JP2019178699A - 液化天然ガス気化システム - Google Patents

Abstract

【課題】気化器における着氷の発生を抑制することが可能でかつコストの著しい増大を抑制可能な液化天然ガス気化システムを提供すること。【解決手段】液化天然ガス気化システム（１）であって、水で液化天然ガスを加熱することによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器（１０）と、気化器（１０）から流出した水の冷熱を利用する冷熱利用部（２０）と、循環流路（３０）と、循環ポンプ（３２）と、を備え、気化器（１０）は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（Ｍ）と冷熱利用部（２０）から流出した水とを熱交換させることによって中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部（Ｅ１）と、中間媒体蒸発部（Ｅ１）において液相の中間媒体が蒸発することにより生じた気相の中間媒体と液化天然ガスとを熱交換させることにより液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部（Ｅ２）と、を有すること。【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガス気化システムに関するものである。

従来、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるための気化器において液化天然ガスから回収された冷熱を、当該冷熱の利用先に供給する液化天然ガス気化システムが知られている。

例えば、特許文献１には、ＬＮＧ気化器と、ガスタービン吸気冷却器と、ガスタービン吸気冷却水循環系路と、ガスタービン吸気冷却水循環ポンプと、ガスタービン発電装置と、を備えるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備が開示されている。ＬＮＧ気化器は、ＬＮＧを流すための伝熱管を含んでいる。このＬＮＧ気化器では、伝熱管内を流れるＬＮＧと伝熱管の表面に接触する水とを熱交換させることによってＬＮＧを気化させる。ガスタービン吸気冷却器は、ＬＮＧ気化器から流出した水（冷却水）と空気とを熱交換させることによって空気を冷却する。つまり、このガスタービン吸気冷却器が、液化天然ガスから回収された冷熱の利用先に相当する。ガスタービン吸気冷却水循環系路は、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器を接続している。水は、ガスタービン吸気冷却水循環系路を循環することにより、ＬＮＧ気化器及びガスタービン吸気冷却器をこの順に流れる。ガスタービン吸気冷却水循環ポンプは、ガスタービン吸気冷却水循環系路に設けられている。ガスタービン発電装置は、ガスタービン吸気冷却器から流出した空気を圧縮するガスタービン圧縮機と、ガスタービン圧縮機から吐出された空気と天然ガス（ＮＧ）の燃焼ガスとの混合ガスにより駆動されるガスタービンと、ガスタービンに接続された発電機と、を有している。

この特許文献１に記載されるＬＮＧ焚きコンバインドサイクル発電設備の気化器では、ＬＮＧが流れる伝熱管の表面に着氷が生じる場合がある。

一方、このような気化器での着氷の発生を抑制可能なシステムとして、特許文献２に開示される液化ガスの気化システムが知られている。具体的に、特許文献２に記載のシステムでは、熱交換器においてＬＮＧと熱交換させる媒体として、水の凝固点よりも低い凝固点を有するいわゆる代替フロンが使用されている。このため、熱交換器での着氷の発生が抑制されている。

特開平０６−２１３００１号公報 特許第６０９２０６５号公報

特許文献２に記載される液化ガスの気化システムでは、媒体（代替フロン）が循環する流路が当該媒体で満たされる必要があるので、コスト（特にイニシャルコスト）が非常に高くなる。

本発明の目的は、気化器における着氷の発生を抑制することが可能でかつコストの著しい増大を抑制可能な液化天然ガス気化システムを提供することである。

前記課題を解決する手段として、本発明は、液化天然ガス気化システムであって、水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、前記気化器から流出した水の冷熱を利用する冷熱利用部と、水が前記気化器及び前記冷熱利用部をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷熱利用部を接続する循環流路と、前記循環流路に設けられた循環ポンプと、を備え、前記気化器は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷熱利用部から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、前記中間媒体蒸発部において液相の中間媒体が蒸発することにより生じた気相の中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有する、液化天然ガス気化システムを提供する。

本液化天然ガス気化システムでは、循環流路を循環する媒体が水であるので、コストの増大を抑えつつ気化器において回収した冷熱を冷熱利用部において有効に利用でき、かつ、気化器では、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（プロパン等）を介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、中間媒体蒸発部での着氷の発生が抑制される。

