JP2019132291A - Ｌｎｇタンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス抑制方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】ＤＳＳ運用に追従してＢＯＧ発生を安定的に抑制できるＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置及び方法を提供する。【解決手段】本発明に係るＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置１は、ＬＮＧタンク３と、払出配管５と、ＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させるＬＮＧ戻り配管７と、ＬＮＧ戻り配管７を流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプ９とを備えたＬＮＧ基地における蒸発ガスを抑制するものであって、ヒートポンプ９の稼働中に過冷却のＬＮＧを収容する戻りＬＮＧ貯留タンク１１と、ＬＮＧタンク３の圧力を検出する圧力検出器１３と、ＬＮＧタンク３に流入するＬＮＧ流量を調節するＬＮＧ流量調節装置と、圧力検出器１３の検出結果に基づいて前記ＬＮＧ流量調節装置を制御する制御装置１５とを備え、制御装置１５はヒートポンプ９が稼動していないときに戻りＬＮＧ貯留タンク１１の過冷却ＬＮＧをＬＮＧタンク３に流入させるようにＬＮＧ流量調節装置を制御する。【選択図】 図１
Description
本発明は、液化天然ガス貯蔵タンク（以下、「ＬＮＧタンク」という）からの蒸発ガスの発生を抑制する装置及びその方法に関し、特にＬＮＧの冷熱を利用してＬＮＧタンク内のＬＮＧを冷却し、蒸発ガスの発生を抑制する装置及びその方法に関する。
ＬＮＧ基地においは、ＬＮＧをＬＮＧタンクに受け入れて貯蔵し、天然ガスの需要に応じてガス化させて送出するが、ＬＮＧタンク内に貯蔵されるＬＮＧは約−１６０℃の極低温状態であるため、周囲との温度差等によりＬＮＧタンク内のＬＮＧの温度が上昇するとＬＮＧが蒸発して蒸発ガス（ＢＯＧ：ボイルオフガス）が発生する。
このＢＯＧの発生によるＬＮＧタンクの内圧上昇を抑制するため、従来は、ＢＯＧをＬＮＧタンクから取り出して圧縮機により圧縮し、気化ガスの送出ラインに混合させるか、ＬＮＧの冷熱を利用して再液化し、ＬＮＧタンクに戻していた（特許文献４参照）。
このＢＯＧの発生によるＬＮＧタンクの内圧上昇を抑制するため、従来は、ＢＯＧをＬＮＧタンクから取り出して圧縮機により圧縮し、気化ガスの送出ラインに混合させるか、ＬＮＧの冷熱を利用して再液化し、ＬＮＧタンクに戻していた（特許文献４参照）。
しかし、ＢＯＧを圧縮処理する場合には、ＬＮＧタンクの内圧と同等の１０ｋＰａＧ程度から送出ラインの圧力と同等の６ＭＰａＧ程度まで昇圧する必要があるため動力費が過大になるという問題がある。
また、ＬＮＧの冷熱を使用して再液化する場合には、再液化の能力はＬＮＧの払出流量に左右されるため、ＬＮＧを払い出していない場合には再液化できないという問題がある。
また、ＬＮＧの冷熱を使用して再液化する場合には、再液化の能力はＬＮＧの払出流量に左右されるため、ＬＮＧを払い出していない場合には再液化できないという問題がある。
そこで、ＬＮＧの払出ラインにヒートポンプを設置し、ＬＮＧタンクに戻るＬＮＧを過冷却状態まで冷却する技術が開示されている（特許文献１参照）。これにより、ＬＮＧタンク内に過冷却状態のＬＮＧが戻ることによりＬＮＧタンク内部が冷却されるため、ＬＮＧを払い出していない時間帯においても、蓄積された冷熱によってＢＯＧの発生が抑制される。
また、同様にヒートポンプを使用して過冷却状態のＬＮＧをＬＮＧタンクに戻すことによりＬＮＧタンク内の温度が下がりすぎてＬＮＧタンク内が負圧になりＬＮＧタンクが損傷することを防ぐため、ＬＮＧタンクの内圧が下がり過ぎた場合にはＬＮＧ気化器後流の常温ガスをＬＮＧタンクに供給する技術も開示されている（特許文献２参照）。
さらに、コールドボックスを有する空気分離装置をＬＮＧタンクに併設させて、空気分離装置の膨張タービンによって得られた極低温の冷熱を利用して、ＬＮＧタンクのガス層温度を監視しながら、ＬＮＧタンクに戻るＬＮＧを過冷却状態まで冷却する技術が開示されている（特許文献３参照）。
しかしながら、特許文献１においては、過冷却のＬＮＧをＬＮＧタンクに戻すことにより内圧が過度に低下し、ＬＮＧタンク内が負圧になりＬＮＧタンクが損傷することが懸念される。
この点への対策として、特許文献２に開示されているとおり、ＬＮＧ気化器後流の常温の気化ガスをＬＮＧタンクに入れることが考えられるが、この対策では、送ガスの安定性を損ねるとともに、常温ガスを極低温雰囲気に入れて圧力を安定的にコントロールすることが技術的に困難であるという問題があった。
この点への対策として、特許文献２に開示されているとおり、ＬＮＧ気化器後流の常温の気化ガスをＬＮＧタンクに入れることが考えられるが、この対策では、送ガスの安定性を損ねるとともに、常温ガスを極低温雰囲気に入れて圧力を安定的にコントロールすることが技術的に困難であるという問題があった。
また、近年では、ＬＮＧ基地からの天然ガスの供給先である火力発電設備がＤＳＳ（Ｄａｉｌｙ Ｓｔａｒｔ ＆ Ｓｔｏｐ）運用を行うケースが増えてきており、今後も、再稼動する原子力発電所が増えれば、さらにＤＳＳ運用が拡大していくと考えられている。
ＤＳＳ運用の火力発電設備が増加するに伴い、火力発電設備の停止中にはＬＮＧの供給先がなくなるＬＮＧ基地が増えていくと予想される。
ＤＳＳ運用の火力発電設備が増加するに伴い、火力発電設備の停止中にはＬＮＧの供給先がなくなるＬＮＧ基地が増えていくと予想される。
このため、上述した特許文献１、２のように払い出されるＬＮＧの冷熱を利用する技術では、ＬＮＧの払い出しがなく、ヒートポンプに使える冷熱がなくなった場合には、ＬＮＧタンクを冷却することができなくなる。
この点、ＬＮＧの払い出しがない時間帯のＢＯＧ抑制分相当の冷熱を蓄えるため、ＬＮＧの払い出しがある間にＬＮＧタンクを極力冷却しようとすると、ＬＮＧタンク内の気層の温度が低下して、タンク内圧が過度に低下し、タンクの損傷に繋がるという恐れがある。
この点、ＬＮＧの払い出しがない時間帯のＢＯＧ抑制分相当の冷熱を蓄えるため、ＬＮＧの払い出しがある間にＬＮＧタンクを極力冷却しようとすると、ＬＮＧタンク内の気層の温度が低下して、タンク内圧が過度に低下し、タンクの損傷に繋がるという恐れがある。
他方、特許文献３に開示の技術では、空気分離装置が運転してさえいれば、火力発電設備が停止している場合にもＢＯＧ発生を抑制できると考えられるが、冷熱を外部に求めることになるため、設備費や動力費が過大になる等の問題があった。
本発明は、上述した問題を解決するためになされたものであり、過大なコストをかけずにＤＳＳ運用に追従してＢＯＧ発生を安定的に抑制できる液化天然ガス貯蔵タンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス制御方法を提供することを目的とする。
（１）本発明に係るＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクと、該ＬＮＧタンク内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるＬＮＧの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプとを備えたＬＮＧ基地における前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置であって、
前記環流ラインに接続されて前記ヒートポンプの稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを収容する容積バッファと、
前記ＬＮＧタンクの気層部の圧力を検出する圧力検出手段と、
前記ＬＮＧタンクに供給する冷熱量を調節するために前記ＬＮＧタンクに流入するＬＮＧの流量を調節するＬＮＧ流量調節装置と、
前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御するＬＮＧ流量調節装置制御手段とを備え、
該ＬＮＧ流量調節装置制御手段は前記ヒートポンプが稼動していないときに前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに流入させるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御する機能を有していることを特徴とするものである。
前記環流ラインに接続されて前記ヒートポンプの稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを収容する容積バッファと、
前記ＬＮＧタンクの気層部の圧力を検出する圧力検出手段と、
前記ＬＮＧタンクに供給する冷熱量を調節するために前記ＬＮＧタンクに流入するＬＮＧの流量を調節するＬＮＧ流量調節装置と、
前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御するＬＮＧ流量調節装置制御手段とを備え、
該ＬＮＧ流量調節装置制御手段は前記ヒートポンプが稼動していないときに前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに流入させるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御する機能を有していることを特徴とするものである。
（２）また、上記（１）に記載のものにおいて、前記ＬＮＧ流量調節装置制御手段は、
前記ヒートポンプの稼動中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記ヒートポンプによって過冷却された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節し、
前記ヒートポンプの停止中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節することを特徴とするものである。
前記ヒートポンプの稼動中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記ヒートポンプによって過冷却された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節し、
前記ヒートポンプの停止中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節することを特徴とするものである。
（３）また、上記（１）又は（２）に記載のものにおいて、前記容積バッファは、荷揚げされたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに移送する受入配管であることを特徴とするものである。
（４）また、上記（３）に記載のものにおいて、前記払出ラインを流れるＬＮＧの一部を前記受入配管に供給して前記受入配管内を保冷すると共に環流の流れを形成する受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給ラインと、前記環流ラインと前記受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給ラインを接続する連絡ラインとをさらに有し、
前記ＬＮＧ流量調節装置は、前記環流ラインから前記連絡ラインに供給する過冷却ＬＮＧ又はＬＮＧの流量を調整する流量制御弁を含むことを特徴とするものである。
前記ＬＮＧ流量調節装置は、前記環流ラインから前記連絡ラインに供給する過冷却ＬＮＧ又はＬＮＧの流量を調整する流量制御弁を含むことを特徴とするものである。
（５）本発明に係るＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制方法は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクと、該ＬＮＧタンク内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるＬＮＧの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプとを備え、前記ヒートポンプによって過冷却されたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに供給することで前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するようにしているＬＮＧ基地における前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制方法であって、
