自然水の一例）を用い、中間熱媒体の一例として、沸点が海水の温度よりも低く、且つ、凝縮点が液化天然ガスの温度よりも高いプロパンを用いる。つまり、気化された中間熱媒体、即ち、気体状の中間熱媒体は、プロパンガスであり、プロパンガスは液化石油ガスを気化させて生成されるので、凝縮された中間熱媒体、即ち、液状の中間熱媒体としては、液化石油ガスが適用される。

図１に示すように、液化ガス用気化装置は、海水供給路（熱源液体供給路の一例）１を通して供給される海水ポンプ（熱源液体ポンプの一例）２からの海水ＳＷ（熱源液体の一例）を熱源にして、液化天然ガスＬＮＧ（気化対象の液化ガスの一例）を加熱して気化させ、且つ、加熱処理後の海水ＳＷを海水排出路（熱源液体排出路の一例）４を通して排出する液化ガス用気化器Ｅと、海水供給路１を通流する海水ＳＷの通流量を少なくとも通常運転用大流量状態と待機運転用小流量状態とに切り換え自在な入口側流量切換部Ａと、海水排出路４の通流開度を調整自在な出口側通流開度調整部Ｂと、海水供給路１を通流する海水ＳＷの流量を検出する海水流量センサ（熱源液体流量検出手段の一例）２２と、この液化ガス用気化装置の運転を制御する制御部（制御手段の一例）６と、その制御部６へ各種制御情報を送信する操作部７等を備えて構成されている。

図示を省略するが、天然ガスＮＧを生成する天然ガス生成施設には、通常、このような液化ガス用気化装置が複数台設けられる。そして、通常、海水ポンプ２は、複数の液化ガス用気化器Ｅに対して、並行して海水ＳＷを供給する形態で１台設けられる。

液化ガス用気化器Ｅは、海水ＳＷとその海水ＳＷよりも沸点の低い液化石油ガスＬＰＧ（中間熱媒体（具体的には液状の中間熱媒体）の一例）とを熱交換させて、当該液化石油ガスＬＰＧを気化させる熱源用熱交換器Ｅ１と、熱源用熱交換器Ｅ１で気化されたプロパンガスＰＧ（中間熱媒体（具体的には気体状の中間熱媒体）の一例）と気化対象の液化天然ガスＬＮＧとを熱交換させて、プロパンガスＰＧを凝縮させると共に液化天然ガスＬＮＧを気化させて、天然ガスＮＧを生成する液化ガス気化用熱交換器Ｅ２とを備えて構成されている。

又、熱源用熱交換器Ｅ１に供給される前の海水ＳＷと、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２で生成された天然ガスＮＧとを熱交換させて、天然ガスＮＧを昇温する生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３が設けられている。

この実施形態では、入口側流量切換部Ａが、海水供給路１を開き状態と閉じ状態とに開閉する入口側開閉弁３と、海水供給路１における入口側開閉弁３の上流側箇所と下流側箇所とに接続されて入口側開閉弁３を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が海水供給路１よりも小さい入口側迂回供給路２１とを備えて構成されている。
つまり、入口側開閉弁３を開弁する（即ち、開き状態に切り換える）ことが、入口側流量切換部Ａを通常運転用大流量状態に切り換えることに相当し、入口側開閉弁３を閉弁する（即ち、閉じ状態に切り換える）ことが、入口側流量切換部Ａを待機運転用小流量状態に切り換えることに相当する。

また、出口側通流開度調整部Ｂが、海水排出路４に設けられて、開度を調整自在で、且つ、閉じ状態に切り換え可能な出口側流量調整弁５と、海水ＳＷが液化ガス用気化器Ｅに満杯状態になったときの海水高さ（即ち、熱源液体高さに相当し、以下、満杯水位と記載する場合がある）よりも上方に立ち上がる立ち上がり部分８ｔを備える状態で、海水排出路４における出口側流量調整弁５よりも上流側の箇所から分岐して出口側流量調整弁５を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が海水排出路４よりも小さい出口側迂回排出路８と、を備える形態に構成されている。
そして、出口側流量調整弁５が、停電時には閉じ状態に切り換えられるように構成されている。