また、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記冷熱利用部をバイパスするように前記循環流路に接続されたバイパス流路と、前記冷熱利用部へ流入する前記水の流量と前記バイパス流路へ流入する前記水の流量とを調整することが可能な調整部と、をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、冷熱利用部の負荷が比較的低い場合においても、当該気化器へは、中間媒体蒸発部での着氷の発生を抑制するのに十分な流量の水を供給しながら冷熱利用部に対して当該冷熱利用部の負荷に応じた流量の水を供給することが可能となる。例えば、冷熱利用部の負荷が比較的低い場合、冷熱利用部へ供給する水の流量も少なくなる。その場合において、冷熱利用部へ供給する流量よりも多量の水を気化器の中間媒体蒸発部に流入及び中間媒体蒸発部から流出させ、かつ、中間媒体蒸発部から流出した水のうち冷熱利用部へ供給する流量の余剰分がバイパス流路に流入するように調整部が調整されることにより、前記負荷に応じた流量の水が冷熱利用部に供給されるとともに、前記気化器へは中間媒体蒸発部から流出する水の温度の過度の低下を防ぐために十分な流量の水が供給されるので、中間媒体蒸発部での着氷の発生が抑制される。

また、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記気化器から流出した水の温度が設定温度になるように前記調整部を制御する調整部制御部をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、冷熱利用部へ供給される水の温度が概ね設定温度に自動で維持される。

また、前記調整部は、前記バイパス流路に設けられたバイパスポンプを有し、前記調整部制御部は、前記気化器から流出した水の温度が前記設定温度になるように前記バイパスポンプの回転数を制御することが好ましい。

このようにすれば、冷熱利用部へ流入する水の流量とバイパスへ流入する水の流量との割合が有効に制御される。

また、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記循環流路のうち前記バイパス流路と前記気化器との間の部位に設けられており、前記気化器から流出したガスを加熱する加温部をさらに備えることが好ましい。

このようにすれば、気化器から流出したガスが加温部において有効に加熱される。

前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記バイパス流路の下流側の端部は、前記循環流路のうち前記加温部と前記気化器との間の部位に接続されていてもよい。

この態様では、バイパス流路を通過した水の加温部への流入（気化器において液化天然ガスから回収された冷熱の加温部への投入）が回避されるので、加温部においてガスが有効に加熱される。

あるいは、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記加温部をバイパスするように前記循環流路に接続された分岐流路をさらに備え、前記バイパス流路の下流側の端部は、前記分岐流路又は前記循環流路のうち前記加温部と前記気化器との間の部位に接続されていてもよい。

この態様においても、バイパス流路を通過した水が加温部に流入しないので、加温部においてガスが有効に加熱される。さらに、冷熱利用部から流出した水の一部のみが加温部に流入するので、冷熱利用部から流出した水の全量が加温部に流入する場合に比べて、加温部の小型化が可能になる。

また、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記循環ポンプの回転数を制御する循環ポンプ制御部をさらに備え、前記循環ポンプは、前記循環流路のうち当該循環流路と前記バイパス流路の上流側の端部との接続部である上流側接続部と前記冷熱利用部との間の部位に設けられており、前記循環ポンプ制御部は、前記冷熱利用部が出力する信号であって当該冷熱利用部の負荷を示す負荷信号に応じて前記循環ポンプの回転数を制御することが好ましい。

このようにすれば、冷熱利用部の負荷に応じて循環ポンプの回転数、すなわち、冷熱利用部への給水量が調整される。

また、前記液化天然ガス気化システムにおいて、前記循環流路のうち前記上流側接続部と前記循環ポンプとの間の部位に設けられており、前記気化器から流出した水を貯留する冷水タンクをさらに備えることが好ましい。

この態様では、冷水タンクに冷水（気化器から流出した水）が貯留されているので、冷熱利用部の負荷の変動に応じて有効に冷熱利用部への給水量を調整することが可能となる。

以上のように、本発明によれば、気化器における着氷の発生を抑制することが可能でかつコストの著しい増大を抑制可能な液化天然ガス気化システムを提供することができる。

本発明の第１実施形態の液化天然ガス気化システムの構成の概略を示す図である。 本発明の第２実施形態の液化天然ガス気化システムの構成の概略を示す図である。 本発明の第３実施形態の液化天然ガス気化システムの構成の概略を示す図である。