前記ヒートポンプの稼動中に前記環流ラインを流れる過冷却ＬＮＧを容積バッファに一時的に貯留しておき、前記ヒートポンプの停止中において前記容積バッファに貯留された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに供給するようにしたことを特徴とするものである。
前記ヒートポンプの稼動中に前記環流ラインを流れる過冷却ＬＮＧを容積バッファに一時的に貯留しておき、前記ヒートポンプの停止中において前記容積バッファに貯留された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに供給するようにしたことを特徴とするものである。
（６）また、上記（５）に記載のものにおいて、前記容積バッファは、荷揚げされたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに移送する受入配管であり、前記ヒートポンプの稼動中には環流する過冷却ＬＮＧの一部を前記受入配管の上流側から前記受入配管に供給して前記受入配管に冷熱を蓄積し、前記ヒートポンプの停止中において環流するＬＮＧを前記受入配管の上流側から供給することで、前記受入配管に貯留されている過冷却ＬＮＧを押し出すようにして前記ＬＮＧタンクに供給するようにしたことを特徴とするものである。
本発明においては、ＬＮＧを払い出している間にヒートポンプで回収した冷熱を、ＬＮＧタンクの圧力が一定範囲に収まるようにＬＮＧタンクを冷却すると共に余剰の冷熱を容積バッファに蓄積することができるので、ＬＮＧを払い出しておらず冷熱を回収できない場合においても、蓄積された冷熱を消費してＬＮＧタンクにおけるＢＯＧの発生を抑制することができる。
［実施の形態１］
図１は、本発明の実施の形態１に係るＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置１（以下、単に「蒸発ガス抑制装置１」という）の概略フロー図である。
蒸発ガス抑制装置１は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク３と、ＬＮＧタンク３内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインとしての払出配管５と、払出配管５から分岐してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させる還流ラインとしてのＬＮＧ戻り配管７と、払出配管５を流れるＬＮＧの冷熱を利用してＬＮＧ戻り配管７を流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプ９と、ＬＮＧ戻り配管７に接続されてヒートポンプ９の稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを収容する容積バッファとしての戻りＬＮＧ貯留タンク１１と、ＬＮＧタンク３の気層部の圧力を検出する圧力検出手段としての圧力検出器１３と、ＬＮＧタンク３に流入するＬＮＧの流量を調節するＬＮＧ流量調節装置としての流量制御弁（第１流量制御弁４７、第２流量制御弁４９）と、流量制御弁を制御するＬＮＧ流量調節装置制御手段としての制御装置１５とを備えている。
払出配管５の下流にはＬＮＧ気化器１７が設けられており、払い出されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて需要先に供給される。
以下、蒸発ガス抑制装置１を構成する各機器を詳細に説明する。
図１は、本発明の実施の形態１に係るＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置１（以下、単に「蒸発ガス抑制装置１」という）の概略フロー図である。
蒸発ガス抑制装置１は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク３と、ＬＮＧタンク３内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインとしての払出配管５と、払出配管５から分岐してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させる還流ラインとしてのＬＮＧ戻り配管７と、払出配管５を流れるＬＮＧの冷熱を利用してＬＮＧ戻り配管７を流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプ９と、ＬＮＧ戻り配管７に接続されてヒートポンプ９の稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを収容する容積バッファとしての戻りＬＮＧ貯留タンク１１と、ＬＮＧタンク３の気層部の圧力を検出する圧力検出手段としての圧力検出器１３と、ＬＮＧタンク３に流入するＬＮＧの流量を調節するＬＮＧ流量調節装置としての流量制御弁（第１流量制御弁４７、第２流量制御弁４９）と、流量制御弁を制御するＬＮＧ流量調節装置制御手段としての制御装置１５とを備えている。
払出配管５の下流にはＬＮＧ気化器１７が設けられており、払い出されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて需要先に供給される。
以下、蒸発ガス抑制装置１を構成する各機器を詳細に説明する。
＜ＬＮＧタンク＞
ＬＮＧタンク３は、ＬＮＧを貯蔵するものであり、例えばＰＣ（Ｐｒｅ−Ｓｔｒｅｓｓｅｄ Ｃｏｎｃｒｅｔｅ）壁構造を有する地上式タンクであり、ＬＮＧを極低温状態で貯蔵する機能を有している。ＬＮＧタンク３の形式として、地下式及び半地下式の形式でもよく、シェル構造も金属二重殻やメンブレンなどが考えられる。
ＬＮＧタンク３は、ＬＮＧを貯蔵するものであり、例えばＰＣ（Ｐｒｅ−Ｓｔｒｅｓｓｅｄ Ｃｏｎｃｒｅｔｅ）壁構造を有する地上式タンクであり、ＬＮＧを極低温状態で貯蔵する機能を有している。ＬＮＧタンク３の形式として、地下式及び半地下式の形式でもよく、シェル構造も金属二重殻やメンブレンなどが考えられる。
＜払出配管＞
払出配管５は、ＬＮＧタンク３とＬＮＧ気化器１７との間に配設されており、後述するプライマリポンプ１９によってＬＮＧタンク３から送り出されたＬＮＧをＬＮＧ気化器１７に移送する経路を形成している。
また、払出配管５の途中にはセカンダリポンプ２１が設置されており、払出配管５は、図１に示すように、セカンダリポンプ２１までの中圧払出配管２３と、セカンダリポンプ２１より後流側の高圧払出配管２５とによって構成されている。
払出配管５は、ＬＮＧタンク３とＬＮＧ気化器１７との間に配設されており、後述するプライマリポンプ１９によってＬＮＧタンク３から送り出されたＬＮＧをＬＮＧ気化器１７に移送する経路を形成している。
また、払出配管５の途中にはセカンダリポンプ２１が設置されており、払出配管５は、図１に示すように、セカンダリポンプ２１までの中圧払出配管２３と、セカンダリポンプ２１より後流側の高圧払出配管２５とによって構成されている。
プライマリポンプ１９は、例えばＬＮＧタンク３内部のＬＮＧに浸漬して設置されるサブマージド型の遠心式ポンプであり、ＬＮＧタンク３の屋根部に設置されたバレル２７を介して払出配管５にＬＮＧを送り出す機能を有している。プライマリポンプ１９の型式はＬＮＧタンク３の型式によっても変わるため、サブマージド型の遠心式ポンプに限られず、地上式の遠心式ポンプなどであってもよい。
払出配管５に設置されているセカンダリポンプ２１は、例えば地上のポット内のＬＮＧに浸漬して設置されるサブマージド型の遠心式ポンプであり、プライマリポンプ１９によって送り出されたＬＮＧをさらに昇圧して送り出す機能を有している。セカンダリポンプ２１の型式は地上設置型の遠心式ポンプなどであってもよい。また、プライマリポンプ１９のみによって昇圧する基地もあるため、必ずしもセカンダリポンプ２１が設けられるとは限らない。
＜ＬＮＧ戻り配管＞
ＬＮＧ戻り配管７は、払出配管５から分岐してＬＮＧタンク３に接続されており、冷却維持の目的で、払出配管５内のＬＮＧの一部をＬＮＧタンク３に還流させる機能を有している。
図１においては、ＬＮＧ戻り配管７は独立してＬＮＧタンク３に接続され、ＬＮＧタンク３にＬＮＧを還流させるようになっているが、受入配管５９（実施の形態２の図３参照）に接続され、ＬＮＧタンク３の上部若しくは下部又は双方に選択的にＬＮＧを還流するようになっていてもよい。このように構成することで、ＬＮＧタンク３内部の状態に応じて最適なＬＮＧの還流位置を選択することができる。
ＬＮＧ戻り配管７は、払出配管５から分岐してＬＮＧタンク３に接続されており、冷却維持の目的で、払出配管５内のＬＮＧの一部をＬＮＧタンク３に還流させる機能を有している。
図１においては、ＬＮＧ戻り配管７は独立してＬＮＧタンク３に接続され、ＬＮＧタンク３にＬＮＧを還流させるようになっているが、受入配管５９（実施の形態２の図３参照）に接続され、ＬＮＧタンク３の上部若しくは下部又は双方に選択的にＬＮＧを還流するようになっていてもよい。このように構成することで、ＬＮＧタンク３内部の状態に応じて最適なＬＮＧの還流位置を選択することができる。
＜ヒートポンプ＞
ヒートポンプ９は、払出配管５を流れるＬＮＧの冷熱を利用してＬＮＧ戻り配管７を流れるＬＮＧを過冷却するものである。
図２は、本実施の形態に係るヒートポンプ９の概略フロー図およびその周辺の配管構成を示す図である。
ヒートポンプ９は、図２に示すように、第１熱交換器２９と、冷媒圧縮機３１と、第２熱交換器３３と、減圧装置３５と、これらを接続する冷媒配管３７とを有している。
以下、ヒートポンプ９の構成及びヒートポンプ９の上流側の配管構成について詳細に説明する。
ヒートポンプ９は、払出配管５を流れるＬＮＧの冷熱を利用してＬＮＧ戻り配管７を流れるＬＮＧを過冷却するものである。
図２は、本実施の形態に係るヒートポンプ９の概略フロー図およびその周辺の配管構成を示す図である。
ヒートポンプ９は、図２に示すように、第１熱交換器２９と、冷媒圧縮機３１と、第２熱交換器３３と、減圧装置３５と、これらを接続する冷媒配管３７とを有している。
以下、ヒートポンプ９の構成及びヒートポンプ９の上流側の配管構成について詳細に説明する。
ヒートポンプ９の上流側に配設されるセカンダリポンプ２１は、図２に示すように、例えばセカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの２台が設置される。この場合、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの上流側の中圧払出配管２３は、中圧払出母管２３ａ、吸込ヘッダ２３ｂ及びセカンダリポンプ２１ａ、２１ｂそれぞれに接続される吸込配管２３ｃ、２３ｄによって構成される。また、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの下流側の高圧払出配管２５は、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂそれぞれに接続される吐出配管２５ａ、２５ｂ、吐出ヘッダ２５ｃ及び高圧払出母管２５ｄから構成される。
そして、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂは、吸込ヘッダ２３ｂ及びそれぞれの吸込配管２３ｃ、２３ｄを介して中圧払出母管２３ａに接続され、またそれぞれの吐出配管２５ａ、２５ｂ及び吐出ヘッダ２５ｃを介して、高圧払出母管２５ｄに接続されている。
そして、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂは、吸込ヘッダ２３ｂ及びそれぞれの吸込配管２３ｃ、２３ｄを介して中圧払出母管２３ａに接続され、またそれぞれの吐出配管２５ａ、２５ｂ及び吐出ヘッダ２５ｃを介して、高圧払出母管２５ｄに接続されている。
また、セカンダリポンプ２１を２台設置した場合、ＬＮＧ戻り配管７は、図２に示すように、セカンダリポンプ２１の前流側の冷却維持に必要な最低流量を確保するための保冷循環ＬＮＧ戻り配管７ａ、７ｂ、保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ７ｃ及びＬＮＧ戻り母管７ｄを備えて構成されている。また、ＬＮＧ戻り配管７は、一端が吐出ヘッダ２５ｃに他端が第１熱交換器２９の入口側にそれぞれ接続された第１熱交換器入口配管７ｅと、一端が第１熱交換器２９の出口に、他端が保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ７ｃに接続された第１熱交換器出口配管７ｆを備えて構成されている。
