JP2020133872A - Fuel gas supply system and fuel gas supply method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関し、特に、高発熱量の燃料ガスおよび低発熱量の燃料ガスを需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関するものである。 The present invention relates to a fuel gas supply system and a fuel gas supply method, and more particularly to a fuel gas supply system and a fuel gas supply method capable of supplying a fuel gas having a high calorific value and a fuel gas having a low calorific value to a demand destination. It is a thing.
従来から、ＬＮＧ基地では、タンク（ＬＮＧタンク）に貯蔵された液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、「ＬＮＧ」と称す）を気化して、一般家庭等に「都市ガス」（以下、「ＬＮＧ」を気化させた天然ガスを「ＮＧ」と称す）を供給するほか、その他の需要先、例えば、ガス発電機に用いられる「ＮＧ」（以下、「発電用ガス」と称す）を発電所等に供給する運用をおこなっている。 Conventionally, at LNG terminals, liquefied natural gas (hereinafter referred to as "LNG") stored in a tank (LNG tank) is vaporized to give "city gas" (hereinafter, "LNG") to general households and the like. In addition to supplying natural gas vaporized from "NG" (hereinafter referred to as "NG"), other demand destinations such as "NG" used in gas generators (hereinafter referred to as "gas for power generation") are supplied to power plants, etc. We are operating to supply to.
一般に、ＬＮＧ基地から供給される「ＮＧ」は、その需要先の使用用途等に応じて、その性状（品質）が定められている場合が少なくない。
具体的に、「都市ガス」にあっては、需要先での利用に適した発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ3」）が厳密に規定される一方、「発電用ガス」にあっては、「都市ガス」ほどの厳密な規定はないものの、契約等によって定められた要求発熱量（例えば、「４０．５〜４２．５ＭＪ／ｍ3」）に調整等することが求められている。
In general, the properties (quality) of "NG" supplied from an LNG terminal are often determined according to the intended use of the demand destination.
Specifically, in the case of "city gas", the calorific value suitable for use at the demand destination (for example, "45 MJ / m 3 ") is strictly defined, while in the case of "power generation gas" Although there is no strict regulation as for "city gas", it is required to adjust to the required calorific value (for example, "40.5 to 42.5 MJ / m 3 ") specified by the contract.
このため、ＬＮＧ基地では、「都市ガス」の規定発熱量や「発電用ガス」の要求発熱量を確保するため、例えば、
（ａ）タンクに受け入れる「ＬＮＧ」種（例えば、リッチガスやシェールガス）を選定したうえ、
（ｂ）受け入れた「ＬＮＧ」が「都市ガス」の規定発熱量等に達していない場合、その発熱量をいわば強制的に上昇させる措置（以下、「熱量調整処理」という）を講じる、
ようにしている。
Therefore, in order to secure the specified calorific value of "city gas" and the required calorific value of "power generation gas" at the LNG terminal, for example,
(A) After selecting the "LNG" type (for example, rich gas or shale gas) to be accepted in the tank,
(B) If the received "LNG" does not reach the specified calorific value of "city gas", take measures to forcibly increase the calorific value (hereinafter referred to as "calorific value adjustment processing").
I am trying to do it.
このような「熱量調整処理」としては、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混合するほか、例えば、特許文献１に記載の技術が知られている。 As such a "calorific value adjusting process", in addition to mixing "LNG" having a different calorific value, for example, the technique described in Patent Document 1 is known.
この特許文献１の技術は、
「ＬＮＧ」を気化して「ＮＧ」を生成する「ＬＮＧ気化器」と、
「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称す）を昇圧する「ＢＯＧ圧縮機」と、
液化石油ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、以下、「ＬＰＧ」と称す）を気化してＬＰＧ気化ガスを生成する「ＬＰＧ気化器」と、
「ＬＰＧ気化器」により生成されたＬＰＧ気化ガスの送出量（流量）を調整する「流量調節弁」と、
「ＢＯＧ圧縮機」により昇圧された「ＢＯＧ」と、「流量調節弁」により流量調整されたＬＰＧ気化ガスとを混合する「ミキサ」と、
「ミキサ」により混合された「ＢＯＧ」と、「ＬＰＧ気化器」により生成された「ＮＧ」とを合流させた状態で、需要先に「ＮＧ」を供給する「ガス導管」と、
を備えたものである。
The technique of Patent Document 1 is
An "LNG vaporizer" that vaporizes "LNG" to generate "NG",
A "BOG compressor" that boosts the boil-off gas (Boil Off Gas, hereinafter referred to as "BOG") discharged from the LNG tank that stores "LNG".
An "LPG vaporizer" that vaporizes liquefied petroleum gas (hereinafter referred to as "LPG") to generate LPG vaporized gas.
A "flow rate control valve" that adjusts the amount (flow rate) of LPG vaporized gas generated by the "LPG vaporizer"
A "mixer" that mixes "BOG" boosted by a "BOG compressor" and LPG vaporized gas whose flow rate is adjusted by a "flow rate control valve".
A "gas conduit" that supplies "NG" to the demand destination in a state where the "BOG" mixed by the "mixer" and the "NG" generated by the "LPG vaporizer" are merged.
It is equipped with.
このような技術によれば、「流量調節弁」や「ミキサ」等を設けることにより「都市ガス」等の「ＮＧ」を所望の発熱量まで上昇させることが可能である。 According to such a technique, it is possible to raise "NG" such as "city gas" to a desired calorific value by providing a "flow rate control valve", a "mixer" or the like.