次に、図１に基づいて、液化ガス用気化装置の各部について、詳細に説明する。
熱源用熱交換器Ｅ１は、シェルアンドチューブ式（多管式）熱交換器にて構成され、プロパンガスＰＧを充満させる気相部１１ｇを形成する状態で下方側の液溜まり部１１ｆに液化石油ガスＬＰＧを貯留可能なシェル１１内に、海水ＳＷを通流させる多数の伝熱管１２を上下方向及び横方向に並設して構成されている。
各伝熱管１２は、直線状であり、管軸芯を略水平方向に沿わせて、両端部夫々をシェル１１の側部に支持した状態で、シェル１１内に設けられている。

更に、シェル１１における複数の伝熱管１２の一端が支持された側部には、複数の伝熱管１２の一端に連通する状態で、海水ＳＷを流入させる入口側ヘッダ室として機能させると共に後述する生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の出口側ヘッダ室に兼用する連結室１３が設けられ、シェル１１における複数の伝熱管１２の他端が支持された側部には、複数の伝熱管１２の他端に連通する状態で、海水ＳＷを流出させる出口側ヘッダ室１４が設けられている。

連結室１３及び出口側ヘッダ室１４共に、内部空間の最上部は、複数の伝熱管１２のうちの最上位の伝熱管１２の内部空間よりも高くなるように構成され、更に、連結室１３の内部空間の最上部は、出口側ヘッダ室１４の内部空間の最上部よりも高くなるように構成されている。

液化ガス気化用熱交換器Ｅ２も、シェルアンドチューブ式熱交換器にて構成され、熱源用熱交換器Ｅ１のシェル１１の気相部１１ｇ内に、液化天然ガスＬＮＧを通流させる多数の伝熱管１５を横方向に並設して構成されている。
各伝熱管１５はＵ字状であり、そのＵ字状の各伝熱管１５が、両端部を鉛直方向に沿わせて、その両端部をシェル１１の気相部１１ｇにおける一側部（出口側ヘッダ室１４の設置側）に支持した状態で、シェル１１内に設けられている。

更に、シェル１１における複数の伝熱管１５夫々の両端部が支持された側部には、液化天然ガスＬＮＧを流入させる入口側ヘッダ室１６が、各伝熱管１５の下方側の端部に連通する状態で、及び、天然ガスＮＧを流出させる出口側ヘッダ室１７が、各伝熱管１５の上方側の端部に連通する状態で、夫々設けられている。

生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３も、シェルアンドチューブ式熱交換器にて構成され、シェル１８内に、海水ＳＷを通流させる多数の伝熱管１９を上下方向及び横方向に並設して構成されている。
各伝熱管１９は、直線状であり、管軸芯を略水平方向に沿わせて、両端部夫々をシェル１８の側部に支持した状態で、シェル１８内に設けられている。

更に、シェル１８における複数の伝熱管１９の一端が支持された側部には、複数の伝熱管１９の一端に連通する状態で、海水ＳＷを流入させる入口側ヘッダ室２０が設けられ、シェル１８における複数の伝熱管１９の他端が支持された側部は、熱源用熱交換器Ｅ１の連結室１３に対して、それら複数の伝熱管１９の他端が連結室１３に連通する状態で接続されている。

つまり、夫々シェルアンドチューブ式熱交換器にて構成される熱源用熱交換器Ｅ１、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２及び生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３が、一体的に組み付けられて、一体物として構成されている。

生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に海水供給路１が接続され、熱源用熱交換器Ｅ１の出口側ヘッダ室１４に海水排出路４が接続され、その海水排出路４は、その先端が海面ＳＦに没入するように設けられている。
海水ポンプ２は、隣接する海域（図示省略）から海水ＳＷを取水して、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に向けて圧送するように、海水供給路１に設けられている。

入口側開閉弁３としては、例えば、電動モータ（図示省略）によって開閉制御される電動式のものが用いられ、その入口側開閉弁３が、海水供給路１における海水ポンプ２よりも下流側の箇所に設けられている。
入口側迂回供給路２１は、上流端が海水供給路１における海水ポンプ２と入口側開閉弁３との間の箇所に接続され、且つ、下流端が海水供給路１における入口側開閉弁３よりも下流側の箇所に接続された形態で設けられている。
前述の海水流量センサ２２は、海水供給路１における海水ポンプ２と入口側迂回供給路２１の上流端の接続箇所との間の部分に設けられている。