そして、各セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの吐出配管２５ａ、２５ｂは、吐出ヘッダ２５ｃに接続されている。
そして、各セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの吐出配管２５ａ、２５ｂは、吐出ヘッダ２５ｃに接続されている。
また、吐出ヘッダ２５ｃには、冷却を維持するための保冷循環戻りの機能を兼ねる第１熱交換器入口配管７ｅの一端が接続され、第１熱交換器入口配管７ｅの他端は第１熱交換器２９に接続されている。さらに、第１熱交換器出口配管７ｆの一端は第１熱交換器２９に接続され、他端は保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ７ｃに接続されている。なお、本書での説明においては、第１熱交換器出口配管７ｆが保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ７ｃに接続された構成としたが、これに限らず、第１熱交換器出口配管７ｆが独立してＬＮＧタンク３に戻る構成としてもよい。
さらに、セカンダリポンプの吸込ヘッダ２３ｂと吐出ヘッダ２５ｃとは、バイパス配管２４で接続されており、バイパス配管２４にはバイパス弁２４ａが設置されている。バイパス弁２４ａは、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂが停止した場合に開くことにより、吸込ヘッダ２３ｂのＬＮＧを吐出ヘッダ２５ｃに流すようになっている。これにより、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂをバイパスする流れが形成されるため、セカンダリポンプ２１ａ、２１ｂの停止時にもその後流側にＬＮＧを流すことができ、冷却を維持することができる。
第２熱交換器入口配管３９の一端は第１熱交換器入口配管７ｅに接続されており、他端は第２熱交換器３３に接続されている。第２熱交換器出口配管４１の一端は第２熱交換器３３に接続されており、他端は高圧払出母管２５ｄに接続されている。
第１熱交換器２９は、例えばケトル型の熱交換器によって構成されており、冷媒配管３７を流れる冷媒（例えば窒素）の冷熱を利用して、第１熱交換器入口配管７ｅを流れる戻りＬＮＧを冷却するとともに窒素を完全に蒸発させる機能を有している。
冷媒圧縮機３１は、例えば遠心式の圧縮機によって構成されており、第１熱交換器２９によって冷熱を奪われて蒸発した窒素を圧縮して第２熱交換器３３に送出する機能を有している。冷媒圧縮機３１の形式として、レシプロ式やスクリュー式も適用可能である。
第２熱交換器３３は、例えば横置きのシェル＆チューブ式の熱交換器によって構成されており、第２熱交換器入口配管３９を経て供給されるセカンダリポンプ２１後流のＬＮＧの冷熱を利用して、冷媒圧縮機３１によって昇圧、昇温された窒素を冷却し凝縮する機能を有している。
減圧装置３５は、例えばグローブ弁によって構成された圧力調節弁であり、第２熱交換器３３によって凝縮された高圧の窒素を減圧し冷却する機能を有している。減圧装置３５によって減圧、冷却された窒素は第１熱交換器２９に供給される。窒素は、上記のサイクルで冷媒配管３７を循環する。
ヒートポンプ９は、その冷却能力以上の流量で戻りＬＮＧが流れると戻りＬＮＧの過冷却を十分に行えなくなるため、戻りＬＮＧの総流量が過大にならないよう、別途制御される。
＜戻りＬＮＧ貯留タンク＞
戻りＬＮＧ貯留タンク１１は、ＬＮＧ戻り配管７に接続されてヒートポンプ９の稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを一時的に収容する容積バッファとして機能するものであり、保冷及び耐圧機能を有する金属製のタンクによって構成されている。なお、戻りＬＮＧ貯留タンク１１は、例え気層が存在しても負圧に耐えられる構成であることが望ましい。または、気層のガスを外部に排出できる機構を有する構成であることが望ましい。
戻りＬＮＧ貯留タンク１１の入口はタンク下部に設けられ、この入口側には、一端がＬＮＧ戻り配管７に他端が戻りＬＮＧ貯留タンク１１に接続された戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３が接続されている。
また、戻りＬＮＧ貯留タンク１１の出口はタンク上部に設けられ、この出口側には、一端がＬＮＧ戻り配管７に他端が戻りＬＮＧ貯留タンク１１に接続された戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管４５が接続されている。
戻りＬＮＧ貯留タンク１１は、ＬＮＧ戻り配管７に接続されてヒートポンプ９の稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを一時的に収容する容積バッファとして機能するものであり、保冷及び耐圧機能を有する金属製のタンクによって構成されている。なお、戻りＬＮＧ貯留タンク１１は、例え気層が存在しても負圧に耐えられる構成であることが望ましい。または、気層のガスを外部に排出できる機構を有する構成であることが望ましい。
戻りＬＮＧ貯留タンク１１の入口はタンク下部に設けられ、この入口側には、一端がＬＮＧ戻り配管７に他端が戻りＬＮＧ貯留タンク１１に接続された戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３が接続されている。
また、戻りＬＮＧ貯留タンク１１の出口はタンク上部に設けられ、この出口側には、一端がＬＮＧ戻り配管７に他端が戻りＬＮＧ貯留タンク１１に接続された戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管４５が接続されている。
＜圧力検出器＞
圧力検出器１３は、ＬＮＧタンク３の気層部の圧力を検出するものであり、この機能を有するものであれば、特にその形態は問わず、例えば一般的な圧力計及び発信器によって構成されている。
圧力検出器１３は、ＬＮＧタンク３の気層部の圧力を検出するものであり、この機能を有するものであれば、特にその形態は問わず、例えば一般的な圧力計及び発信器によって構成されている。
＜ＬＮＧ流量調節装置＞
ＬＮＧ流量調節装置は、ＬＮＧタンク３に流入するＬＮＧの流量を調節することでＬＮＧタンク３に供給される冷熱量を調節する機能を有するものであり、本実施の形態ではＬＮＧタンク３に環流するＬＮＧの流量を調整する複数の流量制御弁によって構成されている。流量制御弁は、戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３に設けられた第１流量制御弁４７、ＬＮＧ戻り配管７における戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３の接続部と戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管４５の接続部の間に設けられた第２流量制御弁４９を備えて構成されている。
第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９は、例えば空気駆動のグローブ弁によって構成されており、制御装置１５の出力信号に応じて開度を変更することによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を調節する機能を有している。
ＬＮＧ流量調節装置は、ＬＮＧタンク３に流入するＬＮＧの流量を調節することでＬＮＧタンク３に供給される冷熱量を調節する機能を有するものであり、本実施の形態ではＬＮＧタンク３に環流するＬＮＧの流量を調整する複数の流量制御弁によって構成されている。流量制御弁は、戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３に設けられた第１流量制御弁４７、ＬＮＧ戻り配管７における戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管４３の接続部と戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管４５の接続部の間に設けられた第２流量制御弁４９を備えて構成されている。
第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９は、例えば空気駆動のグローブ弁によって構成されており、制御装置１５の出力信号に応じて開度を変更することによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を調節する機能を有している。
＜制御装置＞
制御装置１５は、ＤＣＳ（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｓｙｓｔｅｍ）によって構成されており、圧力検出器１３の出力信号に基づいてＬＮＧ流量調節装置を制御する機能を有している。具体的には、制御装置１５は、圧力検出器１３の出力結果が予め定められた範囲に収まるように、ＬＮＧ流量調節装置を制御する。
制御装置１５は、ＤＣＳ（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｓｙｓｔｅｍ）によって構成されており、圧力検出器１３の出力信号に基づいてＬＮＧ流量調節装置を制御する機能を有している。具体的には、制御装置１５は、圧力検出器１３の出力結果が予め定められた範囲に収まるように、ＬＮＧ流量調節装置を制御する。
＜ＬＮＧ気化器＞
ＬＮＧ気化器１７は、例えばオープンラック式の気化器であり、高圧払出配管２５の後流に配設されている。ＬＮＧ気化器１７は、海水を熱媒体としてＬＮＧを気化する機能を有している。ＬＮＧ気化器１７の型式はオープンラック式以外のものも適用可能であり、例えば、ＳＭＶ（Ｓｕｂ−Ｍｅｒｇｅｄ Ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）などの型式も考えられる。
ＬＮＧ気化器１７は、例えばオープンラック式の気化器であり、高圧払出配管２５の後流に配設されている。ＬＮＧ気化器１７は、海水を熱媒体としてＬＮＧを気化する機能を有している。ＬＮＧ気化器１７の型式はオープンラック式以外のものも適用可能であり、例えば、ＳＭＶ（Ｓｕｂ−Ｍｅｒｇｅｄ Ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）などの型式も考えられる。
ＬＮＧ気化器１７の前流には、気化流量制御弁５１及び気化器遮断弁５３が設けられている。気化流量制御弁５１は、図示しない制御装置によって、送ガス配管５５の圧力が一定になるようにＬＮＧ気化器１７の気化送出流量を調節する機能を有している。気化器遮断弁５３は、送ガス需要がなくなった場合や緊急時等に、ＬＮＧ気化器１７へのＬＮＧの流入経路を遮断する機能を有している。
次に上記のように構成された本実施の形態の蒸発ガス抑制装置１の作用について、送ガス配管５５にガスを送り出している定常運転状態と、例えばＬＮＧ基地の送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止した非定常運転状態とに分けて説明する。
＜定常運転状態＞
定常運転状態では、プライマリポンプ１９及びセカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて送ガス配管５５に送出される。
前提として、ヒートポンプ９は連続的に稼動しており、セカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧの一部は、ヒートポンプ９によって過冷却されてＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に環流する。このとき、ＬＮＧタンク３内部の上部に還流させるか下部に還流させるかは、ＬＮＧの液種やＬＮＧタンク３内部の状態に基づいていずれか一方又は最適な配分に選択される。また、第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９は制御装置１５に制御されてその開度が調整される。具体的には、第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９の両方を開とし、圧力検出器１３の出力信号に基づいて圧力検出器１３の出力結果が予め定められた範囲に収まるようにその開度が調整され、過冷却ＬＮＧはＬＮＧタンク３へ環流するものと戻りＬＮＧ貯留タンク１１に一時的に貯留されるものに配分される。この結果、過冷却されていないＬＮＧが戻りＬＮＧ貯留タンク１１に流入した分、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に貯留されていたＬＮＧが押し出されてＬＮＧタンク３へ供給される。
