JP2018128061A - 天然ガス供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】天然ガスの損失を低減させながら、ＬＮＧを安定して供給することが可能な天然ガス供給システムを提供する。【解決手段】ＬＮＧタンクローリ２０からＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ受入槽２と、ＬＮＧ受入槽２の下流側に複数設けられ、それぞれがＬＮＧ受入槽２からＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ払出槽３と、ＬＮＧ払出槽３の下流側に設けられ、ＬＮＧ払出槽３から払い出されたＬＮＧを気化するＬＮＧ気化器４と、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、ＬＮＧ払出槽３に自然流下で払い出すＬＮＧ払出管５と、ＬＮＧ払出槽３の中のＬＮＧが気化した天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２に返送する気化ガス返送管６と、気化ガス返送管６に設けられ、気化ガス返送管６を開閉する返送弁７と、を有する。ＬＮＧ払出槽３の槽容量が、ＬＮＧ受入槽２の槽容量よりも小さくされている。【選択図】図１

Description

本発明は、ガス消費設備に天然ガスを供給する天然ガス供給システムに関する。

特許文献１に開示されているように、ＬＮＧを液体のままＬＮＧタンクローリで需要地まで輸送し、需要地においてＬＮＧを気化して消費している。

特開２０１１−２３６９２９号公報

ここで、ガスエンジンによる発電設備などに天然ガスを供給する場合、所定の圧力の天然ガスを供給する必要がある。そこで、ＬＮＧを気化する前に、ポンプでＬＮＧを昇圧することが行われている。しかし、このような天然ガス供給システムにおいては、以下のような問題があった。

ポンプを用いた従来の天然ガス供給システムの構成を示す系統図を図３に示す。ＬＮＧタンクローリ２０から供給されたＬＮＧは、ＬＮＧ貯槽１０２に貯留され、ポンプ１０３で昇圧されてＬＮＧ気化器１０４に送られて気化された後に、ガスエンジン発電設備２１に供給される。しかし、ポンプ１０３には、常に所定量のＬＮＧを流さないと、発熱により故障するという問題がある。そこで、発電量が少ないときには、ポンプ１０３で送出したＬＮＧのうち、発電に使用しない分を、返送ライン１０５を介してＬＮＧ貯槽１０２に返送している。すると、ポンプ１０３の効率のロス分がＬＮＧへの入熱となり、ＬＮＧ貯槽１０２内においてＢＯＧ（自然気化したガス）が発生し、ＬＮＧ貯槽１０２内の圧力が上昇する。ＬＮＧ貯槽１０２の耐圧性を向上させる費用は高額であるため、ＢＯＧをＢＯＧ加熱器１０６で常温まで加熱して大気放散することで、圧力の上昇を抑えているが、ＢＯＧを廃棄するのは不経済である。

また、ポンプ１０３には定期点検が必要であり、その期間中ポンプ１０３は停止する。そこで、予備のポンプ１０３を設けているが、予備のポンプ１０３が故障した場合にはＬＮＧの供給ができず、発電が停止してしまう。

そこで、本発明は、天然ガスの損失を低減させながら、ＬＮＧを安定して供給することが可能な天然ガス供給システムを提供することを目的とする。

本発明は、ＬＮＧタンクローリからＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ受入槽と、前記ＬＮＧ受入槽の下流側に複数設けられ、それぞれが前記ＬＮＧ受入槽からＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ払出槽と、前記ＬＮＧ払出槽の下流側に設けられ、前記ＬＮＧ払出槽から払い出されたＬＮＧを気化するＬＮＧ気化器と、前記ＬＮＧ受入槽の中に貯留されているＬＮＧを、前記ＬＮＧ払出槽に自然流下で払い出すＬＮＧ払出管と、前記ＬＮＧ払出槽の中のＬＮＧが気化した天然ガスを、前記ＬＮＧ受入槽に返送する気化ガス返送管と、前記気化ガス返送管に設けられ、前記気化ガス返送管を開閉する返送弁と、を有し、前記ＬＮＧ払出槽の槽容量が、前記ＬＮＧ受入槽の槽容量よりも小さくされていることを特徴とする。