しかしながら、一般に、「ＬＮＧ」や「ＮＧ」の増熱に用いられる「ＬＰＧ」は、比較的高価であるため、特許文献１の技術では、その使用量の増加に伴って、コスト（ガス製造単価）が割高になる、といった問題があった。 However, in general, "LPG" used for increasing the heat of "LNG" and "NG" is relatively expensive, and therefore, in the technique of Patent Document 1, the cost (gas production unit price) is increased as the amount used increases. ) Was expensive.
また、特許文献１の技術では、「ＬＰＧ」が混合された「ＢＯＧ」を、「ＮＧ」が流れる「ガス導管」に直接導入するように構成されているため、比較的能力（吐出圧力等）の高い「ＢＯＧ圧縮機」を用いなければならず、駆動頻度等によっては、消費電力の増加を招く、といった問題も生じる。 Further, in the technique of Patent Document 1, since "BOG" mixed with "LPG" is configured to be directly introduced into the "gas conduit" through which "NG" flows, it has a relatively large capacity (discharge pressure, etc.). It is necessary to use a high-quality "BOG compressor", and there is a problem that power consumption increases depending on the driving frequency and the like.
さらに、特許文献１の技術では、比較的能力の高い「ＢＯＧ圧縮機」によって「ＢＯＧ」が圧縮されると、その温度が高温となるため、場合によっては、昇温された「ＢＯＧ」が原因で、その周囲等に設けられる機器（例えば、計器類）に不具合が生じるおそれがある。 Further, in the technique of Patent Document 1, when the "BOG" is compressed by the "BOG compressor" having a relatively high capacity, the temperature becomes high, and in some cases, the raised "BOG" is the cause. Therefore, there is a risk that a device (for example, instruments) provided around the device may malfunction.
かかる場合、「流量調整弁」の開閉量の制御に加え、「都市ガス」等の発熱量を考慮しつつ、例えば、「ＬＮＧ気化器」による「ＮＧ」の気化量を調整する制御もおこなわなければならないため、制御内容等によっては、常に、一定品質の「都市ガス」や「発電用ガス」を需要先に供給することができない、といった問題を生じる。 In such a case, in addition to controlling the opening / closing amount of the "flow rate adjusting valve", control of adjusting the vaporization amount of "NG" by, for example, the "LNG vaporizer" must be performed while considering the calorific value of "city gas" or the like. Therefore, depending on the control content and the like, there is a problem that it is not always possible to supply a certain quality of "city gas" or "power generation gas" to the demand destination.
本発明は、このような問題を解決するためになされたものであり、その目的は、「ＬＰＧ」等の増熱用燃料の使用量を抑えつつ、発熱量の異なる燃料ガス（例えば、「都市ガス」および「発電用ガス」）を、一定の品質でかつ安定して需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法を提供することにある。 The present invention has been made to solve such a problem, and an object of the present invention is to reduce the amount of heating fuel such as "LPG" used, and to reduce the amount of heat generation of fuel gas (for example, "city"). It is an object of the present invention to provide a fuel gas supply system and a fuel gas supply method capable of stably supplying "gas" and "gas for power generation") to customers with constant quality.
上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給システムによれば、低温液体を貯蔵する低温タンクと、前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する第１再液化ガス供給ラインと、前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記第１制御バルブおよび前記第２制御バルブの各開閉量を制御する制御装置と、を備え、前記制御装置は、前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を制御するとともに、前記第２制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を制御する、ことにより解決される。 According to the fuel gas supply system according to the present invention, the above problem is to supply a low temperature tank for storing a low temperature liquid and a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination by being connected to the low temperature tank. The first payout line, the second payout line connected to the low temperature tank and for supplying the second fuel gas having the second calorific value lower than the first calorific value to the demand destination, and the second payout line generated in the low temperature tank. By the evaporative gas discharge line for discharging the evaporative gas to the outside of the low temperature tank, the reliquefaction device for cooling and reliquefying the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and the reliquefaction device. A first reliquefaction gas supply line that supplies the reliquefied reliquefied gas to the first discharge line, a second reliquefaction gas supply line that supplies the reliquefied gas to the second discharge line, and the first A first control valve provided in the reliquefied gas supply line to change the supply amount of the reliquefied gas to the first payout line and a first control valve provided in the second reliquefaction gas supply line to the second payout line. A second control valve that changes the supply amount of the reliquefied gas, a measuring device that measures a quality value indicating the quality of the second fuel gas, and the first quality value measured by the measuring device. A control device for controlling each opening / closing amount of the 1 control valve and the 2nd control valve is provided, and the control device determines whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value. It has a determination unit for determining whether or not, and when the determination unit determines that the quality value does not satisfy the quality reference value, the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line is reduced. The first control valve controls the opening / closing amount of the second control valve and supplies the reliquefied gas corresponding to the amount reduced by controlling the second control valve to the first payout line. It is solved by controlling the opening and closing amount of the valve.