出口側流量調整弁５としては、例えば、電動モータ（図示省略）によって開度が調整され且つ閉じ状態に切り換えられる電動式のものが用いられ、その出口側流量調整弁５が海水排出路４の途中に設けられている。
入口側開閉弁３及び出口側流量調整弁５は、停電時には、非常電源を用いて、制御部６によって閉じ状態に切り換えられるように構成されている。
出口側迂回排出路８の立ち上がり部分８ｔは、海水排出路４における出口側流量調整弁５よりも上流側の箇所から分岐して、熱源用熱交換器Ｅ１の連結室１３における内部空間の最上部より高い位置にまで、略鉛直方向に立ち上がるように設けられる。
そして、出口側迂回排出路８は、立ち上がり部分８ｔの上端から略水平方向に延びる水平部分８ｈを有し、その水平部分８ｈから更に下方側に向けて延びて、先端が海面ＳＦに没入するように設けられている。

出口側迂回排出路８の水平部分８ｈには、当該出口側迂回排出路８内の圧力に応じて吸排気作用する吸排気弁２３が設けられ、更に、出口側迂回排出路８における吸排気弁２３よりも下流側には、流量を規制するオリフィス２４が設けられている。
吸排気弁２３は、出口側迂回排出路８内が負圧になると、外部から空気を導入して負圧を解消して、サイフォン現象が起こるのを防止し、出口側迂回排出路８を海水ＳＷが通流するときには、内部の空気を排気して海水ＳＷの通流が円滑に行われるように構成されている。

入口側迂回供給路２１の流路横断面積は、海水供給路１の流路横断面積よりも小さく設定され、海水排出路４の流路横断面積（即ち、通流開度）は、海水供給路１の流路横断面積と略同一であり、出口側迂回排出路８の流路横断面積（即ち、通流開度）は、入口側迂回供給路２１の流路横断面積と略同一になるように設定されている。

液化ガス気化用熱交換器Ｅ２の入口側ヘッダ室１６には、液化天然ガスＬＮＧを供給する液化天然ガス供給路２５が接続され、その液化天然ガス供給路２５には、図示を省略するが、入口側ヘッダ室１６に液化天然ガスＬＮＧを供給すると共に、その供給流量を液化天然ガス用通常流量とする通常運転状態と、その供給流量を液化天然ガス用通常流量よりも少ない液化天然ガス用待機流量とする待機運転状態とに切り換え自在な液化天然ガス供給部が設けられている。

又、出口側ヘッダ室１７には、各伝熱管１５を通流する液化天然ガスＬＮＧが気化されて生成された天然ガスＮＧを送出する天然ガス移送路２７が接続され、その天然ガス移送路２７の先端が生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３のシェル１８に接続されて、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２で生成された天然ガスＮＧが生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３のシェル１８内に移送されるように構成されている。
又、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３のシェル１８には、シェル１８から天然ガスＮＧを外部の天然ガス消費先に送出する天然ガス送出路２８が接続されている。

制御部６により実行する液化ガス用気化装置の運転形態として、液化天然ガス供給部を通常運転状態に切り換えて、液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス用通常流量で液化ガス気化用熱交換器Ｅ２に供給して天然ガスＮＧを通常の生成量で生成する通常運転、及び、液化天然ガス供給部を待機運転状態に切り換えて、液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス用待機流量で液化ガス気化用熱交換器Ｅ２に供給して天然ガスＮＧを通常運転よりも少ない生成量で生成する待機運転等がある。

液化天然ガス用通常流量の液化天然ガスＬＮＧを気化させるための海水ＳＷの流量として、海水用通常流量が設定され、又、液化天然ガス用待機流量の液化天然ガスＬＮＧを気化させるための海水ＳＷの流量として、海水用待機流量が設定されている。
そして、通常運転においては、海水ポンプ２を所定の定常運転条件で作動させ、入口側開閉弁３を開弁し（即ち、入口側流量切換部Ａを通常運転用大流量状態に切り換える）、並びに、海水流量センサ２２の検出流量が海水用通常流量になるように出口側流量調整弁５の開度を調整することにより、海水ＳＷを海水用通常流量で供給するように構成されている。又、待機運転においては、海水ポンプ２を定常運転条件で作動させ、入口側開閉弁３を閉弁し（即ち、入口側流量切換部Ａを待機運転用小流量状態に切り換える）、出口側流量調整弁５を閉弁することにより、海水ＳＷを海水用待機流量で供給するように構成されている。