本発明の好ましい実施形態について、以下、図面を参照しながら説明する。

（第１実施形態）
本発明の第１実施形態の液化天然ガス気化システム１について、図１を参照しながら説明する。本液化天然ガス気化システム１は、水で液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させるとともに、そのときに水が液化天然ガスから回収した冷熱を当該冷熱の利用先に供給するシステムであって、気化器１０として、いわゆる中間媒体式気化器（ＩＦＶ）が採用されている。具体的に、液化天然ガス気化システム１は、気化器１０と、冷熱利用部２０と、循環流路３０と、循環ポンプ３２と、バイパス流路４０と、調整部４２と、コントローラ５０と、加温部Ｅ３と、を備えている。循環流路３０は、気化器１０及び冷熱利用部２０をこの順に接続している。

気化器１０は、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体（例えば、プロパンや、ＨＦＣ−３２，Ｒ４１０Ａ等の代替フロン）Ｍを介して水と液化天然ガスとを熱交換させることによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる中間媒体式気化器（ＩＦＶ）である。つまり、この気化器１０では、水によって中間媒体Ｍが加熱され、その中間媒体Ｍによって液化天然ガスが加熱される。具体的に、気化器１０は、中間媒体蒸発部Ｅ１と、液化天然ガス気化部Ｅ２と、中間媒体蒸発部Ｅ１、液化天然ガス気化部Ｅ２及び中間媒体Ｍを収容可能なシェル１１と、を有する。

中間媒体蒸発部Ｅ１は、液相の中間媒体Ｍと、冷熱利用部２０から流出した水（温水）とを熱交換させることによって中間媒体Ｍの少なくとも一部を蒸発させる。本実施形態では、中間媒体蒸発部Ｅ１は、伝熱管により構成されている。中間媒体蒸発部Ｅ１は、シェル１１内の下部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍに浸る位置）に配置されている。つまり、中間媒体蒸発部Ｅ１内を流れる水によって中間媒体蒸発部Ｅ１の表面に接する中間媒体Ｍが加熱される。

液化天然ガス気化部Ｅ２は、液化天然ガスと気相の中間媒体Ｍとを熱交換させることによって液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる。本実施形態では、液化天然ガス気化部Ｅ２は、Ｕ字状に形成された伝熱管により構成されている。液化天然ガス気化部Ｅ２は、シェル１１内の上部（シェル１１内のうち液相の中間媒体Ｍの表面よりも上方の領域）に配置されている。つまり、液化天然ガス気化部Ｅ２内を流れる液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２の表面に接する気相の中間媒体Ｍによって加熱される。具体的に、液化天然ガス気化部Ｅ２内を流れる液化天然ガスは、気相の中間媒体Ｍの蒸発潜熱を奪うことによって気化する一方、気相の中間媒体Ｍは、蒸発潜熱を放出することによって凝縮する。

シェル１１には、互いに仕切板１４で仕切られた入口室１２及び出口室１３が接続されている。入口室１２は、当該入口室１２内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の一端に接続されている。出口室１３は、当該出口室１３内と液化天然ガス気化部Ｅ２内とが連通するように液化天然ガス気化部Ｅ２の他端に接続されている。つまり、入口室１２から液化天然ガス気化部Ｅ２内に流入した液化天然ガスは、液化天然ガス気化部Ｅ２内を通過する過程で気相の中間媒体Ｍに加熱されることによってその少なくとも一部が気化し、出口室１３に流入する。

また、シェル１１には、水入口室１５と、水出口室１６と、が接続されている。水入口室１５は、当該水入口室１５内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の一方側に接続されている。水出口室１６は、当該水出口室１６内と中間媒体蒸発部Ｅ１内とが連通するようにシェル１１の他方側に接続されている。つまり、水入口室１５から中間媒体蒸発部Ｅ１内に流入した水（温水）は、中間媒体蒸発部Ｅ１内を通過する過程で液相の中間媒体Ｍから冷熱を回収し、水出口室１６を経由して循環流路３０に流出する。なお、水入口室１５内に仕切板が設けられ、中間媒体蒸発部Ｅ１内に流入した水が折返し流れとされてもよい。

冷熱利用部２０は、気化器１０から流出した水の冷熱を利用する。冷熱利用部２０として、ガスタービンコンバインドサイクル発電装置に供給される空気の冷却に用いられる熱交換器や、各種施設の冷房に用いられる熱交換器等が挙げられる。

循環ポンプ（冷水ポンプ）３２は、循環流路３０のうち気化器１０の下流側の部位に設けられている。循環ポンプ３２は、気化器１０から流出した水（冷水）を冷熱利用部２０に送る。本実施形態の液化天然ガス気化システム１は、循環流路３０のうち気化器１０と循環ポンプ３２との間の部位に設けられた冷水タンク３４を備えている。冷水タンク３４は、気化器１０から流出した水（冷水）を貯留する。