定常運転状態では、プライマリポンプ１９及びセカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて送ガス配管５５に送出される。
前提として、ヒートポンプ９は連続的に稼動しており、セカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧの一部は、ヒートポンプ９によって過冷却されてＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に環流する。このとき、ＬＮＧタンク３内部の上部に還流させるか下部に還流させるかは、ＬＮＧの液種やＬＮＧタンク３内部の状態に基づいていずれか一方又は最適な配分に選択される。また、第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９は制御装置１５に制御されてその開度が調整される。具体的には、第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９の両方を開とし、圧力検出器１３の出力信号に基づいて圧力検出器１３の出力結果が予め定められた範囲に収まるようにその開度が調整され、過冷却ＬＮＧはＬＮＧタンク３へ環流するものと戻りＬＮＧ貯留タンク１１に一時的に貯留されるものに配分される。この結果、過冷却されていないＬＮＧが戻りＬＮＧ貯留タンク１１に流入した分、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に貯留されていたＬＮＧが押し出されてＬＮＧタンク３へ供給される。
例えば、第１流量制御弁４７及び第２流量制御弁４９の開度をある開度で運転していても、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この結果、圧力検出器１３の検出結果がある一定値を下回ると、制御装置１５は第２流量制御弁４９の開度を絞りつつ第１流量制御弁４７の開度を大きくすることによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を低下させ、戻りＬＮＧ貯留タンク１１への供給量を増加させる。
この結果、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの減少分が、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に流入して戻りＬＮＧ貯留タンク１１に過冷却ＬＮＧが貯留され、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に冷熱が蓄積されていく。
一方、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
この結果、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの減少分が、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に流入して戻りＬＮＧ貯留タンク１１に過冷却ＬＮＧが貯留され、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に冷熱が蓄積されていく。
一方、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
この状態が続くと、今度は入熱量の方が冷熱量よりも多くなることがあり、この場合にはＬＮＧタンク３内の気層の圧力が上昇する。そして、圧力検出器１３の検出結果がある一定値を上回ると、制御装置１５は第１流量制御弁４７の開度を絞ると共に第２流量制御弁４９の開度を増加させる。
この結果、過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンク３への還流量が増加し、これによって、ＬＮＧタンク３の内槽温度が低下する。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
この結果、過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンク３への還流量が増加し、これによって、ＬＮＧタンク３の内槽温度が低下する。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
＜非定常運転状態＞
この後、例えばＬＮＧ基地の送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止すると、気化器遮断弁５３は閉止し、セカンダリポンプ２１が停止するが、ＬＮＧの流れが停止すると外部からの入熱によってＬＮＧの温度が上昇しガス化するおそれがある。この結果、ガスが配管内に溜まることで閉塞され、ＬＮＧの流れが滞るおそれがある。このため、プライマリポンプ１９が低負荷で運転し続けることによって、ＬＮＧが系内を循環するようになっており、具体的には、プライマリポンプ１９によって送出されたＬＮＧは、払出配管５を除熱しながら流れ、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流する。
この後、例えばＬＮＧ基地の送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止すると、気化器遮断弁５３は閉止し、セカンダリポンプ２１が停止するが、ＬＮＧの流れが停止すると外部からの入熱によってＬＮＧの温度が上昇しガス化するおそれがある。この結果、ガスが配管内に溜まることで閉塞され、ＬＮＧの流れが滞るおそれがある。このため、プライマリポンプ１９が低負荷で運転し続けることによって、ＬＮＧが系内を循環するようになっており、具体的には、プライマリポンプ１９によって送出されたＬＮＧは、払出配管５を除熱しながら流れ、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流する。
しかし、ヒートポンプ９への冷熱源が供給されなくなるためヒートポンプ９は停止されるので、環流するＬＮＧを過冷却することができず、ＬＮＧ戻り配管７には過冷却ＬＮＧを供給できない。
この状態において、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３への入熱とＬＮＧタンク３に供給される冷熱のバランスが崩れるため、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。
圧力検出器１３の検出結果が上記のある一定値を上回ると、制御装置１５は第２流量制御弁４９の開度を絞り、第１流量制御弁４７の開度を増加せる。
この状態において、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３への入熱とＬＮＧタンク３に供給される冷熱のバランスが崩れるため、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。
圧力検出器１３の検出結果が上記のある一定値を上回ると、制御装置１５は第２流量制御弁４９の開度を絞り、第１流量制御弁４７の開度を増加せる。
この結果、過冷却されていないＬＮＧのＬＮＧタンク３へのＬＮＧの還流量が減少し、その分、戻りＬＮＧ貯留タンク１１に貯留されていた過冷却ＬＮＧが新たに流入するＬＮＧに押し出されるようにしてＬＮＧタンク３へ供給され、これによって、ＬＮＧタンク３の内槽温度が低下する。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて第１流量制御弁４７の開度を絞ると共に第２流量制御弁４９の開度を増加させる。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
以上のように、蒸発ガス抑制装置１は、ＬＮＧタンク３の内圧が一定の範囲に収まるように冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、ＬＮＧタンク３の強度限界を超過することなく安定的にＬＮＧタンク３からのＢＯＧの発生を抑制することができる。
また、蒸発ガス抑制装置１は、冷熱が余剰となった場合には、戻りＬＮＧ貯留タンク１１を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、蓄積された冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、火力発電設備のＤＳＳ運用によって、ＬＮＧの払出が止まりヒートポンプ９によって冷熱を回収できない場合にも安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。さらに、蒸発ガス抑制装置１は、払い出されるＬＮＧの冷熱を利用したヒートポンプ９を使うため、空気分離装置など外部に冷熱を求める必要がないことから、過大なコストを必要とせずに安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。
また、蒸発ガス抑制装置１は、冷熱が余剰となった場合には、戻りＬＮＧ貯留タンク１１を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、蓄積された冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、火力発電設備のＤＳＳ運用によって、ＬＮＧの払出が止まりヒートポンプ９によって冷熱を回収できない場合にも安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。さらに、蒸発ガス抑制装置１は、払い出されるＬＮＧの冷熱を利用したヒートポンプ９を使うため、空気分離装置など外部に冷熱を求める必要がないことから、過大なコストを必要とせずに安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。
［実施の形態２］
実施の形態１の蒸発ガス抑制装置１は、本発明の容積バッファの例として、戻りＬＮＧ貯留タンク１１を用いたものであったが、本実施の形態の蒸発ガス抑制装置５７は容積バッファとして、荷揚げされたＬＮＧをＬＮＧタンク３に移送する受入配管５９を利用するものである。
図３は本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置５７の概略フローを示す図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
以下、本実施の形態２の特徴である受入配管５９を容積バッファとして利用することに関連する構成について説明する。
実施の形態１の蒸発ガス抑制装置１は、本発明の容積バッファの例として、戻りＬＮＧ貯留タンク１１を用いたものであったが、本実施の形態の蒸発ガス抑制装置５７は容積バッファとして、荷揚げされたＬＮＧをＬＮＧタンク３に移送する受入配管５９を利用するものである。
図３は本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置５７の概略フローを示す図であり、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
以下、本実施の形態２の特徴である受入配管５９を容積バッファとして利用することに関連する構成について説明する。
受入配管５９は、ＬＮＧを荷揚げするための受入アーム６１とＬＮＧタンク３との間に配設されており、荷揚げされたＬＮＧをＬＮＧタンク３に移送する経路を形成している。
また、受入配管５９は、一般的に数百メートルと長く、かつ、大径の配管であるため、大きな内容積を有する。
さらに、受入配管５９は、ＬＮＧタンク３の近傍で分岐部を有しており、ＬＮＧタンク３内の上部にＬＮＧを供給する上部受入配管５９ａと、ＬＮＧタンク３内の下部にロート管６０を介してＬＮＧを供給する下部受入配管５９ｂとに分かれている。ＬＮＧタンク３に対して上部及び下部のいずれかからＬＮＧを供給するかは、受け入れられるＬＮＧの組成、ＬＮＧタンク３に貯残しているＬＮＧの組成、その他の運用条件を考慮して決定される。
また、受入配管５９は、一般的に数百メートルと長く、かつ、大径の配管であるため、大きな内容積を有する。