本発明によれば、返送弁が開弁されると、ＬＮＧ払出槽の中の天然ガスが、ＬＮＧ受入槽に返送される。よって、ＬＮＧ払出槽が空になった際に、返送弁を開弁させて、ＬＮＧ払出槽の中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽に返送することで、ＬＮＧ払出槽内の気相部の圧力と、ＬＮＧ受入槽内の気相部の圧力とを等しくすることができる。これにより、ＬＮＧ受入槽内のＬＮＧの液面の高さと、ＬＮＧ払出槽内のＬＮＧの液面の高さとの高低差を利用して、ＬＮＧ受入槽の中に貯留されているＬＮＧを、空になったＬＮＧ払出槽に、自然流下で払い出すことができる。また、ＬＮＧ払出槽の槽容量が、ＬＮＧ受入槽の槽容量よりも小さいので、ＬＮＧ払出槽内の気相部と、ＬＮＧ受入槽内の気相部とで圧力を等しくした際に、この圧力を、ＬＮＧタンクローリがＬＮＧ受入槽にＬＮＧを送り出す圧力よりも低く抑えることができる。よって、均圧後にＬＮＧ受入槽内の気相部の圧力が高まったとしても、ＬＮＧタンクローリからＬＮＧ受入槽にＬＮＧを供給することができる。したがって、従来のようにポンプを使用する必要がないので、ＢＯＧが過剰に発生したり、ＬＮＧの供給が停止したりすることがない。よって、天然ガスの損失を低減させながら、ＬＮＧを安定して供給することができる。

天然ガス供給システムの構成を示す系統図である。 ＬＮＧ払出槽におけるＬＮＧの払い出しと貯留との関係を示す説明図である。 従来の天然ガス供給システムの構成を示す系統図である。

以下、本発明の好適な実施の形態について、図面を参照しつつ説明する。なお、ガスエンジン発電設備に所定の圧力の天然ガスを供給する天然ガス供給システムについて説明するが、天然ガスの供給先であるガス消費設備はガスエンジン発電設備に限定されない。

（天然ガス供給システムの構成）
本実施形態による天然ガス供給システム１は、構成を示す系統図である図１に示すように、ＬＮＧ受入槽２と、ＬＮＧ払出槽３と、ＬＮＧ気化器４と、ＬＮＧ払出管５と、気化ガス返送管６と、返送弁７と、を有している。

（ＬＮＧ受入槽）
ＬＮＧ受入槽２は、ＬＮＧタンクローリ２０に収容されたＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留する。ＬＮＧ受入槽２は、筒状であって、ＳＵＳ製の内槽２ａを備えた二重壁構造であり、この二重壁内が断熱構造になっている。ＬＮＧ受入槽２の内槽２ａの槽容量は、ガスエンジン発電設備２１におけるガス消費量の３日分程度である。本実施形態において、内槽２ａの槽容量は１７００ＫＬである。また、内槽２ａが貯留するＬＮＧの最大量は、槽容量の９０％（１５３０ＫＬ）である。

気化ガス送出管８は、ＬＮＧ気化器４から払い出された天然ガスの一部を内槽２ａ内に送出する。気化ガス送出管８に設けられた加圧調節弁８ａは、内槽２ａ内に供給される天然ガスの圧力が０．１〜０．１５ＭＰａとなるように、図示しないコントローラにより制御される。これにより、内槽２ａ内の気相部の圧力が、０．１〜０．１５ＭＰａに制御される。

ＬＮＧ受入槽２（内槽２ａ）とＬＮＧタンクローリ２０とは、受入管９で接続される。受入管９の上流側の端とＬＮＧタンクローリ２０とはフレキシブルホース９ａにより接続される。ＬＮＧタンクローリ２０によって輸送されたＬＮＧは、受入管９を通して内槽２ａ内に供給される。本実施形態において、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧを送出する圧力は、０．５〜０．６ＭＰａである。

受入管９の下流側は、内槽２ａの底部に連通された底部受入管９ｂと、内槽２ａの頂部に連通された頂部受入管９ｃとに分岐されている。即ち、ＬＮＧは、内槽２ａ内のＬＮＧ内に供給されるとともに、内槽２ａ内の気相部に供給される。

（ＬＮＧ払出槽）
ＬＮＧ払出槽３は、ＬＮＧ受入槽２の下流側に複数設けられている。本実施形態において、ＬＮＧ払出槽３の数は３つであるが、これに限定されない。以下、３つのＬＮＧ払出槽３を、上流側から下流側に向かって順番に、ＬＮＧ払出槽３Ａ、ＬＮＧ払出槽３Ｂ、ＬＮＧ払出槽３Ｃとする。