また、上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給方法によれば、低温液体を貯蔵する低温タンクと、前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するための第１再液化ガス供給ラインと、前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するための第２再液化ガス供給ラインと、前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、前記第２払出ラインを介して需要先に供給される前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、前記燃料ガス供給方法は、前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定工程と、前記判定工程をおこなうことによって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を変更するとともに、前記第２制御バルブの開閉量を変更することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を変更するバルブ開閉量変更工程と、を含む、ことによっても解決される。 Further, according to the fuel gas supply method according to the present invention, the above problem is to supply a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination by being connected to a low temperature tank for storing a low temperature liquid and the low temperature tank. In the first payout line of the above, a second payout line connected to the low temperature tank and for supplying a second fuel gas having a second calorific value lower than the first calorific value to the demand destination, and in the low temperature tank. An evaporative gas discharge line for discharging the generated evaporative gas to the outside of the low temperature tank, a reliquefaction device for cooling and reliquefying the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and the reliquefaction. A first reliquefied gas supply line for supplying the reliquefied gas reliquefied by the apparatus to the first payout line, and a second reliquefaction gas supply for supplying the reliquefied gas to the second payout line. The line, the first control valve provided in the first reliquefaction gas supply line and changing the supply amount of the reliquefaction gas to the first discharge line, and the second reliquefaction gas supply line are provided. A second control valve that changes the supply amount of the reliquefied gas to the second payout line and a quality value representing the quality of the second fuel gas supplied to the demand destination via the second payout line are measured. It is a fuel gas supply method in a fuel gas supply system provided with a measuring device, and the fuel gas supply method is whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value. When it is determined that the quality value does not satisfy the quality standard value by performing the determination step and the determination step, the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line is reduced. The reliquefaction gas corresponding to the amount reduced by changing the opening / closing amount of the second control valve and changing the opening / closing amount of the second control valve is supplied to the first payout line. It is also solved by including a valve opening / closing amount changing step of changing the opening / closing amount of the first control valve.
なお、ここでいう「低温液体」とは、いわゆる超低温または極低温の液体を意味し、例えば、「ＬＮＧ」や「ＬＰＧ」が該当する。 The term "low temperature liquid" as used herein means a so-called ultra-low temperature or extremely low temperature liquid, and for example, "LNG" or "LPG" is applicable.
また、上記「蒸発ガス」とは、例えば、「低温液体」が、「ＬＮＧ」であればメタンガスやエタンガス等の成分を含む「ＢＯＧ」が、また、「ＬＰＧ」であればプロパンガスやブタンガス等の成分を含む「ＢＯＧ」が、それぞれ、該当する。 Further, the above-mentioned "evaporative gas" is, for example, "BOG" containing components such as methane gas and ethane gas if the "low temperature liquid" is "LNG", and propane gas, butane gas and the like if it is "LPG". "BOG" containing the components of the above corresponds to each.
さらに、上記（「第１発熱量」の）「第１燃料ガス」および（「第１発熱量よりも低い第２発熱量」の）「第２燃料ガス」とは、例えば、「低温液体」が「ＬＮＧ」であれば、「都市ガス」（例えば、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）が「第１燃料ガス」に、また、「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５〜４２．５ＭＪ／ｍ3」）が「第２燃料ガス」に、それぞれ、該当する。 Further, the above-mentioned "first fuel gas" (of "first calorific value") and "second fuel gas" (of "second calorific value lower than the first calorific value") are, for example, "low temperature liquid". If is "LNG", "city gas" (for example, calorific value: "45 MJ / m 3 ") becomes "first fuel gas", and "power generation gas" (for example, calorific value: "40." 5-42.5 MJ / m 3 ”) corresponds to the“ second fuel gas ”, respectively.
上記構成では、第２払出ライン（以下、「低発熱量ガス供給ライン」と称す）から需要先に供給される第２燃料ガス（以下、「低発熱量燃料ガス」と称す）の品質が、
（ａ）品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たしている場合、再液化ガスを「低発熱量ガス供給ライン」に導入する一方、
（ｂ）品質基準値を満たしていない場合、「低発熱量ガス供給ライン」に供給する再液化ガスの量を減じる（供給停止を含む）とともに、その減じた分の再液化ガスを、（第２燃料ガスよりも発熱量の高い）第１燃料ガス（以下、「高発熱量燃料ガス」と称す）が流れる第１払出ライン（以下、「高発熱量ガス供給ライン」と称す）に導入する、
ように構成されている。
In the above configuration, the quality of the second fuel gas (hereinafter referred to as "low calorific value fuel gas") supplied to the demand destination from the second payout line (hereinafter referred to as "low calorific value gas supply line") is determined.
(A) When the quality standard value (for example, calorific value: "42.5 MJ / m 3 ") is satisfied, the reliquefied gas is introduced into the "low calorific value gas supply line" while being introduced.
(B) If the quality standard value is not met, the amount of reliquefied gas supplied to the "low calorific value gas supply line" is reduced (including supply stoppage), and the reduced amount of reliquefied gas is added (No. 2 Introduced to the first payout line (hereinafter referred to as "high calorific value gas supply line") through which the first fuel gas (hereinafter referred to as "high calorific value fuel gas") that has a higher calorific value than the fuel gas flows. ,
It is configured as follows.
すなわち、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」側においては、
（ａ）原則として、低温タンクから払い出された低温液体（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の再液化ガス（例えば、発熱量が「３９．６ＭＪ／ｍ3」程度の再液化された「ＢＯＧ」（以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「低発熱量燃料ガス」の品質が品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たさなくなると、低温タンクから払い出された低温液体に、比較的少なめ（例えば、「２ｔ／ｈ」）の再液化ガスを混合したもの、または、低温タンクから払い出された低温液体のみを流通させることができる、
ように構成されている。
That is, in the above configuration, on the "low calorific value gas supply line" side,
(A) As a general rule, a relatively large amount (for example, "15 t / h") of reliquefied gas (for example, "15 t / h") is added to the low temperature liquid (for example, calorific value: "44.8 MJ / m 3 ") discharged from the low temperature tank. , A mixture of reliquefied "BOG" (hereinafter referred to as "reliquefied BOG") having a calorific value of about "39.6 MJ / m 3 " can be distributed.