さらに、受入配管５９は、ＬＮＧタンク３の近傍で分岐部を有しており、ＬＮＧタンク３内の上部にＬＮＧを供給する上部受入配管５９ａと、ＬＮＧタンク３内の下部にロート管６０を介してＬＮＧを供給する下部受入配管５９ｂとに分かれている。ＬＮＧタンク３に対して上部及び下部のいずれかからＬＮＧを供給するかは、受け入れられるＬＮＧの組成、ＬＮＧタンク３に貯残しているＬＮＧの組成、その他の運用条件を考慮して決定される。
また、受入配管５９に対する入熱によって発生したガスをＬＮＧタンク３に導入することを目的として、受入配管５９にはガス抜き装置（図示なし）が設置されており、気層が拡大しないように適宜ガスをＬＮＧタンク３に逃がしている。
受入アーム６１は、ＬＮＧ船着桟用のプラットフォームに設置され、例えば複数のスイベルジョイントを有する多関節型のアームから構成されており、荷揚げ時にはＬＮＧ船のマニフォールドに接続できるようになっている。受入アーム６１の構成はこれに限るものではなく、低温用のフレキシブルホースなどの可撓性を有するものであってもよい。
受入アーム６１の下流側には受入アーム６１を受入配管５９から遮断する機能を有する受入アーム遮断弁６１ａが設けられ、受入アーム遮断弁６１ａはＬＮＧの受入を行う場合には開き、ＬＮＧの受入を行わない場合には閉じるようになっている。
受入配管５９内にはＬＮＧが常時入った状態になっているが、ＬＮＧは極低温の液体であるため、外部からの入熱により昇温しガス化する場合がある。ガス化すると、ＬＮＧの流れが不安定になる等の影響があるため、ＬＮＧを常時循環させて極低温状態を維持する必要がある。
このため、中圧払出配管２３から分岐して受入配管５９における受入アーム遮断弁６１ａの近傍に接続される受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３が設けられている。
受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３は、ＬＮＧが受入配管５９を流れることで受入配管５９内のＬＮＧが極低温状態に維持されるよう、中圧払出配管２３内のＬＮＧを一部抜き出して受入配管５９に供給する機能を有している。以降、受入配管５９に対しては中圧払出配管２３内のＬＮＧを一部抜き出して供給することを前提に説明するが、受入配管５９の冷却維持の方法はこれに限らず、専用のＬＮＧポンプをＬＮＧタンク３内部に設置し、当該ポンプによって汲み上げられたＬＮＧを使用してもよい。
このため、中圧払出配管２３から分岐して受入配管５９における受入アーム遮断弁６１ａの近傍に接続される受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３が設けられている。
受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３は、ＬＮＧが受入配管５９を流れることで受入配管５９内のＬＮＧが極低温状態に維持されるよう、中圧払出配管２３内のＬＮＧを一部抜き出して受入配管５９に供給する機能を有している。以降、受入配管５９に対しては中圧払出配管２３内のＬＮＧを一部抜き出して供給することを前提に説明するが、受入配管５９の冷却維持の方法はこれに限らず、専用のＬＮＧポンプをＬＮＧタンク３内部に設置し、当該ポンプによって汲み上げられたＬＮＧを使用してもよい。
また、一端がＬＮＧ戻り配管７に接続され他端が受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に連結された連絡配管６５が設けられ、受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３にヒートポンプ９で過冷却された過冷却ＬＮＧを供給できるようになっている。
また、図３においては、図１に示していなかったＢＯＧを処理する装置が示されているので、この点について説明する。
ＬＮＧタンク３で発生するＢＯＧを抜き出すＢＯＧ抜出し管６７が設けられ、ＢＯＧ抜出し管６７の一端はＬＮＧタンク３の屋根部に接続されており、他端はＢＯＧ母管６９に接続されていて、ＢＯＧ母管６９はＢＯＧ圧縮機７１及びフレアスタック７３に接続されている。
ＬＮＧタンク３で発生するＢＯＧを抜き出すＢＯＧ抜出し管６７が設けられ、ＢＯＧ抜出し管６７の一端はＬＮＧタンク３の屋根部に接続されており、他端はＢＯＧ母管６９に接続されていて、ＢＯＧ母管６９はＢＯＧ圧縮機７１及びフレアスタック７３に接続されている。
ＢＯＧ圧縮機７１は、例えばレシプロ式のガス圧縮機であり、ＬＮＧタンク３から発生したＢＯＧを昇圧し、中圧ＢＯＧ配管７５を介して基地外の設備、例えば火力発電所の中圧ボイラーに送出することにより、予め定められた範囲でＬＮＧタンク３の内槽圧力を調節する機能を有している。ＢＯＧ圧縮機７１の型式としてレシプロ型以外のものも適用可能であり、例えば、スクリュー式や遠心式のガス圧縮機も適用可能である。
フレアスタック７３は、エレベーテッド式のフレアスタックであり、ＬＮＧタンク３の内圧が異常に上昇した場合に、緊急的にＢＯＧを燃焼処理する機能を有している。フレアスタック７３の型式としてエレベーテッド式以外のものも適用可能であり、例えば、グランド式も適用可能である。
フレアスタック７３の前流にはＢＯＧ開放弁７７が設けられている。ＢＯＧ開放弁７７は、ＬＮＧタンク３の内圧が異常に上昇した場合に開くようになっている。
次に上記のように構成された本実施の形態の蒸発ガス抑制装置５７の作用について、実施の形態１と同様に定常運転状態と非定常運転状態に分けて説明する。
なお、本実施の形態では、受入配管５９を容積バッファとして機能させるため、ＬＮＧ流量調節装置としては、ＬＮＧ戻り配管７に設けた戻りＬＮＧ流量制御弁７９によって構成し、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を制御装置１５によって制御するようにしている。
なお、本実施の形態では、受入配管５９を容積バッファとして機能させるため、ＬＮＧ流量調節装置としては、ＬＮＧ戻り配管７に設けた戻りＬＮＧ流量制御弁７９によって構成し、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を制御装置１５によって制御するようにしている。
＜定常運転状態＞
ＬＮＧ基地の定常運転状態として、プライマリポンプ１９及びセカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて送ガス配管５５に送出される。
また、受入アーム遮断弁６１ａは閉止しており、受入配管５９には受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介してＬＮＧが供給され、ＬＮＧが系内を循環することにより、受入配管５９の冷却が維持される。
ＬＮＧ基地の定常運転状態として、プライマリポンプ１９及びセカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧはＬＮＧ気化器１７によって気化されて送ガス配管５５に送出される。
また、受入アーム遮断弁６１ａは閉止しており、受入配管５９には受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介してＬＮＧが供給され、ＬＮＧが系内を循環することにより、受入配管５９の冷却が維持される。
また、ヒートポンプ９は連続的に稼動しており、セカンダリポンプ２１によって昇圧されたＬＮＧの一部は、ヒートポンプ９によって過冷却されてＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に環流すると共にその一部は連絡配管６５を介して受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を通じて容積バッファとしての機能を有する受入配管５９に供給される。
一般的にはＬＮＧ戻り配管７よりも連絡配管６５の方が小径であるため、還流する過冷却ＬＮＧは圧力損失の差に基づいて、連絡配管６５ではなくＬＮＧタンク３側に優先的に流れていく。これにより、ＬＮＧタンク３への入熱がキャンセルされ、ＢＯＧの発生が停止している状態が想定される。この想定においては、ＢＯＧ圧縮機７１は停止している。
上記のようにＢＯＧの発生が抑制された熱バランスが維持された状態から、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この結果、圧力検出器１３の検出結果がある一定値を下回ると、制御装置１５は戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させることによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を低下させる。
この結果、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの減少分が、連絡配管６５及び受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介して受入配管５９に供給される。これにより、受入配管５９内のＬＮＧは過冷却状態のＬＮＧに置き換わっていくため、冷熱が受入配管５９内に蓄積されていく。一方、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少するため、ＬＮＧタンク３の気層温度が徐々に回復する。
そして、再びＬＮＧタンク３の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させて過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンク３への環流量を増加させる。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
そして、再びＬＮＧタンク３の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させて過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンク３への環流量を増加させる。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
＜非定常運転状態＞
この後、例えばＬＮＧ基地の送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止すると、気化器遮断弁５３は閉止し、セカンダリポンプ２１が停止するが、プライマリポンプ１９が低負荷で運転し続けることによって、ＬＮＧが系内を循環する。このため、ＬＮＧ戻り配管７及び受入配管５９のそれぞれにＬＮＧが循環するので、ＬＮＧ戻り配管７内及び受入配管５９内でのガス化は抑制される。
この後、例えばＬＮＧ基地の送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止すると、気化器遮断弁５３は閉止し、セカンダリポンプ２１が停止するが、プライマリポンプ１９が低負荷で運転し続けることによって、ＬＮＧが系内を循環する。このため、ＬＮＧ戻り配管７及び受入配管５９のそれぞれにＬＮＧが循環するので、ＬＮＧ戻り配管７内及び受入配管５９内でのガス化は抑制される。
しかし、この状態では実施の形態１で説明したように、ヒートポンプ９によって環流するＬＮＧを過冷却することができず、ＬＮＧ戻り配管７には過冷却ＬＮＧを供給できず、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に冷熱を供給することはできない。
この状態において、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３への入熱が増え続けるため、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１で説明したある一定値を上回ると、戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させる。