つまり、通常運転では、海水ＳＷを、海水供給路１及び入口側迂回供給路２１の両方を通流させて熱源用熱交換器Ｅ１に供給し、熱源用熱交換器Ｅ１から海水排出路４及び出口側迂回排出路８の両方を通流させて排出させることになる。
又、待機運転では、海海水ＳＷを、入口側迂回供給路２１を通流させて熱源用熱交換器Ｅ１に供給し、熱源用熱交換器Ｅ１から出口側迂回排出路８を通流させて排出させることになる。

待機運転において、海水ポンプ２を定常運転条件で作動させる状態で、海水ＳＷを海水用待機流量で熱源用熱交換器Ｅ１に通流させるために、入口側迂回供給路２１及び出口側迂回排出路８夫々の流路横断面積が設定されている。
オリフィス２４は、海水ＳＷの通流量を海水用待機流量に規制するように構成されている。
ちなみに、例えば、液化天然ガス用通常流量が１５０ｔ／ｈに設定され、それに対応して、海水用通常流量が５０００ｔ／ｈに設定される。又、例えば、液化天然ガス用待機流量が１５ｔ／ｈに設定され、それに対応して、海水用待機流量が５００ｔ／ｈに設定される。

次に、制御部６の制御動作について説明する。
図示を省略するが、操作部７には、通常運転の開始を指令する通常運転スイッチ、待機運転の開始を指令する待機運転スイッチ、通常運転や待機運転の停止を指令する停止スイッチ等が設けられている。
そして、制御部６は、操作部７から通常運転の開始が指令されると、入口側開閉弁３を開き状態に切り換え、海水ポンプ２を定常運転条件で作動させ、並びに、海水流量センサ２２の検出流量が海水用通常流量になるように出口側流量調整弁５の開度を調整し、続いて、所定のタイミングで、液化天然ガス供給部を通常運転状態で作動させる。

制御部６は、操作部７から待機運転の開始が指令されると、入口側開閉弁３及び出口側流量調整弁５を閉弁した状態で、海水ポンプ２を定常運転条件で作動させ、且つ、液化天然ガス供給部を待機運転状態で作動させて、待機運転を開始する。

次に、通常運転及び待機運転の夫々における液化ガス用気化装置の作動形態を、海水ＳＷの通流形態を主にして説明する。
図１に示すように、通常運転では、海水ＳＷは、海水用通常流量で、入口側迂回供給路２１に分流する形態で海水供給路１を通流して、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に供給され、液化天然ガスＬＮＧは、液化天然ガス用通常流量で、液化天然ガス供給路２５を通して液化ガス気化用熱交換器Ｅ２の入口側ヘッダ室１６に供給される。
生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に供給された海水ＳＷは、連結室１３を経由して、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の複数の伝熱管１９と熱源用熱交換器Ｅ１の複数の伝熱管１２とを通流して、熱源用熱交換器Ｅ１の出口側ヘッダ室１４に流出し、更に、出口側迂回排出路８に分流する形態で海水排出路４を通流して、それら海水排出路４及び出口側迂回排出路８を通して海に廃棄される。

このような通常運転が実行されている状態では、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０及び複数の全ての伝熱管１９、並びに、熱源用熱交換器Ｅ１の連結室１３、複数の全ての伝熱管１２及び出口側ヘッダ室１４には、海水ＳＷが満水状態で満たされている。

生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３においては、複数の伝熱管１９を通流する海水ＳＷと、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２から天然ガス移送路２７を通してシェル１８内に供給された天然ガスＮＧとが熱交換して、天然ガスＮＧが昇温される。
熱源用熱交換器Ｅ１においては、複数の伝熱管１２を通流する海水ＳＷとシェル１１の液溜まり部１１ｆに溜まっている液化石油ガスＬＰＧとが熱交換して、液化石油ガスＬＰＧの一部が気化し、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２においては、伝熱管１５を通流する液化天然ガスＬＮＧとシェル１１の気相部１１ｇのプロパンガスＰＧとが熱交換して、プロパンガスＰＧが凝縮すると共に、液化天然ガスＬＮＧが気化する。