(B) When the quality of "low calorific value fuel gas" does not meet the quality standard value (for example, calorific value: "42.5 MJ / m 3 "), the amount of low temperature liquid discharged from the low temperature tank is relatively small. Only a mixture of reliquefied gas (for example, "2t / h") or a low-temperature liquid discharged from a low-temperature tank can be circulated.
It is configured as follows.
このため、上記構成では、「低発熱量燃料ガス」を、需要先に安定して供給することができるばかりか、比較的容易に、一定の品質（例えば、需要先との間で取り決めた要求発熱量）とすることが可能なため、ガス製造に要するコストを確実に低減することが可能である。 Therefore, in the above configuration, not only can the "low calorific value fuel gas" be stably supplied to the demand destination, but also a certain quality (for example, a requirement agreed with the demand destination) can be relatively easily supplied. Since it can be set to the calorific value), it is possible to surely reduce the cost required for gas production.
一方、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」への「再液化ガス」の導入量が減じられると、その減じた分の再液化ガスが、そのまま「高発熱量ガス供給ライン」に導入されるように構成されている。 On the other hand, in the above configuration, when the amount of "reliquefied gas" introduced into the "low calorific value gas supply line" is reduced, the reduced amount of reliquefied gas is directly introduced into the "high calorific value gas supply line". It is configured to be.
すなわち、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」への再液化ガスの導入量を減じた場合であっても、再液化装置による再液化ガスの生成処理を、中断することなく継続的におこなうことができるため、常に、一定品質の再液化ガスを安定して生成することが可能である。 That is, in the above configuration, even when the amount of reliquefied gas introduced into the "low calorific value gas supply line" is reduced, the reliquefied gas generation process by the reliquefaction device is continuously performed without interruption. Since this can be done, it is possible to stably generate a reliquefied gas of constant quality at all times.
なお、比較的需要の高い「都市ガス」（「高発熱量燃料ガス」）を供給する運用をおこなっている施設（例えば、ＬＮＧ基地）においては、「都市ガス」の規定発熱量を遵守する必要があることから、発熱量を調整するための設備、例えば、「ＬＰＧ」を添加して「ＬＮＧ」を増熱する熱量調整装置や、比較的発熱量の高い「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている場合がほとんどである。 It is necessary to comply with the specified calorific value of "city gas" at facilities (for example, LNG terminals) that supply "city gas" ("high calorific value fuel gas"), which is in relatively high demand. Therefore, there are facilities for adjusting the calorific value, for example, a calorific value adjusting device for adding "LPG" to increase the heat of "LNG" and an LNG tank for storing "LNG" having a relatively high calorific value. In most cases, it is provided.
このため、仮に、再液化ガスを「高発熱量ガス供給ライン」に供給することによって、「高発熱量ＮＧ」の発熱量が低下するような場合であっても、既存の設備を利用して、「高発熱量ＮＧ」を容易に増熱することが可能である。 Therefore, even if the calorific value of the "high calorific value NG" is reduced by supplying the reliquefied gas to the "high calorific value gas supply line", the existing equipment is used. , "High calorific value NG" can be easily heated.
この点、上記構成は、「低発熱量ＮＧ」のみならず、「高発熱量ＮＧ」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。 In this respect, it can be said that the above configuration can stably supply not only "low calorific value NG" but also "high calorific value NG" to the demand destination while ensuring the quality.
なお、上記構成では、再液化装置を用いて蒸発ガスの再液化処理をおこなっているため、例えば、低温液体が「ＬＮＧ」である場合、
（ａ）「ＢＯＧ」（蒸発ガス）を圧送するＢＯＧ圧縮機の能力（吐出圧力等）を、例えば、特許文献１の技術のように、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」を用いて間接的に冷却している場合にあっては、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
In the above configuration, the evaporative gas is reliquefied using the reliquefaction device. Therefore, for example, when the low temperature liquid is "LNG",
(A) It is not necessary to increase the capacity (discharge pressure, etc.) of the BOG compressor that pumps "BOG" (evaporative gas) more than necessary, as in the technique of Patent Document 1, for example.
(B) Since "methane" in "BOG" and "nitrogen" which is a high boiling point component can be separated well, the nitrogen component such as "power generation gas" supplied to the demand destination is reduced. Can be
(C) When "BOG" is indirectly cooled by using "LNG", the calorific value of "LNG" is hardly lost.
There are merits such as.
このように、上記構成では、発熱量の異なる燃料ガス(例えば、「都市ガス」や「発電用ガス」)を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に需要先に供給することができるうえ、既存の設備に容易に適用することが可能である。 As described above, in the above configuration, fuel gas having a different calorific value (for example, "city gas" or "power generation gas") can be stably and inexpensively supplied to the demand destination without causing deterioration in quality. In addition, it can be easily applied to existing equipment.
なお、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記品質基準値は、前記第２燃料ガスの最低限必要な品質を表す値として予め定めた最低品質基準値を含み、前記制御装置は、前記判定部によって前記品質値が前記最低品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２制御バルブを閉塞する制御をおこなう、と好適である。 In the invention relating to the fuel gas supply system, the quality reference value includes a predetermined minimum quality reference value as a value representing the minimum required quality of the second fuel gas, and the control device is described. When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the minimum quality reference value, it is preferable to perform control to close the second control valve.