ＬＮＧ払出槽３は、それぞれがＬＮＧ受入槽２に貯留されたＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留する。ＬＮＧ払出槽３は、ＬＮＧ受入槽２と同様に、筒状であって、ＳＵＳ製の内槽３ａを備えた二重壁構造であり、この二重壁内が断熱構造になっている。本実施形態において、内槽３ａの槽容量は８０ＫＬである。このように、ＬＮＧ払出槽３（内槽３ａ）の槽容量は、ＬＮＧ受入槽２（内槽２ａ）の槽容量よりも小さい。また、ＬＮＧ払出槽３（内槽３ａ）の槽容量は、ＬＮＧ受入槽２がＬＮＧを最大量（１５３０ＫＬ）貯留したときのＬＮＧ受入槽内の気相部の容量（１７０ＫＬ）よりも小さい。なお、本実施形態において、ＬＮＧ受入槽２がＬＮＧを最大量貯留したときのＬＮＧ受入槽内の気相部の容量（１７０ＫＬ）は、内槽３ａの槽容量（８０ＫＬ）の約２倍である。

加圧蒸発器１０は、内槽３ａ内のＬＮＧを蒸発させて、体積が膨張した天然ガスを内槽３ａ内に戻すことで、内槽３ａ内の気相部の圧力を上昇させる。内槽３ａ内の気相部の圧力は、圧力計１１により計測される。加圧蒸発器１０がコントローラにより制御されることで、内槽３ａ内の気相部の圧力が、０．６５〜０．７ＭＰａに制御される。

３つのＬＮＧ払出槽３の各々は、横置き配置されている。即ち、縦幅よりも横幅が広くなるように配置されている。これにより、ＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧの液面の高さは、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さよりも低くされている。

（ＬＮＧ払出管）
ＬＮＧ払出管５は、３つのＬＮＧ払出槽３の各々とＬＮＧ受入槽２とを接続している。ＬＮＧ払出管５は、ＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧの液面の高さと、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さとの高低差を利用して、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、３つのＬＮＧ払出槽３の各々に自然流下で払い出す。ＬＮＧ払出管５に設けられた開閉弁５ａは、ＬＮＧ受入槽２からＬＮＧ払出槽３にＬＮＧを供給する際に開弁され、ＬＮＧ払出槽３からＬＮＧ気化器４にＬＮＧを払い出す際に閉弁される。

（ＬＮＧ気化器）
ＬＮＧ気化器４は、ＬＮＧ払出槽３の下流側に設けられている。ＬＮＧ気化器４は、ＬＮＧ払出槽３から払い出されたＬＮＧを気化して天然ガスにする。ＬＮＧ気化器４は、温水や外気熱によってＬＮＧを気化させる。本実施形態においては、３つのＬＮＧ気化器４が並列に設けられている。

３つのＬＮＧ払出槽３の各々とＬＮＧ気化器４とは、ＬＮＧ送出管１３で接続されている。後述するように、３つのＬＮＧ払出槽３は、ＬＮＧ気化器４に順番にＬＮＧを払い出す。ＬＮＧ送出管１３に設けられた開閉弁１３ａは、ＬＮＧ払出槽３からＬＮＧ気化器４にＬＮＧを払い出す際に開弁され、ＬＮＧ受入槽２からＬＮＧ払出槽３にＬＮＧを供給する際に閉弁される。

ＬＮＧ気化器４で気化されたＬＮＧである天然ガスは、気化ガス供給管１４を通して、ガスエンジン発電設備２１に供給される。気化ガス供給管１４には、圧力調節弁１４ａが設けられており、これがコントローラにより制御されることで、ガスエンジン発電設備２１に供給される天然ガスの圧力が設定圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に制御される。

（気化ガス返送管）
気化ガス返送管６は、ＬＮＧ払出槽３の中のＬＮＧが気化した天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２に返送する。気化ガス返送管６のＬＮＧ払出槽３側は、内槽３ａの頂部に連通されている。気化ガス返送管６のＬＮＧ受入槽２側は、内槽２ａの底部に連通された底部返送管６ａと、内槽２ａの頂部に連通された頂部返送管６ｂとに分岐されている。即ち、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスは、底部返送管６ａによってＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧ内に返送されるとともに、頂部返送管６ｂによってＬＮＧ受入槽２内の気相部に返送される。ＬＮＧ内に返送された天然ガスの一部は、ＬＮＧで冷却されて再液化することになる。なお、気化ガス返送管６は、底部返送管６ａと頂部返送管６ｂのどちらか一方のみを有していてもよい。