また、本実施形態の液化天然ガス気化システム１は、循環流路３０のうち冷熱利用部２０の下流側の部位に設けられた温水ポンプ３６と、循環流路３０のうち冷熱利用部２０と温水ポンプ３６との間の部位に設けられた温水タンク３８と、をさらに備えている。温水ポンプ３６は、冷熱利用部２０から流出した水（温水）を気化器１０に送る。温水タンク３８は、冷熱利用部２０から流出した水（温水）を貯留する。さらに、循環流路３０のうち冷熱利用部２０と温水タンク３８との間の部位には、熱源（海水等）によって水を加熱するバックアップ加温器３９が設けられてもよい。

バイパス流路４０は、冷熱利用部２０をバイパスするように循環流路３０に接続されている。バイパス流路４０の上流側の端部は、循環流路３０のうち気化器１０と冷水タンク３４との間の部位に接続されている。バイパス流路４０の下流側の端部は、循環流路３０のうち温水ポンプ３６と気化器１０との間の部位に接続されている。このため、バイパス流路４０を通る水（冷水）は、冷熱利用部２０において受熱することなく再び気化器１０に戻される。

調整部４２は、気化器１０から流出した水のうち冷熱利用部２０へ流入する水の流量とバイパス流路４０へ流入する水の流量との割合を調整する。本実施形態では、調整部４２として、バイパス流路４０にバイパスポンプが設けられている。このバイパスポンプの回転数（周波数）の調整により、気化器１０から流出した水のうち冷熱利用部２０へ流入する水の流量とバイパス流路４０へ流入する水の流量との割合が調整される。なお、バイパスポンプの代わりに、調整部４２として開度調整可能な開閉弁がバイパス流路４０に設けられてもよい。あるいは、前記開閉弁の代わりに、調整部４２として三方弁が循環流路３０とバイパス流路４０の上流側の端部との接続部に設けられてもよい。

コントローラ５０は、調整部制御部５１と、循環ポンプ制御部５２と、を有する。

調整部制御部５１は、調整部（本実施形態ではバイパスポンプ）４２の回転数を制御する。具体的に、調整部制御部５１は、気化器１０から流出した水の温度が設定温度（例えば４℃）になるようにバイパスポンプの回転数を制御する。なお、気化器１０から流出した水の温度は、循環流路３０のうち気化器１０の下流側の部位に設けられた温度センサ６１によって検出される。

循環ポンプ制御部５２は、循環ポンプ３２及び温水ポンプ３６の回転数を制御する。具体的に、循環ポンプ制御部５２は、冷熱利用部２０が出力する信号であって当該冷熱利用部２０の負荷を示す負荷信号に応じて循環ポンプ３２及び温水ポンプ３６の回転数を制御する。例えば、循環ポンプ制御部５２は、前記負荷信号が大きくなるにしたがって循環ポンプ３２及び温水ポンプ３６の回転数を上げる。ここで、冷熱利用部２０への水の供給量が前記負荷信号の大きさに対応している場合、冷熱利用部２０の下流側の部位の温度（例えば温水タンク３８に設けられた温度センサ６３の検出値）と冷熱利用部２０の上流側の部位の温度（例えば冷水タンク３４に設けられた温度センサ６２の検出値）との温度差が概ね規定値に維持される。このため、前記温度差が概ね規定値に維持されている場合、冷熱利用部２０への水の供給量が前記負荷信号の大きさに対応していると判断することが可能である。なお、循環ポンプ制御部５２による循環ポンプ３２及び温水ポンプ３６の制御は、調整部制御部５１による調整部４２の制御から独立して行われる。

また、コントローラ５０は、中間媒体蒸発部Ｅ１の温度が第１所定温度（例えば−１℃）以下になったときにアラームを出力し、中間媒体蒸発部Ｅ１の温度（伝熱管の管壁の温度）が第１所定温度よりも低い第２所定温度（例えば−３℃）以下になったときに気化器１０への液化天然ガスの供給を停止してもよい。なお、中間媒体蒸発部Ｅ１の温度は、中間媒体蒸発部Ｅ１の下流側の端部に設けられた温度センサ６４によって検出される。