この結果、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を介したＬＮＧタンク３へのＬＮＧの還流量が減少し、その分、連絡配管６５及び受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介した受入配管５９へのＬＮＧの供給量が増加する。これにより、過冷却状態で受入配管５９に収容されていたＬＮＧは、受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３から供給されるＬＮＧに押されてＬＮＧタンク３に流入する。このように、過冷却状態のＬＮＧが受入配管５９からＬＮＧタンク３に供給されることから、ＬＮＧタンク３の内槽温度が低下する。このとき、ＬＮＧタンク３内部の上部に還流させるか下部に還流させるかは、ＬＮＧの液種やＬＮＧタンク３内部の状態に基づいていずれか一方又は最適な配分に選択される。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させる。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少し、かつ過冷却されていないＬＮＧの環流量が増加するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少し、かつ過冷却されていないＬＮＧの環流量が増加するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
以上のように、蒸発ガス抑制装置５７は、実施の形態１と同様に、ＬＮＧタンク３の内圧が一定の範囲に収まるように冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、ＬＮＧタンク３の強度限界を超過することなく安定的にＬＮＧタンク３からのＢＯＧの発生を抑制することができる。
また、蒸発ガス抑制装置５７は、冷熱が余剰となった場合には、受入配管５９を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、受入配管５９に蓄積された冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、別途容積バッファを設置することなく、火力発電設備のＤＳＳ運用によって、ＬＮＧの払い出しが止まり冷熱を回収できない場合にも安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。
また、蒸発ガス抑制装置５７は、冷熱が余剰となった場合には、受入配管５９を容積バッファとして冷熱を蓄積し、冷熱が不足する場合に、受入配管５９に蓄積された冷熱をＬＮＧタンク３に供給することができるため、別途容積バッファを設置することなく、火力発電設備のＤＳＳ運用によって、ＬＮＧの払い出しが止まり冷熱を回収できない場合にも安定的にＢＯＧの発生を抑制することができる。
なお、ＬＮＧの受入を行う場合には、受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を経たＬＮＧの循環を一旦停止し、受入アーム遮断弁６１ａを開き、受入アーム６１に接続されたＬＮＧ船の船内ポンプによってＬＮＧが揚液される。
［実施の形態３］
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８１を図４に基づいて説明する。なお、本実施の形態３を含め後述する実施の形態４〜６については、実施の形態２を基本としてその一部を変更したものであるため、以下においては実施の形態２と同一部分には同一の符号を付して説明を省略し、各実施の形態の特有の事項のみを説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８１を図４に基づいて説明する。なお、本実施の形態３を含め後述する実施の形態４〜６については、実施の形態２を基本としてその一部を変更したものであるため、以下においては実施の形態２と同一部分には同一の符号を付して説明を省略し、各実施の形態の特有の事項のみを説明する。
本実施の形態の蒸発ガス抑制装置８１は、連絡配管６５に受入配管５９に供給されるＬＮＧの流量を調節する受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３を設け、制御装置１５によって受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３を制御するようにしたものである。受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３は、例えば空気駆動のグローブ弁によって構成されており、制御装置１５の出力信号に応じて開度を変更することによって、受入配管５９に供給されるＬＮＧの流量を調節する。
上記のように構成された本実施の形態の蒸発ガス抑制装置８１の作用を説明する。
＜定常運転状態＞
実施の形態２と同様に、ＢＯＧの発生が抑制された熱バランスが維持された状態から、ＬＮＧタンク３に還流する冷熱量の方が多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を下回ると、制御装置１５は戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させるとともに受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を増大させることによって、ヒートポンプ９からＬＮＧ戻り配管７に流れるＬＮＧの流量を一定に保ちつつ、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を低下させ、かつ受入配管５９に冷熱を蓄積する。
この結果、実施の形態２と同様に、ＬＮＧタンク３の気層温度が徐々に回復するとともに、受入配管５９に冷熱が蓄積されていく。
＜定常運転状態＞
実施の形態２と同様に、ＢＯＧの発生が抑制された熱バランスが維持された状態から、ＬＮＧタンク３に還流する冷熱量の方が多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を下回ると、制御装置１５は戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させるとともに受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を増大させることによって、ヒートポンプ９からＬＮＧ戻り配管７に流れるＬＮＧの流量を一定に保ちつつ、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を低下させ、かつ受入配管５９に冷熱を蓄積する。
この結果、実施の形態２と同様に、ＬＮＧタンク３の気層温度が徐々に回復するとともに、受入配管５９に冷熱が蓄積されていく。
そして、再びＬＮＧタンク３の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させるとともに受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を低下させることによって過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンク３への環流量を増加させる。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
このようにして、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定の範囲に維持されると共にＢＯＧの発生が抑制される。
＜非定常運転状態＞
非定常運転状態において、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３への入熱が増え続けるため、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を上回ると、戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させると共に受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を増加させる。
非定常運転状態において、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３への入熱が増え続けるため、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を上回ると、戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を低下させると共に受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を増加させる。
この結果、戻りＬＮＧ流量制御弁７９を介したＬＮＧタンク３へのＬＮＧの還流量が減少し、その分、連絡配管６５及び受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介した受入配管５９へのＬＮＧの供給量が増加する。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させると共に受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を低下させる。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少し、かつ過冷却されていないＬＮＧの環流量が増加するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９の開度を増加させると共に受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３の開度を低下させる。
これにより、ＬＮＧタンク３に供給される過冷却ＬＮＧの流量が減少し、かつ過冷却されていないＬＮＧの環流量が増加するため、ＬＮＧタンク３の気層の温度が徐々に回復する。
このように、蒸発ガス抑制装置８１は、戻りＬＮＧ流量制御弁７９と受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３を併用するため、より精度よく流量バランスを変更することができる。このため、蒸発ガス抑制装置８１は、より精度よくＬＮＧタンク３の内圧を調節することができる。
［実施の形態４］
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８５を図５に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８５は、実施の形態２における戻りＬＮＧ流量制御弁７９に代えてＬＮＧ戻り配管７における連絡配管６５の接続部に三方弁８７を設け、制御装置１５によって三方弁８７を制御するようにしたものである。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８５を図５に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８５は、実施の形態２における戻りＬＮＧ流量制御弁７９に代えてＬＮＧ戻り配管７における連絡配管６５の接続部に三方弁８７を設け、制御装置１５によって三方弁８７を制御するようにしたものである。
三方弁８７は、例えば空気駆動の一般的な三方弁によって構成されており、ＬＮＧがＬＮＧタンク３のみに還流する流路を形成する開閉位置、連絡配管６５を経由して受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３のみに流れる流路を形成する開閉位置、又はＬＮＧが両流路に流れる開閉位置をとるようになっている。すなわち、三方弁８７は、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量と、受入配管５９に供給されるＬＮＧの流量とのバランスを調節するようになっている。
次に上記のように構成された本実施の形態の蒸発ガス抑制装置８５の作用を説明する。
＜定常運転状態＞
実施の形態２と同様に、ＢＯＧの発生が停止する熱バランスが維持された状態から、ＬＮＧタンク３に還流する冷熱量の方が多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を下回ると、制御装置１５は三方弁８７を駆動させることによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を増加させる。
＜定常運転状態＞
実施の形態２と同様に、ＢＯＧの発生が停止する熱バランスが維持された状態から、ＬＮＧタンク３に還流する冷熱量の方が多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。このとき、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を下回ると、制御装置１５は三方弁８７を駆動させることによって、ＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を増加させる。
この結果、実施の形態２と同様に、ＬＮＧタンク３の気層温度が徐々に回復するとともに、受入配管５９に冷熱が蓄積されていく。