（返送弁）
気化ガス返送管６には、気化ガス返送管６を開閉する返送弁７が設けられている。ＬＮＧ払出槽３の中のＬＮＧの液面を検知する液面計１２によって、ＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧが空になった、あるいは残り数％未満になったことが検知されると、返送弁７が開弁される。これにより、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスがＬＮＧ受入槽２に返送されることで、ＬＮＧ払出槽３内の気相部の圧力と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力とが等しくなる（均圧される）。返送弁７の開弁後、圧力計１１によって、ＬＮＧ払出槽３内の気相部の圧力が、均圧時の圧力（０．５ＭＰａよりも小さい値）あるいはそれ相当の圧力になったことが検知されると、ＬＮＧ供給管５に設けられた開閉弁５ａが開弁されてＬＮＧ払出槽３内にＬＮＧが供給される。その後、液面計１２によってＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧの量が所定値（通常は９０％）になったことが検知されると、開閉弁５ａおよび返送弁７が閉弁されて、ＬＮＧの供給が終了される。

ここで、３つのＬＮＧ払出槽３は、ＬＮＧ気化器４に順番にＬＮＧを払い出す。即ち、まず、ＬＮＧ払出槽３Ａが貯留するＬＮＧがＬＮＧ気化器４に払い出される。ＬＮＧ払出槽３Ａが空になると、次に、ＬＮＧ払出槽３Ｂが貯留するＬＮＧがＬＮＧ気化器４に払い出される。その間に、空になったＬＮＧ払出槽３ＡにＬＮＧ受入槽２からＬＮＧが供給される。ＬＮＧ払出槽３Ｂが空になると、次に、ＬＮＧ払出槽３Ｃが貯留するＬＮＧがＬＮＧ気化器４に払い出される。その間に、空になったＬＮＧ払出槽３ＢにＬＮＧ受入槽２からＬＮＧが供給される。ＬＮＧ払出槽３Ｃが空になると、次に、ＬＮＧ払出槽３Ａが貯留するＬＮＧがＬＮＧ気化器４に払い出される。その間に、空になったＬＮＧ払出槽３ＣにＬＮＧ受入槽２からＬＮＧが供給される。これが繰り返される。

以下、ＬＮＧ払出槽３Ａについて説明する。ＬＮＧ払出槽３Ａが空になった際に、ＬＮＧ払出槽３Ａ内の気相部の圧力は０．６５〜０．７ＭＰａである。一方、ＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力は０．１〜０．１５ＭＰａである。よって、このままではＬＮＧ払出槽３Ａ内の気相部の圧力が高すぎて、ＬＮＧ払出管５を介してＬＮＧ受入槽２からＬＮＧ払出槽３ＡにＬＮＧを供給することができない。そこで、ＬＮＧ払出槽３Ａが空になった際に、返送弁７が開弁される。これにより、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスが、気化ガス返送管６を介してＬＮＧ受入槽２に返送される。その結果、ＬＮＧ払出槽３Ａ内の気相部の圧力と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力とが等しくなる。これにより、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さと、ＬＮＧ払出槽３Ａ内のＬＮＧの液面の高さとの高低差を利用して、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、空になったＬＮＧ払出槽３Ａに、自然流下で払い出すことができる。

また、ＬＮＧ払出槽３Ａの槽容量が、ＬＮＧ受入槽２の槽容量よりも小さいので、ＬＮＧ払出槽３Ａ内の気相部と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部とで圧力を等しくした際に、この圧力は、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力（０．５〜０．６ＭＰａ）よりも低くなる。よって、均圧後にＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力が高まったとしても、ＬＮＧタンクローリ２０からＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを供給することができる。

したがって、従来のようにポンプを使用する必要がないので、ＢＯＧが過剰に発生したり、ＬＮＧの供給が停止したりすることがない。よって、天然ガスの損失を低減させながら、ＬＮＧを安定して供給することができる。

また、筒状のＬＮＧ払出槽３Ａを横置き配置することで、ＬＮＧ払出槽３Ａ内のＬＮＧの液面の高さをＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さよりも十分に低くすることができる。これにより、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、自然流下でＬＮＧ払出槽３Ａに好適に払い出すことができる。