加温部Ｅ３は、循環流路３０のうち冷熱利用部２０と気化器１０との間の部位、より詳細には、温水ポンプ３６と気化器１０との間の部位に設けられている。加温部Ｅ３は、気化器１０から流出したガスを冷熱利用部２０から流出した水（温水）によって加熱する。なお、加温部Ｅ３として、いわゆるシェルアンドチューブ式の熱交換器やいわゆるプレート式の熱交換器が好ましく用いられる。

以上に説明したように、本実施形態の液化天然ガス気化システム１では、循環流路３０を循環する媒体が水であるので、コストの増大を抑えつつ気化器１０において回収した冷熱を冷熱利用部２０において有効に利用でき、かつ、気化器１０では、水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体Ｍを介して水と液化天然ガスとの熱交換が行われるので、中間媒体蒸発部Ｅ１での着氷の発生が抑制される。

また、この液化天然ガス気化システム１は、バイパス流路４０と調整部４２とを備えているので、冷熱利用部２０の負荷が比較的低い場合においても、気化器１０へは、中間媒体蒸発部Ｅ１での着氷の発生を抑制するのに十分な流量の水を供給しながら冷熱利用部２０に対して当該冷熱利用部２０の負荷に応じた流量の水を供給することが可能となる。例えば、冷熱利用部２０の負荷が比較的低い場合、冷熱利用部２０へ供給する水の流量も少なくなる。その場合において、冷熱利用部２０へ供給する流量よりも多量の水を気化器１０の中間媒体蒸発部Ｅ１に流入及び中間媒体蒸発部Ｅ１から流出させ、かつ、中間媒体蒸発部Ｅ１から流出した水のうち冷熱利用部２０へ供給する流量の余剰分がバイパス流路４０に流入するように調整部４２が調整されることにより、前記冷熱利用部２０の負荷に応じた流量の水が冷熱利用部２０に供給されるとともに、気化器１０へは中間媒体蒸発部Ｅ１から流出する水の温度の過度の低下を防ぐために十分な流量の水が供給されるので、中間媒体蒸発部Ｅ１での着氷の発生が抑制される。

また、液化天然ガス気化システム１は、加温部Ｅ３を備えているので、気化器１０から流出したガスが加温部Ｅ３において有効に加熱される。

さらに、液化天然ガス気化システム１は、調整部制御部５１を備えているので、冷熱利用部２０へ供給される水の温度が概ね設定温度に自動で維持される。

また、液化天然ガス気化システム１は、循環ポンプ制御部５２を備えているので、冷熱利用部２０の負荷に応じて循環ポンプ３２及び温水ポンプ３６の回転数、すなわち、冷熱利用部２０及び気化器１０への給水量が調整される。

さらに、液化天然ガス気化システム１は、冷水タンク３４を備えているので、冷熱利用部２０の負荷の変動に応じて有効に冷熱利用部２０への給水量を調整することが可能となる。同様に、この液化天然ガス気化システム１は、温水タンク３８を備えているので、気化器１０の負荷変動に応じて有効に気化器１０への給水量を調整することが可能となる。

（第２実施形態）
次に、図２を参照しながら、本発明の第２実施形態の液化天然ガス気化システム１について説明する。なお、第２実施形態では、第１実施形態と異なる部分についてのみ説明を行い、第１実施形態と同じ構造、作用及び効果の説明は省略する。

本実施形態の液化天然ガス気化システム１では、バイパス流路４０の下流側の端部は、循環流路３０のうち加温部Ｅ３と気化器１０との間の部位に接続されている。

この態様では、バイパス流路４０を通過した水（冷水）の加温部Ｅ３への流入（気化器１０において液化天然ガスから回収された冷熱の加温部Ｅ３への投入）が回避されるので、加温部Ｅ３においてガスが有効に加熱される。

（第３実施形態）
次に、図３を参照しながら、本発明の第３実施形態の液化天然ガス気化システム１について説明する。なお、第３実施形態では、第１実施形態と異なる部分についてのみ説明を行い、第１実施形態と同じ構造、作用及び効果の説明は省略する。

本実施形態の液化天然ガス気化システム１は、加温部Ｅ３をバイパスするように循環流路３０に接続された分岐流路３１をさらに備えており、バイパス流路４０の下流側の端部は、分岐流路３１又は循環流路３０のうち加温部Ｅ３と気化器１０との間の部位に接続されている。