また、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記品質基準値は、前記第２燃料ガスの最低限必要な品質よりも高い品質であることを表す値として予め定めた許容品質基準値を含み、前記制御装置は、前記判定部によって前記品質値が前記許容品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を絞るように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、と好適である。 Further, in the invention relating to the fuel gas supply system, the quality standard value includes a predetermined allowable quality standard value as a value indicating that the quality is higher than the minimum required quality of the second fuel gas. When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the allowable quality reference value, the control device reduces the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line. It is preferable to control the opening / closing amount of the control valve.
さらに、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記燃料ガス供給システムは、前記第１払出ラインに接続され、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または当該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合して前記第１発熱量の前記第１燃料ガスを生成する熱量調整装置をさらに備える、と好適である。 Further, in the invention relating to the fuel gas supply system, the fuel gas supply system is connected to the first payout line, and the low temperature liquid flowing through the first payout line or a fuel gas obtained by vaporizing the low temperature liquid. It is preferable to further include a calorific value adjusting device for producing the first fuel gas having the first calorific value by mixing the heat-increasing fuel.
以上のように、本発明にかかる燃料供給システムおよび燃料供給方法によれば、比較的簡単な構成でありながらも、発熱量の異なる燃料ガスを、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に提供することが可能なうえ、既存の設備に容易に適用することができる。 As described above, according to the fuel supply system and the fuel supply method according to the present invention, fuel gases having different calorific values, which have a relatively simple configuration, are stable and inexpensive without causing deterioration in quality. In addition to being able to provide to existing equipment, it can be easily applied to existing equipment.
以下、発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。図１は本実施形態にかかるＬＮＧ供給システムを説明するための系統図、図２は図１のＬＮＧ供給システムの概略を示すブロック図、図３は制御装置の記憶部に記憶される情報を説明するための説明図、図４は本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法の内容を説明するためのフロー図、図５はシャットダウン処理をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図、図６はインターロック処理をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図である。
である。
Hereinafter, embodiments of the invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a system diagram for explaining the LNG supply system according to the present embodiment, FIG. 2 is a block diagram showing an outline of the LNG supply system of FIG. 1, and FIG. 3 is an explanation of information stored in a storage unit of a control device. FIG. 4 is an explanatory diagram for explaining the contents of the LNG supply method according to the present embodiment, and FIG. 5 is an explanatory diagram for explaining the flow of the reliquefied BOG when the shutdown process is performed. FIG. 6 is an explanatory diagram for explaining the flow of the reliquefied BOG when the interlock process is performed.
Is.
（ＬＮＧ供給システム１の構成）
図１は、本実施形態にかかるＬＮＧ供給システム１およびＬＮＧ供給方法が適用される施設（以下、「ＬＮＧ基地」と称す）の概要を示す配管系統図である。なお、上記ＬＮＧ供給システム１が特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給システム」に該当する。
(Configuration of LNG supply system 1)
FIG. 1 is a piping system diagram showing an outline of the LNG supply system 1 and the facility to which the LNG supply method according to the present embodiment is applied (hereinafter, referred to as “LNG terminal”). The LNG supply system 1 corresponds to the "fuel gas supply system" described in the claims.
図１に示すように、ＬＮＧ供給システム１は、「ＬＮＧ」を貯蔵するためのＬＮＧタンクＴと、ＬＮＧ受入ライン１０と、ＬＮＧ払出ライン２０と、冷却用ＬＮＧライン２５と、ＮＧ供給ライン３０と、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、再液化ＢＯＧ供給ライン５０と、制御装置６０とを備えている。なお、上記「ＬＮＧ」と、ＬＮＧタンクＴと、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、制御装置６０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「低温液体」と、「低温タンク」と、「蒸発ガス排出ライン」と、「再液化装置」と、「制御装置」とに該当する。 As shown in FIG. 1, the LNG supply system 1 includes an LNG tank T for storing "LNG", an LNG receiving line 10, an LNG payout line 20, a cooling LNG line 25, and an NG supply line 30. , BOG discharge line 40, reliquefaction device R, reliquefaction BOG supply line 50, and control device 60. The "LNG", the LNG tank T, the BOG discharge line 40, the reliquefaction device R, and the control device 60 are the "low temperature liquid" and the "low temperature tank" described in the claims, respectively. , "Evaporative gas discharge line", "reliquefaction device", and "control device".
（ＬＮＧタンクＴ）
ＬＮＧタンクＴは、例えば、「ＬＮＧ」を貯蔵する内槽と、その周囲に設けられる外槽と、内槽と外槽との間に設けられ、保冷材（例えば、パーライト）が充填される保冷層とを備えた地下式の二重殻タンクである。
(LNG tank T)
The LNG tank T is provided, for example, between an inner tank for storing "LNG", an outer tank provided around the LNG tank, and an inner tank and an outer tank, and is filled with a cold insulating material (for example, pearlite). It is an underground double-shell tank with layers.
このＬＮＧタンクＴには、ＬＮＧ受入ライン１０、ＬＮＧ払出ライン２０およびＢＯＧ排出ライン４０等の各種配管が接続されるとともに、その内部には、ＬＮＧ払出ライン２０を介して「ＬＮＧ」を払い出すための払出ポンプＰ１が設けられている。 Various pipes such as the LNG receiving line 10, the LNG payout line 20, and the BOG discharge line 40 are connected to the LNG tank T, and "LNG" is dispensed to the inside of the LNG tank T via the LNG payout line 20. The payout pump P1 is provided.