また、ＬＮＧ払出槽３Ａの槽容量（８０ＫＬ）を、ＬＮＧ受入槽２がＬＮＧを最大量貯留したときのＬＮＧ受入槽２内の気相部の容量（１７０ＫＬ）よりも小さくすることで、ＬＮＧ払出槽３Ａ内の気相部の圧力と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力とを等しくしたときに、この圧力を、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力よりも好適に低くすることができる。よって、均圧後に、ＬＮＧタンクローリ２０からＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを好適に供給することができる。

また、ＬＮＧ払出槽３Ａの中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧ内に返送することで、ＬＮＧ内に返送された天然ガスの一部を再液化することができる。これにより、均圧後のＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力上昇を抑えることができるので、均圧後のＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力を、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力よりも好適に低くすることができる。

また、ＬＮＧ払出槽３Ａの中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２の底部からＬＮＧ受入槽２内に返送することで、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧ内に天然ガスを返送することができる。

以上、ＬＮＧ払出槽３Ａについて説明したが、ＬＮＧ払出槽３Ｂ、ＬＮＧ払出槽３Ｃについても同様である。

（ＬＮＧの払い出しと貯留との関係）
ここで、ＬＮＧ払出槽３におけるＬＮＧの払い出しと貯留との関係について、図２を用いて説明する。なお、３つのＬＮＧ払出槽３にＬＮＧがそれぞれ満載された状態（残容量１００％の状態）で、ＬＮＧ払出槽３Ａが払い出しを開始する時刻を「０」とする。

まず、ＬＮＧ払出槽３Ａが２時間かけてＬＮＧを払い出し、残容量は１００％から０％になる。次に、ＬＮＧ払出槽３Ｂが２時間かけてＬＮＧを払い出し、残容量は１００％から０％になる。その間に、空のＬＮＧ払出槽３ＡにＬＮＧが供給され、９０分で残容量が０％から１００％になる。次に、ＬＮＧ払出槽３Ｃが２時間かけてＬＮＧを払い出す。その間に、空のＬＮＧ払出槽３ＢにＬＮＧが供給されて９０分で満杯になる。次に、ＬＮＧ払出槽３Ａが２時間かけてＬＮＧを払い出す。その間に、空のＬＮＧ払出槽３ＣにＬＮＧが供給されて９０分で満杯になる。これが繰り返される。

このように、ＬＮＧ払出槽３がＬＮＧを払い出して空になるまでに要する時間（２時間）よりも、空のＬＮＧ払出槽３にＬＮＧを供給して満杯になるまでに要する時間（９０分）の方が短い。よって、ＬＮＧを途切れることなくＬＮＧ気化器４に供給することができる。なお、ＬＮＧ払出槽３がＬＮＧを払い出して空になるまでに要する時間は、２時間に限定されず、空のＬＮＧ払出槽３にＬＮＧを供給して満杯になるまでに要する時間は９０分に限定されない。

なお、ＬＮＧ払出槽３の１つが定期点検などにより使用できない期間においても、残り２つのＬＮＧ払出槽３の一方からＬＮＧを供給しながら、他方にＬＮＧを貯留することで、ＬＮＧを途切れることなくＬＮＧ気化器４に供給することができる。

（効果）
以上に述べたように、本実施形態に係る天然ガス供給システム１によると、返送弁７が開弁されると、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスが、ＬＮＧ受入槽２に返送される。よって、ＬＮＧ払出槽３が空になった際に、返送弁７を開弁させて、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２に返送することで、ＬＮＧ払出槽３内の気相部の圧力と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力とを等しくすることができる。これにより、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さと、ＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧの液面の高さとの高低差を利用して、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、空になったＬＮＧ払出槽３に、自然流下で払い出すことができる。また、ＬＮＧ払出槽３の槽容量が、ＬＮＧ受入槽２の槽容量よりも小さいので、ＬＮＧ払出槽３内の気相部と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部とで圧力を等しくした際に、この圧力を、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力よりも低く抑えることができる。よって、均圧後にＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力が高まったとしても、ＬＮＧタンクローリ２０からＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを供給することができる。したがって、従来のようにポンプを使用する必要がないので、ＢＯＧが過剰に発生したり、ＬＮＧの供給が停止したりすることがない。よって、天然ガスの損失を低減させながら、ＬＮＧを安定して供給することができる。