この態様においても、バイパス流路４０を通過した水（冷水）の加温部Ｅ３への流入が回避されるので、加温部Ｅ３においてガスが有効に加熱される。さらに、冷熱利用部２０から流出した水の一部のみが加温部Ｅ３に流入するので、第１実施形態のように冷熱利用部２０から流出した水の全量が加温部Ｅ３に流入する場合に比べて、加温部Ｅ３の小型化が可能になる。

なお、今回開示された実施形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

例えば、コントローラ５０が省略され、循環ポンプ３２の回転数やバイパスポンプの回転数がオペレータによって手動で制御されてもよい。

また、冷熱利用部２０と並列になるように循環流路３０に対して別の冷熱利用部が接続されてもよい。

１ 液化天然ガス気化システム
１０ 気化器
２０ 冷熱利用部
３０ 循環流路
３１ 分岐流路
３２ 循環ポンプ（冷水ポンプ）
３４ 冷水タンク
３６ 温水ポンプ
３８ 温水タンク
４０ バイパス流路
４２ 調整部（バイパスポンプ）
５０ コントローラ
５１ 調整部制御部
５２ 循環ポンプ制御部
Ｅ１ 中間媒体蒸発部
Ｅ２ 液化天然ガス気化部
Ｅ３ 加温部
Ｍ 中間媒体

Claims (9)

1. 液化天然ガス気化システムであって、
   水で液化天然ガスを加熱することによって当該液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる気化器と、
   前記気化器から流出した水の冷熱を利用する冷熱利用部と、
   水が前記気化器及び前記冷熱利用部をこの順に流れるように前記気化器及び前記冷熱利用部を接続する循環流路と、
   前記循環流路に設けられた循環ポンプと、を備え、
   前記気化器は、
   水の凝固点よりも低い凝固点を有する中間媒体と、前記冷熱利用部から流出した水と、を熱交換させることによって前記中間媒体の少なくとも一部を蒸発させる中間媒体蒸発部と、
   前記中間媒体蒸発部において液相の中間媒体が蒸発することにより生じた気相の中間媒体と前記液化天然ガスとを熱交換させることにより前記液化天然ガスの少なくとも一部を気化させる液化天然ガス気化部と、を有する、液化天然ガス気化システム。
2. 請求項１に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記冷熱利用部をバイパスするように前記循環流路に接続されたバイパス流路と、
   前記冷熱利用部へ流入する前記水の流量と前記バイパス流路へ流入する前記水の流量とを調整することが可能な調整部と、をさらに備える、液化天然ガス気化システム。
3. 請求項２に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記気化器から流出した水の温度が設定温度になるように前記調整部を制御する調整部制御部をさらに備える、液化天然ガス気化システム。
4. 請求項２又は３に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記調整部は、前記バイパス流路に設けられたバイパスポンプを有し、
   前記調整部制御部は、前記気化器から流出した水の温度が前記設定温度になるように前記バイパスポンプの回転数を制御する、液化天然ガス気化システム。
5. 請求項２ないし４のいずれかに記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記循環流路のうち前記バイパス流路と前記気化器との間の部位に設けられており、前記気化器から流出したガスを加熱する加温部をさらに備える、液化天然ガス気化システム。
6. 請求項５に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記バイパス流路の下流側の端部は、前記循環流路のうち前記加温部と前記気化器との間の部位に接続されている、液化天然ガス気化システム。
7. 請求項５に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記加温部をバイパスするように前記循環流路に接続された分岐流路をさらに備え、
   前記バイパス流路の下流側の端部は、前記分岐流路又は前記循環流路のうち前記加温部と前記気化器との間の部位に接続されている、液化天然ガス気化システム。
8. 請求項２ないし７のいずれかに記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記循環ポンプの回転数を制御する循環ポンプ制御部をさらに備え、
   前記循環ポンプは、前記循環流路のうち当該循環流路と前記バイパス流路の上流側の端部との接続部である上流側接続部と前記冷熱利用部との間の部位に設けられており、
   前記循環ポンプ制御部は、前記冷熱利用部が出力する信号であって当該冷熱利用部の負荷を示す負荷信号に応じて前記循環ポンプの回転数を制御する、液化天然ガス気化システム。
9. 請求項８に記載の液化天然ガス気化システムにおいて、
   前記循環流路のうち前記上流側接続部と前記循環ポンプとの間の部位に設けられており、前記気化器から流出した水を貯留する冷水タンクをさらに備える、液化天然ガス気化システム。

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