図２に示すように、待機運転では、海水ＳＷは、海水用待機流量で、入口側迂回供給路２１を通流して、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に供給され、液化天然ガスＬＮＧは、液化天然ガス用待機流量で、液化天然ガス供給路２５を通して液化ガス気化用熱交換器Ｅ２の入口側ヘッダ室１６に供給される。
すると、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０に供給された海水ＳＷは、連結室１３を経由して、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の複数の伝熱管１９と熱源用熱交換器Ｅ１の複数の伝熱管１２とを通流して、熱源用熱交換器Ｅ１の出口側ヘッダ室１４に流出し、更に、出口側迂回排出路８を通流して海に廃棄される。

このような待機運転が実行されている状態では、生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の入口側ヘッダ室２０及び複数の全ての伝熱管１９、並びに、熱源用熱交換器Ｅ１の連結室１３、複数の全ての伝熱管１２及び出口側ヘッダ室１４には、海水ＳＷが満水状態で満たされている。

次に、図３に基づいて、商用電力が停電した停電時における液化ガス用気化装置の状態について説明する。
通常運転の実行中に、停電して駆動電力の供給が停止すると、海水ポンプ２が停止して海水ＳＷの供給が停止すると共に、液化天然ガス供給部が停止して液化天然ガスＬＮＧの供給が停止し、同時に、入口側開閉弁３及び出口側流量調整弁５が閉じ状態に切り換えられる。
又、待機運転の実行中に停電すると、海水ポンプ２が停止して海水ＳＷの供給が停止すると共に、液化天然ガス供給部が停止して液化天然ガスＬＮＧの供給が停止する。

そして、通常運転や待機運転の実行中に、停電により海水ポンプ２が停止して、海水ＳＷの供給が停止しても、図３に示すように、出口側流量調整弁５が閉じられた状態で、出口側迂回排出路８の立ち上がり部分８ｔには、熱源用熱交換器Ｅ１の満杯水位、即ち、熱源用熱交換器Ｅ１の最高位置である連結室１３の内部空間の最上部よりも上位にまで、海水ＳＷが溜まっているので、その出口側迂回排出路８の立ち上がり部分８ｔによって、出口側迂回排出路８を通しての海水ＳＷの排水が防止されることになり、熱源用熱交換器Ｅ１内の全域、即ち、連結室１３、全ての伝熱管１５、及び、出口側ヘッダ室１４に満杯状態で海水ＳＷが溜まっている状態が維持される。

従って、液化ガス用気化器Ｅ内（具体的には、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２の複数の伝熱管１５内）に液化天然ガスＬＮＧが残留しているが、熱源用熱交換器Ｅ１内の全域、即ち、連結室１３、全ての伝熱管１５、及び、出口側ヘッダ室１４に満杯状態で海水ＳＷが溜まっているので、熱源用熱交換器Ｅ１内で海水ＳＷが凍結するのが防止される。

次に、図４に基づいて、停電が解消した復電時の制御部６の制御動作、並びに、それに伴う海水ＳＷ及び液化天然ガスＬＮＧ夫々の流量の推移について説明する。
通常運転では、海水ＳＷが海水用通常流量Ｑ（ＳＷ）ｏで海水供給路１を通流すると共に、液化天然ガスＬＮＧが液化天然ガス用通常流量Ｑ（ＬＮＧ）ｏで液化天然ガス供給路２５を通流している。

通常運転中、時点Ｔｓで停電が発生すると、海水ポンプ２及び液化天然ガス供給部が停止して、海水ＳＷ及び液化天然ガスＬＮＧの供給が停止するので、海水供給路１における海水ＳＷの流量及び液化天然ガス供給路２５における液化天然ガスＬＮＧの流量が急減して０になり、又、入口側開閉弁３及び出口側流量調整弁５が閉じ状態に切り換えられる。