そして、再びＬＮＧタンク３の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて三方弁８７を駆動させることによって、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を減少させる。
＜非定常運転状態＞
非定常運転状態において、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。この場合、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を上回ると、三方弁８７を駆動させて、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を増加させる。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて三方弁８７を駆動させて、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を減少させる。
そして、再びＬＮＧタンク３の気層温度が上昇しすぎた場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて三方弁８７を駆動させることによって、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を減少させる。
＜非定常運転状態＞
非定常運転状態において、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧをＬＮＧタンク３に還流させ続けると、ＬＮＧタンク３の内槽温度が上昇する。この場合、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果が実施の形態１、２で説明したある一定値を上回ると、三方弁８７を駆動させて、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を減少させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を増加させる。
上記の状態が続いて、ＬＮＧタンク３に供給される冷熱量の方が入熱量よりも多くなると、ＬＮＧタンク３の気層温度が低下するとともに内圧が低下する。この場合には、制御装置１５は、圧力検出器１３の検出結果に基づいて三方弁８７を駆動させて、ＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に還流するＬＮＧの流量を増加させるとともに受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３に供給されるＬＮＧの流量を減少させる。
このように、本実施の形態の蒸発ガス抑制装置８５は、三方弁８７によって流量バランスを変更することができるため、戻りＬＮＧ流量制御弁７９のみによって制御する場合よりも精度よく、かつ戻りＬＮＧ流量制御弁７９及び受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３によって制御する場合よりも低いコストと少ない設置スペースでＬＮＧタンク３の内圧を調節することができる。
［実施の形態５］
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８９を図６に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８９は、実施の形態４のものに加えて、ヒートポンプ９１として冷熱量調整手段を有するものを用いると共に、制御装置１５によってヒートポンプ９１の冷熱量調整手段を制御するようにしたものである。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８９を図６に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置８９は、実施の形態４のものに加えて、ヒートポンプ９１として冷熱量調整手段を有するものを用いると共に、制御装置１５によってヒートポンプ９１の冷熱量調整手段を制御するようにしたものである。
本実施の形態のヒートポンプ９１は、図７に示すように、冷熱量調節手段の一例として、冷媒圧縮機３１の回転速度を調節するスピードコントローラ９３を有している。
次に上記のように構成された本実施の形態の作用を説明する。
ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段を設けた一つの目的は、例えば夏期と冬期ではヒートポンプ９１による冷凍能力に差を持たすことで電力の節約ができるようにすることである。
よって、この目的の観点からは、制御装置１５による三方弁８７の制御については、実施の形態４と同様である。
ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段を設けた一つの目的は、例えば夏期と冬期ではヒートポンプ９１による冷凍能力に差を持たすことで電力の節約ができるようにすることである。
よって、この目的の観点からは、制御装置１５による三方弁８７の制御については、実施の形態４と同様である。
また、ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段としてのスピードコントローラ９３を設けたことで、例えばヒートポンプ９１の稼動中に受入配管５９に蓄積する冷熱が少ないような場合には、制御装置１５はスピードコントローラ９３によって冷媒圧縮機３１の回転速度を増加させて、蓄積できる冷熱量を増加させることができる。
逆に、受入配管５９に蓄積する冷熱量やＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に流入させる冷熱量を少なくする場合には、制御装置１５はスピードコントローラ９３によって冷媒圧縮機３１の回転速度を低下させるようにすればよい。
逆に、受入配管５９に蓄積する冷熱量やＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に流入させる冷熱量を少なくする場合には、制御装置１５はスピードコントローラ９３によって冷媒圧縮機３１の回転速度を低下させるようにすればよい。
このように、ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段を設けることで、受入配管５９に蓄積する冷熱量やＬＮＧ戻り配管７を介してＬＮＧタンク３に流入させる冷熱量を緻密に制御することが可能になる。
また、ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段を設けることで、ヒートポンプ９１の内部の制御によって回収される冷熱量を調節することができるため、制御範囲を限定的にすることができ、他のプラント要素への改造を抑えながらＢＯＧの発生を安定的に抑制することができる。
また、ヒートポンプ９１に冷熱量調整手段を設けることで、ヒートポンプ９１の内部の制御によって回収される冷熱量を調節することができるため、制御範囲を限定的にすることができ、他のプラント要素への改造を抑えながらＢＯＧの発生を安定的に抑制することができる。
なお、冷熱量調節手段の他の例として、図８に示すヒートポンプ９５のように、第１熱交換器２９のＬＮＧの後流側にヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁９７を設けるようにしてもよい。ヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁９７は、例えば空気駆動のグローブ弁によって構成されており、第１熱交換器２９を通って還流するＬＮＧの流量を調節するようになっている。具体的には、例えばＬＮＧタンク３に供給される冷熱量を減少させる場合には、制御装置１５によってヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁９７の開度を低下させることによって、第１熱交換器２９を通って還流するＬＮＧの流量を減少させるようにすればよい。
冷熱量調節手段として、ヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁９７を設けた場合も、図７に示したものと同様の作用効果を奏することができる。
冷熱量調節手段として、ヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁９７を設けた場合も、図７に示したものと同様の作用効果を奏することができる。
なお、上記の説明は実施の形態４を前提として説明したが、冷熱量調整手段を有するヒートポンプ９１、９５を用いるのは、実施の形態１〜３のいずれのものにも適用可能である。
［実施の形態６］
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置９９を図９に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置９９は、実施の形態１〜３のものに加えて、ＬＮＧ気化器１７の上流側に流体量検出手段１０１を設けると共に、流体量検出手段１０１の検出値に基づいて冷熱量を算出する冷熱量算出手段１０３を設け、制御装置１５は冷熱量算出手段１０３の算出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９、受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３及びヒートポンプ９を制御する機能を有するようにしたものである。流体量検出手段１０１は、例えば温度計、圧力計若しくは流量計又はこれらの組み合わせによって構成されている。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置９９を図９に基づいて説明する。
本実施の形態に係る蒸発ガス抑制装置９９は、実施の形態１〜３のものに加えて、ＬＮＧ気化器１７の上流側に流体量検出手段１０１を設けると共に、流体量検出手段１０１の検出値に基づいて冷熱量を算出する冷熱量算出手段１０３を設け、制御装置１５は冷熱量算出手段１０３の算出結果に基づいて戻りＬＮＧ流量制御弁７９、受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３及びヒートポンプ９を制御する機能を有するようにしたものである。流体量検出手段１０１は、例えば温度計、圧力計若しくは流量計又はこれらの組み合わせによって構成されている。
流体量検出手段１０１及び冷熱量算出手段１０３を設けたのは、需要先への送ガスが行われているか否かを自動的に判断して、受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁８３を制御するためである。
次に上記のように構成された本実施の形態の作用を説明する。
冷熱量算出手段１０３によって算出された冷熱量がある一定量よりも多い場合には、需要先への送ガスが行われている状態であり、実施の形態３で説明した定常運転状態と同様の作用が行われる。
冷熱量算出手段１０３によって算出された冷熱量がある一定量よりも多い場合には、需要先への送ガスが行われている状態であり、実施の形態３で説明した定常運転状態と同様の作用が行われる。
他方、冷熱量算出手段１０３によって算出された冷熱量がある一定量よりも少ない場合は、例えば送ガス先である火力発電所がＤＳＳ運用で停止した非定常運転状態であり、この場合、実施の形態３における非定常状態と同様の制御を行うようにすればよい。
本発明を適用した蒸発ガス抑制装置が火力発電設備のＤＳＳ運用に追従して蒸発ガスを抑制する場合の冷熱の蓄積と消費の時間変化を図１０に基づいて説明する。
図１０においては、２４時間のうちに、火力発電設備の運転中に蓄積した冷熱を火力発電設備の停止中に消費することを前提として、熱のバランスが計算されている。
図１０においては、２４時間のうちに、火力発電設備の運転中に蓄積した冷熱を火力発電設備の停止中に消費することを前提として、熱のバランスが計算されている。
以下は、図３に示した実施の形態２の構成を用いて説明する。
火力発電設備の運転中、ヒートポンプ９は５０ｔｏｎ／ｈのＬＮＧの冷熱を利用して、ＬＮＧ戻り配管７を４０ｔｏｎ／ｈで流れるＬＮＧを−１７５℃まで過冷却する。このうち、過冷却ＬＮＧは、２４ｔｏｎ／ｈでＬＮＧタンク３に還流し、１６ｔｏｎ／ｈで連絡配管６５及び受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介して受入配管５９に供給される。