また、筒状のＬＮＧ払出槽３を横置き配置することで、ＬＮＧ払出槽３内のＬＮＧの液面の高さをＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧの液面の高さよりも十分に低くすることができる。これにより、ＬＮＧ受入槽２の中に貯留されているＬＮＧを、自然流下でＬＮＧ払出槽３に好適に払い出すことができる。

また、ＬＮＧ払出槽３の槽容量を、ＬＮＧ受入槽２がＬＮＧを最大量貯留したときのＬＮＧ受入槽２内の気相部の容量よりも小さくすることで、ＬＮＧ払出槽３内の気相部と、ＬＮＧ受入槽２内の気相部とで圧力を等しくした際に、この圧力を、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力よりも好適に低くすることができる。よって、均圧後に、ＬＮＧタンクローリ２０からＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを好適に供給することができる。

また、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧ内に返送することで、ＬＮＧ内に返送された天然ガスの一部を再液化することができる。これにより、均圧後のＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力上昇を抑えることができるので、均圧後のＬＮＧ受入槽２内の気相部の圧力を、ＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧ受入槽２にＬＮＧを送り出す圧力よりも好適に低くすることができる。

また、ＬＮＧ払出槽３の中の天然ガスを、ＬＮＧ受入槽２の底部からＬＮＧ受入槽２内に返送することで、ＬＮＧ受入槽２内のＬＮＧ内に天然ガスを返送することができる。

以上、本発明の実施形態を説明したが、具体例を例示したに過ぎず、特に本発明を限定するものではなく、具体的構成などは、適宜設計変更可能である。また、発明の実施の形態に記載された、作用及び効果は、本発明から生じる最も好適な作用及び効果を列挙したに過ぎず、本発明による作用及び効果は、本発明の実施の形態に記載されたものに限定されるものではない。

１ 天然ガス供給システム
２ ＬＮＧ受入槽
３，３Ａ，３Ｂ，３Ｃ ＬＮＧ払出槽
４ ＬＮＧ気化器
５ ＬＮＧ払出管
６ 気化ガス返送管
７ 返送弁
８ 気化ガス送出管
９ ＬＮＧ受入管
１０ 加圧蒸発器
１１ 圧力計
１２ 液面計
１３ ＬＮＧ送出管
１４ 気化ガス供給管
２０ タンクローリ
２１ ガスエンジン発電設備
１０２ ＬＮＧ貯槽
１０３ ポンプ
１０４ ＬＮＧ気化器
１０５ 返送ライン
１０６ ＢＯＧ加熱器

Claims (5)

1. ＬＮＧタンクローリからＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ受入槽と、
   前記ＬＮＧ受入槽の下流側に複数設けられ、それぞれが前記ＬＮＧ受入槽からＬＮＧを受け入れて、ＬＮＧを貯留するＬＮＧ払出槽と、
   前記ＬＮＧ払出槽の下流側に設けられ、前記ＬＮＧ払出槽から払い出されたＬＮＧを気化するＬＮＧ気化器と、
   前記ＬＮＧ受入槽の中に貯留されているＬＮＧを、前記ＬＮＧ払出槽に自然流下で払い出すＬＮＧ払出管と、
   前記ＬＮＧ払出槽の中のＬＮＧが気化した天然ガスを、前記ＬＮＧ受入槽に返送する気化ガス返送管と、
   前記気化ガス返送管に設けられ、前記気化ガス返送管を開閉する返送弁と、
   を有し、
   前記ＬＮＧ払出槽の槽容量が、前記ＬＮＧ受入槽の槽容量よりも小さくされていることを特徴とする天然ガス供給システム。
2. 前記ＬＮＧ払出槽は、筒状であって、横置き配置されていることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス供給システム。
3. 前記ＬＮＧ払出槽の槽容量が、前記ＬＮＧ受入槽がＬＮＧを最大量貯留したときの前記ＬＮＧ受入槽内の気相部の容量よりも小さくされていることを特徴とする請求項１又は２に記載の天然ガス供給システム。
4. 前記気化ガス返送管が、前記ＬＮＧ払出槽の中の天然ガスを、前記ＬＮＧ受入槽内のＬＮＧ内に返送することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の天然ガス供給システム。
5. 前記気化ガス返送管が、前記ＬＮＧ払出槽の中の天然ガスを、前記ＬＮＧ受入槽の底部から前記ＬＮＧ受入槽内に返送することを特徴とする請求項４に記載の天然ガス供給システム。

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