時点Ｔｒで復電すると、制御部６は、海水ポンプ２を定常運転条件で作動させ、入口側開閉弁３を開き状態に切り換え、並びに、海水流量センサ２２の検出流量が海水用通常流量になるように、出口側流量調整弁５の開度を調整する。
停電しても、先述のように、熱源用熱交換器Ｅ１内の全域、即ち、連結室１３、全ての伝熱管１５、及び、出口側ヘッダ室１４に満杯状態で海水ＳＷが溜まっている状態が維持されているので、海水ＳＷの流量は、海水用通常流量Ｑ（ＳＷ）ｏにまで連続して増加し、以降、その海水用通常流量Ｑ（ＳＷ）ｏに維持される。
そして、制御部６は、海水流量センサ２２の検出流量が液化天然ガス供給開始用流量Ｑ（ＳＷ）ｓになると、液化天然ガス供給部を通常運転状態で作動させる。すると、液化天然ガスＬＮＧの流量が液化天然ガス用通常流量Ｑ（ＬＮＧ）ｏにまで連続して増加し、以降、液化天然ガス用通常流量Ｑ（ＬＮＧ）ｏに維持される。
従って、海水ＳＷの流量の急減に伴って液化天然ガス供給部が停止されるといった制御が出現するのが回避されるので、トリップが起こるのが回避され、復電時の起動を適切に行うことができる。

〔別実施形態〕
（Ａ）上記の実施形態では、本発明を中間熱媒体式の液化ガス用気化装置に適用する場合について説明したが、本発明は、中間熱媒体式以外に、種々の型式の液化ガス用気化装置に適用することができる。
例えば、オープンラック式の液化ガス用気化装置に適用することができる。このオープンラック式では、液化ガス用気化器Ｅを構成するに、気化対象の液化ガスを通流させる複数の伝熱管をカーテン状に並設し、それら複数の伝熱管の上方に各伝熱管の外部を伝わせて熱源液体を流下させる熱源液体ヘッダを設けて構成する。つまり、各伝熱管内を上方に向けて液化ガスを流動させて、各伝熱管において、内部を上方に流動する液化ガスと外部を伝って流下する熱源液体とを熱交換させて、液化ガスを気化させる。

（Ｂ）入口側流量切換部Ａの具体的な構成は、上記の実施形態において説明した構成、即ち、海水供給路１を開閉する入口側開閉弁３と入口側開閉弁３を迂回する形態で海水供給路１に配置された入口側迂回供給路２１とを備えた構成に限定されるものではない。
例えば、流量を調整可能な電動式の流量調整弁を海水供給路１に設けて、入口側流量切換部Ａをその流量調整弁にて構成しても良い。

（Ｃ）上記の実施形態では、熱源用熱交換器Ｅ１、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２及び生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３を一体的に組み付けたが、熱源用熱交換器Ｅ１、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２及び生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３のうちのいずれか一つを別体に構成したり、全てを別体に構成しても良い。

（Ｄ）熱源用熱交換器Ｅ１、液化ガス気化用熱交換器Ｅ２及び生成ガス昇温用熱交換器Ｅ３の夫々を構成する熱交換器としては、上記の実施形態で例示したシェルアンドチューブ式熱交換器に限定されるものではなく、プレート式等、種々の型式の熱交換器を用いることができる。

（Ｅ）本発明の液化ガス用気化装置は、上記の実施形態で例示した如き、液化天然ガスＬＮＧを気化対象の液化ガスとするもの以外に、液化窒素、エチレン、液化酸素等、種々の液化ガスを気化対象とするものに適用することができる。
又、熱源液体としては、上記の実施形態で例示した海水ＳＷ以外に、河川水、湖沼水、地下水及び地表水等の自然水のうちのいずれか一つを用いることができる。あるいは、海水ＳＷ、河川水、湖沼水、地下水及び地表水等の自然水のうちのいずれか二つ以上を混合したものを用いることができる。又、熱源液体としては、自然水の他に、工業用水や水道水等を用いることができる。
又、中間熱媒体としては、上記の実施形態において例示したプロパンに限定されるものではなく、フロン、ブタン等、沸点が熱源液体（上記の実施形態では、海水ＳＷ）の温度よりも低い種々のものを用いることができる。