（ＬＮＧ受入ライン１０）
ＬＮＧ受入ライン１０は、アンローディングアーム２を介してＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「ＬＮＧ」をＬＮＧタンクＴに受け入れるための管路である。
(LNG receiving line 10)
The LNG receiving line 10 is a pipeline for receiving "LNG" unloaded from the LNG tanker S via the unloading arm 2 into the LNG tank T.
（ＬＮＧ払出ライン２０）
ＬＮＧ払出ライン２０は、ＬＮＧ払出ポンプＰ１から吐出された「ＬＮＧ」を、ＮＧ供給ライン３０（後述する第１ＮＧ供給ライン３０Ａおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂ）に払い出すための管路であって、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとを有している。なお、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
(LNG payout line 20)
The LNG payout line 20 is a pipeline for paying out the “LNG” discharged from the LNG payout pump P1 to the NG supply line 30 (the first NG supply line 30A and the second NG supply line 30B, which will be described later). It has a 1 LNG payout line 20A and a second LNG payout line 20B. The first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B correspond to the "first payout line" and the "second payout line" described in the claims, respectively.
第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａは、後述する第１気化器Ｖ１に接続され、その管路中には、
・第１気化器Ｖ１への「ＬＮＧ」の供給量を調整するための制御弁（図示省略）等が設けられるとともに、
・後述する冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａ、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５ＢおよびＬＰＧ払出ライン７２が、それぞれ、下流側に向かって順に接続されている。
The first LNG payout line 20A is connected to the first vaporizer V1 described later, and in the pipeline,
-A control valve (not shown) for adjusting the supply amount of "LNG" to the first vaporizer V1 is provided, and
The cooling LNG forward line 25A, the first reliquefaction BOG supply line 50A, the cooling LNG return line 25B, and the LPG payout line 72, which will be described later, are connected in order toward the downstream side, respectively.
一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂは、後述する第２気化器Ｖ２に接続され、その管路中には、後述する第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂが分岐接続されるとともに、その下流側に流量計２１が設けられている。 On the other hand, the second LNG payout line 20B is connected to the second vaporizer V2 described later, and the second reliquefaction BOG supply line 50B described later is branched and connected in the pipeline, and a flow meter is connected to the downstream side thereof. 21 is provided.
（冷却用ＬＮＧライン２５）
冷却用ＬＮＧライン２５は、再液化装置Ｒに導入された「ＢＯＧ」を冷却して再液化するための管路であって、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａと、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂとを有している。なお、上記「ＢＯＧ」が特許請求の範囲に記載の「蒸発ガス」に該当する。
冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａは、再液化装置Ｒに「ＬＮＧ」を供給するための管路であって、その管路中に、再液化装置Ｒへの「ＬＮＧ」の吐出量（導入量）を可変することが可能な冷却用ＬＮＧポンプＰ２が設けられている。
冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂは、再液化装置Ｒから排出された「ＬＮＧ」を、再度、ＬＮＧ払出ライン２０Ａに戻すための管路である。
(LNG line 25 for cooling)
The cooling LNG line 25 is a pipeline for cooling and reliquefying the “BOG” introduced in the reliquefaction device R, and has a cooling LNG going line 25A and a cooling LNG return line 25B. are doing. The above "BOG" corresponds to the "evaporative gas" described in the claims.
The cooling LNG outgoing line 25A is a pipeline for supplying "LNG" to the reliquefaction device R, and the discharge amount (introduction amount) of "LNG" to the reliquefaction device R is provided in the pipeline. A variable cooling LNG pump P2 is provided.
The cooling LNG return line 25B is a pipeline for returning the “LNG” discharged from the reliquefaction device R to the LNG payout line 20A again.
（ＮＧ供給ライン３０）
ＮＧ供給ライン３０は、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとを有している。なお、上記第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
(NG supply line 30)
The NG supply line 30 has a first NG supply line 30A connected to the first vaporizer V1 and a second NG supply line 30B connected to the second vaporizer V2. The first NG supply line 30A and the second NG supply line 30B correspond to the "first payout line" and the "second payout line" described in the claims, respectively.
（第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２）
ここで、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２について説明する。なお、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２は、ほぼ同様な構成を有しているため、以下においては、第１気化器Ｖ１について説明し、必要がある場合を除き、第２気化器Ｖ２についての説明を省略する。
(1st vaporizer V1 and 2nd vaporizer V2)
Here, the first vaporizer V1 and the second vaporizer V2 will be described. Since the first vaporizer V1 and the second vaporizer V2 have almost the same configuration, the first vaporizer V1 will be described below, and the second vaporizer V1 will be described unless necessary. The description of V2 will be omitted.
第１気化器Ｖ１は、公知の気化器と同様に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを介して供給された「ＬＮＧ」を海水等で気化させて「ＮＧ」（「都市ガス」）を生成するための装置である。
本実施形態では、第１気化器Ｖ１が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）を、また、また、第２気化器Ｖ２が「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４２．５〜４６ＭＪ／ｍ3」）を、それぞれ、生成するための装置として、設けられている。なお、上記「都市ガス」と、「発電用ガス」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１発熱量」の「第１燃料ガス」と、「第２発熱量」の「第２燃料ガス」とに該当する。
Similar to the known vaporizer, the first vaporizer V1 is for vaporizing "LNG" supplied via the first LNG payout line 20A with seawater or the like to generate "NG"("citygas"). It is a device.