火力発電設備の運転中、ヒートポンプ９は５０ｔｏｎ／ｈのＬＮＧの冷熱を利用して、ＬＮＧ戻り配管７を４０ｔｏｎ／ｈで流れるＬＮＧを−１７５℃まで過冷却する。このうち、過冷却ＬＮＧは、２４ｔｏｎ／ｈでＬＮＧタンク３に還流し、１６ｔｏｎ／ｈで連絡配管６５及び受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管６３を介して受入配管５９に供給される。
２４ｔｏｎ／ｈでＬＮＧタンク３に還流した−１７５℃の過冷却ＬＮＧは、ＬＮＧタンク３への約６００ｋＷの入熱をキャンセルすることができる。ＬＮＧの蒸発潜熱を約５２０ｋＪ／ｋｇとすると、約４ｔｏｎ／ｈのＢＯＧの発生を抑制することができる。一方、１６ｔｏｎ／ｈで受入配管５９に供給されたＬＮＧは、受入配管５９の内部に貯留されていく。この結果、約４００ｋＷの冷熱が受入配管５９に蓄積されていくことになる。
図１０で想定している火力発電設備の運用においては、１箇所のＬＮＧ基地から燃料の供給を受け、昼間に運転し、夜間に停止する。このため、夜間はＬＮＧ基地からの送ガスが停止する結果、ヒートポンプ９による冷熱の回収ができなくなる。昼間に受入配管５９に蓄積した冷熱によって、夜間のＢＯＧ発生を抑制する条件で運転時間を計算すると、昼間の火力発電設備の運転時間は１４．４ｈとなり、夜間の停止時間は９．６ｈとなる。
したがって、昼間の１４．４ｈで、４００ｋＷで受入配管５９に蓄積した５７６０ｋＷｈの冷熱を、夜間に６００ｋＷ、９．６ｈでＬＮＧタンク３に供給することで、夜間の約４ｔｏｎ／ｈのＢＯＧ発生を抑制することができる。
１ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態１）
３ ＬＮＧタンク
５ 払出配管
７ ＬＮＧ戻り配管
７ａ 保冷循環ＬＮＧ戻り配管
７ｂ 保冷循環ＬＮＧ戻り配管
７ｃ 保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ
７ｄ ＬＮＧ戻り母管
７ｅ 第１熱交換器入口配管
７ｆ 第１熱交換器出口配管
９ ヒートポンプ
１１ 戻りＬＮＧ貯留タンク
１３ 圧力検出器
１５ 制御装置
１７ ＬＮＧ気化器
１９ プライマリポンプ
２１ セカンダリポンプ
２１ａ セカンダリポンプ
２１ｂ セカンダリポンプ
２３ 中圧払出配管
２３ａ 中圧払出母管
２３ｂ 吸込ヘッダ
２３ｃ 吸込配管
２３ｄ 吸込配管
２４ バイパス配管
２４ａ バイパス弁
２５ 高圧払出配管
２５ａ 吐出配管
２５ｂ 吐出配管
２５ｃ 吐出ヘッダ
２５ｄ 高圧払出母管
２７ バレル
２９ 第１熱交換器
３１ 冷媒圧縮機
３３ 第２熱交換器
３５ 減圧装置
３７ 冷媒配管
３９ 第２熱交換器入口配管
４１ 第２熱交換器出口配管
４３ 戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管
４５ 戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管
４７ 第１流量制御弁
４９ 第２流量制御弁
５１ 気化流量制御弁
５３ 気化器遮断弁
５５ 送ガス配管
５７ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態２）
５９ 受入配管
５９ａ 上部受入配管
５９ｂ 下部受入配管
６０ ロート管
６１ 受入アーム
６１ａ 受入アーム遮断弁
６３ 受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管
６５ 連絡配管
６７ ＢＯＧ抜出し管
６９ ＢＯＧ母管
７１ ＢＯＧ圧縮機
７３ フレアスタック
７５ 中圧ＢＯＧ配管
７７ ＢＯＧ開放弁
７９ 戻りＬＮＧ流量制御弁
８１ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態３）
８３ 受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁
８５ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態４）
８７ 三方弁
８９ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態５）
９１ ヒートポンプ
９３ スピードコントローラ
９５ ヒートポンプ
９７ ヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁
９９ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態６）
１０１ 流体量検出手段
１０３ 冷熱量算出手段
３ ＬＮＧタンク
５ 払出配管
７ ＬＮＧ戻り配管
７ａ 保冷循環ＬＮＧ戻り配管
７ｂ 保冷循環ＬＮＧ戻り配管
７ｃ 保冷循環ＬＮＧ戻りヘッダ
７ｄ ＬＮＧ戻り母管
７ｅ 第１熱交換器入口配管
７ｆ 第１熱交換器出口配管
９ ヒートポンプ
１１ 戻りＬＮＧ貯留タンク
１３ 圧力検出器
１５ 制御装置
１７ ＬＮＧ気化器
１９ プライマリポンプ
２１ セカンダリポンプ
２１ａ セカンダリポンプ
２１ｂ セカンダリポンプ
２３ 中圧払出配管
２３ａ 中圧払出母管
２３ｂ 吸込ヘッダ
２３ｃ 吸込配管
２３ｄ 吸込配管
２４ バイパス配管
２４ａ バイパス弁
２５ 高圧払出配管
２５ａ 吐出配管
２５ｂ 吐出配管
２５ｃ 吐出ヘッダ
２５ｄ 高圧払出母管
２７ バレル
２９ 第１熱交換器
３１ 冷媒圧縮機
３３ 第２熱交換器
３５ 減圧装置
３７ 冷媒配管
３９ 第２熱交換器入口配管
４１ 第２熱交換器出口配管
４３ 戻りＬＮＧ貯留タンク入口配管
４５ 戻りＬＮＧ貯留タンク出口配管
４７ 第１流量制御弁
４９ 第２流量制御弁
５１ 気化流量制御弁
５３ 気化器遮断弁
５５ 送ガス配管
５７ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態２）
５９ 受入配管
５９ａ 上部受入配管
５９ｂ 下部受入配管
６０ ロート管
６１ 受入アーム
６１ａ 受入アーム遮断弁
６３ 受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給配管
６５ 連絡配管
６７ ＢＯＧ抜出し管
６９ ＢＯＧ母管
７１ ＢＯＧ圧縮機
７３ フレアスタック
７５ 中圧ＢＯＧ配管
７７ ＢＯＧ開放弁
７９ 戻りＬＮＧ流量制御弁
８１ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態３）
８３ 受入配管冷却ＬＮＧ流量制御弁
８５ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態４）
８７ 三方弁
８９ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態５）
９１ ヒートポンプ
９３ スピードコントローラ
９５ ヒートポンプ
９７ ヒートポンプ戻りＬＮＧ流量制御弁
９９ 蒸発ガス抑制装置（実施の形態６）
１０１ 流体量検出手段
１０３ 冷熱量算出手段
Claims (6)
- ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクと、該ＬＮＧタンク内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるＬＮＧの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプとを備えたＬＮＧ基地における前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置であって、
前記環流ラインに接続されて前記ヒートポンプの稼働中に所定量の過冷却のＬＮＧを収容する容積バッファと、
前記ＬＮＧタンクの気層部の圧力を検出する圧力検出手段と、
前記ＬＮＧタンクに供給する冷熱量を調節するために前記ＬＮＧタンクに流入するＬＮＧの流量を調節するＬＮＧ流量調節装置と、
前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御するＬＮＧ流量調節装置制御手段とを備え、
該ＬＮＧ流量調節装置制御手段は前記ヒートポンプが稼動していないときに前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに流入させるように前記ＬＮＧ流量調節装置を制御する機能を有していることを特徴とするＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置。 - 前記ＬＮＧ流量調節装置制御手段は、
前記ヒートポンプの稼動中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記ヒートポンプによって過冷却された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節し、
前記ヒートポンプの停止中においては、前記ＬＮＧ流量調節装置を制御して、前記圧力検出手段の検出結果が予め定められた範囲に収まるように、前記容積バッファに収容された過冷却ＬＮＧのＬＮＧタンクへの流入量を調節することを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置。 - 前記容積バッファは、荷揚げされたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに移送する受入配管であることを特徴とする請求項１又は２に記載のＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置。
- 前記払出ラインを流れるＬＮＧの一部を前記受入配管に供給して前記受入配管内を保冷すると共に環流の流れを形成する受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給ラインと、前記環流ラインと前記受入配管保冷循環用ＬＮＧ供給ラインを接続する連絡ラインとをさらに有し、
前記ＬＮＧ流量調節装置は、前記環流ラインから前記連絡ラインに供給する過冷却ＬＮＧ又はＬＮＧの流量を調整する流量制御弁を含むことを特徴とする請求項３記載のＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制装置。 - ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクと、該ＬＮＧタンク内のＬＮＧを外部に払い出す払出ラインと、前記払出ラインから分岐してＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに還流させる還流ラインと、前記払出ラインに設けられて該払出ラインを流れるＬＮＧの冷熱を利用して前記環流ラインを流れるＬＮＧを過冷却するヒートポンプとを備え、前記ヒートポンプによって過冷却されたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに供給することで前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するようにしているＬＮＧ基地における前記ＬＮＧタンクで発生する蒸発ガスを抑制するＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制方法であって、
前記ヒートポンプの稼動中に前記環流ラインを流れる過冷却ＬＮＧを容積バッファに一時的に貯留しておき、前記ヒートポンプの停止中において前記容積バッファに貯留された過冷却ＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに供給するようにしたことを特徴とするＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制方法。 - 前記容積バッファは、荷揚げされたＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに移送する受入配管であり、前記ヒートポンプの稼動中には環流する過冷却ＬＮＧの一部を前記受入配管の上流側から前記受入配管に供給して前記受入配管に冷熱を蓄積し、前記ヒートポンプの停止中において環流するＬＮＧを前記受入配管の上流側から供給することで、前記受入配管に貯留されている過冷却ＬＮＧを押し出すようにして前記ＬＮＧタンクに供給するようにしたことを特徴とする請求項５記載のＬＮＧタンクの蒸発ガス抑制方法。
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