以上説明したように、停電時の耐久性の低下を抑制でき、且つ、復電時に起動を適切に行うことができる液化ガス用気化装置を提供することができる。

１ 海水供給路（熱源液体供給路）
２ 海水ポンプ（熱源液体ポンプ）
３ 入口側開閉弁
４ 海水排出路（熱源液体排出路）
５ 出口側流量調整弁
６ 制御部（制御手段）
８ 出口側迂回排出路
８ｔ 立ち上がり部分
１２ 伝熱管
１３ 連結室（入口側ヘッダ室）
１４ 出口側ヘッダ室
２１ 入口側迂回供給路
２２ 海水流量センサ（熱源液体流量検出手段）
２３ 吸排気弁
Ａ 入口側流量切換部
Ｂ 出口側通流開度調整部
Ｅ 液化ガス用気化器
Ｅ１ 熱源用熱交換器
Ｅ２ 液化ガス気化用熱交換器
ＬＮＧ 液化天然ガス（気化対象の液化ガス）
ＬＰＧ 液化石油ガス（中間熱媒体）
ＳＷ 海水（熱源液体）

Claims (5)

1. 熱源液体供給路を通して供給される熱源液体ポンプからの熱源液体を熱源にして、気化対象の液化ガスを加熱して気化させ、且つ、加熱処理後の熱源液体を熱源液体排出路を通して排出する液化ガス用気化器と、
   前記熱源液体供給路を通流する熱源液体の通流量を少なくとも通常運転用大流量状態と待機運転用小流量状態とに切り換え自在な入口側流量切換部と、
   前記熱源液体排出路の通流開度を調整自在な出口側通流開度調整部と、
   前記熱源液体供給路を通流する熱源液体の流量を検出する熱源液体流量検出手段と、
   前記熱源液体流量検出手段にて検出される熱源液体の流量に基づいて前記出口側通流開度調整部を制御する制御手段とが設けられた液化ガス用気化装置であって、
   出口側通流開度調整部が、
   前記熱源液体排出路に設けられて、開度を調整自在で、且つ、閉じ状態に切り換え可能な出口側流量調整弁と、
   熱源液体が前記液化ガス用気化器に満杯状態になったときの熱源液体高さよりも上方に立ち上がる立ち上がり部分を備える状態で、前記熱源液体排出路における前記出口側流量調整弁よりも上流側の箇所から分岐して前記出口側流量調整弁を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が前記熱源液体排出路よりも小さい出口側迂回排出路と、を備える形態に構成され、
   前記出口側流量調整弁が、停電時には前記閉じ状態に切り換えられるように構成されている液化ガス用気化装置。
2. 前記液化ガス用気化器が、熱源液体とその熱源液体よりも沸点の低い中間熱媒体とを熱交換させて、当該中間熱媒体を気化させる熱源用熱交換器と、前記熱源用熱交換器で気化された中間熱媒体と気化対象の液化ガスとを熱交換させて、中間熱媒体を凝縮させると共に気化対象の液化ガスを気化させる液化ガス気化用熱交換器とを備えて構成され、
   前記出口側迂回排出路の前記立ち上がり部分が、熱源液体が前記熱源用熱交換器に満杯状態になったときの熱源液体高さよりも上方に立ち上がるように構成されている請求項１に記載の液化ガス用気化装置。
3. 前記熱源用熱交換器が、少なくとも上下方向に並び且つ熱源液体を通流させる複数の伝熱管と、それら複数の前記伝熱管の一端に連通し且つ内部空間の最上部が最上位の前記伝熱管の内部空間よりも高い入口側ヘッダ室と、複数の前記伝熱管の他端に連通する出口側ヘッダ室とを備えて構成され、
   前記出口側迂回排出路の前記立ち上がり部分が、前記入口側ヘッダ室の内部空間の最上部よりも上方に立ち上がるように構成されている請求項２に記載の液化ガス用気化装置。
4. 前記出口側迂回排出路に、当該出口側迂回排出路内の圧力に応じて吸排気作用する吸排気弁が設けられている請求項１〜３のいずれか１項に記載の液化ガス用気化装置。
5. 前記入口側流量切換部が、前記熱源液体供給路を開き状態と閉じ状態とに開閉する入口側開閉弁と、前記熱源液体供給路における前記入口側開閉弁の上流側箇所と下流側箇所とに接続されて前記入口側開閉弁を迂回する形態で配置され、且つ、通流開度が前記熱源液体供給路よりも小さい入口側迂回供給路とを備えて構成され、
   前記制御手段が、気化対象の液化ガスの供給量を通常運転よりも少なくする待機運転の指令に基づいて、前記入口側開閉弁及び前記出口側流量調整弁夫々を前記閉じ状態に切り換えるように構成されている請求項１〜４のいずれか１項に記載の液化ガス用気化装置。

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