In the present embodiment, the first vaporizer V1 is "city gas" (calorific value: "45 MJ / m 3 "), and the second vaporizer V2 is "power generation gas" (for example, calorific value: "". 42.5 to 46 MJ / m 3 ") are provided as devices for generating each. The above-mentioned "city gas" and "power generation gas" are the "first fuel gas" of the "first calorific value" and the "second calorific value" of the "second calorific value" described in the claims, respectively. 2 Fuel gas ”.
すなわち、本実施形態では、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａが「都市ガス」を供給するためのラインとして、また、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが「発電用ガス」を供給するためのラインとして系統分けされている。 That is, in the present embodiment, the first NG supply line 30A connected to the first vaporizer V1 serves as a line for supplying "city gas", and the second NG supply line 30B connected to the second vaporizer V2. Is systematized as a line for supplying "gas for power generation".
（熱調設備７０）
ところで、本実施形態にかかる「ＬＮＧ基地」では、「都市ガス」（第１気化器Ｖ１により生成される「ＮＧ」）の発熱量を増熱することが可能な熱調設備７０が設けられている。なお、上記熱調設備７０が特許請求の範囲に記載の「熱量調整装置」に該当する。
具体的に、本実施形態にかかる熱調設備７０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク７１と、ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに供給するＬＰＧ払出ライン７２と、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の導入量を調整する流量調整弁７３（例えば、電動弁）とを備えている。なお、上記「ＬＰＧ」が特許請求の範囲に記載の「増熱用燃料」に該当する。
(Heat control equipment 70)
By the way, in the "LNG terminal" according to the present embodiment, a heat control facility 70 capable of increasing the calorific value of the "city gas"("NG" generated by the first vaporizer V1) is provided. There is. The heat control equipment 70 corresponds to the "heat amount adjusting device" described in the claims.
Specifically, the heat conditioning equipment 70 according to the present embodiment has an LPG tank 71 for storing "LPG" and an LPG payout line 72 for supplying "LPG" paid out from the LPG tank 71 to the first LNG payout line 20A. A flow control valve 73 (for example, an electric valve) for adjusting the amount of "LPG" introduced into the first LNG payout line 20A is provided. The above "LPG" corresponds to the "heat heating fuel" described in the claims.
本実施形態では、このような熱調設備７０が設けられているため、仮に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる「ＬＮＧ」の発熱量が「都市ガス」の規定発熱量（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）に満たない場合であっても、「ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を添加することによって、これを規定発熱量まで増熱することができるように構成されている。 In the present embodiment, since such a heat adjusting facility 70 is provided, the calorific value of "LNG" flowing through the first LNG payout line 20A is assumed to be the specified calorific value of "city gas" (calorific value: "45MJ /". Even if it is less than m 3 "), it is configured so that it can be heated up to the specified calorific value by adding" LPG "to" LNG ".
なお、本実施形態では、「ＬＮＧ」を増熱する方式として、いわゆる「液−液熱調方式」を採用したが、これに代えて（または、これに加えて）、例えば、
・「ガス−ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を気化させたものと、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、ミキサ等のガス−ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式、特許文献１のような熱調方式）を採用してもよく、また、
・「液−ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、いわゆる液−ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式）を採用することも可能である。
In the present embodiment, the so-called "liquid-liquid heat adjustment method" is adopted as the method for heating the "LNG", but instead of (or in addition to this), for example,
-"Gas-gas heat adjustment method" (the vaporized "LPG" discharged from the LPG tank 71 and the "BOG" flowing through the BOG discharge line 40 are combined with a gas-gas heat adjustment device such as a mixer. A method of mixing and supplying this to the first NG supply line 30A, a heat control method as in Patent Document 1) may be adopted.
"Liquid-gas heat adjustment method"("LPG" discharged from the LPG tank 71 and "BOG" flowing through the BOG discharge line 40 are mixed by a so-called liquid-gas heat adjustment device, and this is mixed. It is also possible to adopt a method of supplying to the 1NG supply line 30A).
（ＢＯＧ排出ライン４０）
ＢＯＧ排出ライン４０は、ＬＮＧタンクＴ内で自然気化した「ＢＯＧ」をＬＮＧタンクＴ外に排出するための管路であって、その管路中には、ＢＯＧ圧縮機４１が設けられている。
本実施形態では、ＢＯＧ圧縮機４１により昇圧された「ＢＯＧ」が、ＢＯＧ排出ライン４０を介して再液化装置Ｒに導入されるように構成されている。
(BOG discharge line 40)
The BOG discharge line 40 is a pipeline for discharging "BOG" naturally vaporized in the LNG tank T to the outside of the LNG tank T, and a BOG compressor 41 is provided in the pipeline.
In the present embodiment, the "BOG" boosted by the BOG compressor 41 is configured to be introduced into the reliquefaction device R via the BOG discharge line 40.
（再液化装置Ｒ）
ここで、再液化装置Ｒについて説明すると、本実施形態にかかる再液化装置Ｒは、公知の再液化装置と同様に、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａを介して導入された「ＬＮＧ」の冷熱を利用して、ＢＯＧ排出ライン４０を介して導入された「ＢＯＧ」を再液化するための装置である。
(Reliquefaction device R)
Here, the reliquefaction device R will be described. The reliquefaction device R according to the present embodiment utilizes the cold heat of the “LNG” introduced via the cooling LNG going line 25A, similarly to the known reliquefaction device. Then, it is a device for reliquefying the "BOG" introduced through the BOG discharge line 40.
（再液化ＢＯＧ供給ライン５０）
再液化ＢＯＧ供給ライン５０は、再液化装置Ｒにより再液化された「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」）をＬＮＧ払出ライン２０に導入するための管路であって、「再液化ＢＯＧ」を圧送するためのコンデンセントポンプＰ３と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとを有している。なお、上記「再液化ＢＯＧ」と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「再液化ガス」と、「第１再液化ガス供給ライン」と、「第２再液化ガス供給ライン」とに該当する。
(Reliquefaction BOG supply line 50)
The reliquefaction BOG supply line 50 is a pipeline for introducing the “reliquefaction BOG” (for example, calorific value: “39.6 MJ / m 3 ”) reliquefied by the reliquefaction device R into the LNG payout line 20. Therefore, it has a condensate pump P3 for pumping the "reliquefied BOG", a first reliquefaction BOG supply line 50A, and a second reliquefaction BOG supply line 50B. The above "reliquefied BOG", the first reliquefied BOG supply line 50A, and the second reliquefied BOG supply line 50B are the "reliquefied gas" and the "first" described in the claims, respectively. It corresponds to the "reliquefied gas supply line" and the "second reliquefied gas supply line".
第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａは、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに接続され、その管路中には、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を可変することが可能な流量調整弁５１（例えば、電動弁）が設けられている。なお、上記流量調整弁５１が特許請求の範囲に記載の「第１制御バルブ」に該当する。 The first reliquefaction BOG supply line 50A is connected to the first LNG payout line 20A, and a flow rate adjustment capable of varying the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the first LNG payout line 20A in the pipeline. A valve 51 (for example, an electric valve) is provided. The flow rate regulating valve 51 corresponds to the "first control valve" described in the claims.
第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂは、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに接続され、その管路中には、「再液化ＢＯＧ」の流通を遮断することが可能な緊急遮断弁５２（例えば、電磁弁）と、流量計５３と、その流量を調整することが可能な流量調整弁５４（例えば、電動弁）とが、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに向かって順に設けられている。なお、上記緊急遮断弁５２および流量調整弁５４が特許請求の範囲に記載の「第２制御バルブ」に該当する。 The second reliquefaction BOG supply line 50B is connected to the second LNG discharge line 20B, and an emergency shutoff valve 52 (for example, a solenoid valve) capable of blocking the flow of the "reliquefaction BOG" in the pipeline is used. A flow meter 53 and a flow rate adjusting valve 54 (for example, an electric valve) capable of adjusting the flow rate thereof are provided in order toward the second LNG payout line 20B. The emergency shutoff valve 52 and the flow rate adjusting valve 54 correspond to the "second control valve" described in the claims.
（制御装置６０）
図１〜図３に示すように、制御装置６０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）６１と、記憶部６２とを有し、例えば、「ＬＮＧ基地」のガス製造設備の運転等を監視するコントロールセンターに設けることが可能なものである。なお、上記中央制御部６１が特許請求の範囲に記載の「判定部」に該当する。
(Control device 60)
As shown in FIGS. 1 to 3, the control device 60 has a central control unit (CPU: Central Processing Unit) 61 and a storage unit 62, and for example, operates a gas production facility of an “LNG terminal”. It can be installed in the control center to be monitored. The central control unit 61 corresponds to the "determination unit" described in the claims.
中央制御部６１は、例えば、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに設けられた流量計２１、
・第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設けられた熱量計３１Ａ，３１Ｂ、
・第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂに設けられた流量計５３
等によって計測された計測値や、
・ガス成分（本実施形態では、サンプリング配管９１を介して導入された「ＢＯＧ」のガス成分、および、サンプリング配管９２介して導入された「発電用ガス」のガス成分）を分析するガスクロマトグラフ８０による分析値
等の計測結果と、後述する記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」および「第２品質基準値」とに基づいて、
・冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３を駆動する制御や、
・流量調整弁５１，５４および緊急遮断弁５２を開閉する制御
等をおこなう。なお、上記計測値と、流量計２１、熱量計３１Ａ，３１Ｂ、流量計５３およびガスクロマトグラフ８０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「品質値」と、「計測装置」とに該当する。
The central control unit 61 is, for example,
・ Flow meter 21 provided on the second LNG payout line 20B,
・ Calorimeters 31A, 31B provided on the second NG supply line 30B,
-Flow meter 53 provided in the second reliquefaction BOG supply line 50B
Measured values measured by etc.
-Gas chromatograph 80 for analyzing gas components (in this embodiment, the gas component of "BOG" introduced through the sampling pipe 91 and the gas component of "power generation gas" introduced through the sampling pipe 92). Based on the measurement result such as the analysis value by the above and the "first quality standard value" and the "second quality standard value" stored in the storage unit 62 described later.
・ Control to drive the cooling LNG pump P2 and condensate pump P3,
-Controls the opening and closing of the flow rate adjusting valves 51 and 54 and the emergency shutoff valve 52. The measured values, the flow meter 21, the calorimeters 31A and 31B, the flow meter 53, and the gas chromatograph 80 correspond to the "quality value" and the "measuring device" described in the claims, respectively. ..
制御装置６０の記憶部６２は、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の半導体メモリーからなり、ＬＮＧ供給システム１の基本動作を司る基本動作プログラムが記憶される記憶領域のほか、
・「都市ガス」の品質基準値を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）、
・「発電用ガス」の契約値（「発電用ガス」を供給する需要先との間で取り決めた値、以下、「第１品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ3」、窒素：「４．０ｍｏｌ％」）、および、
・「発電用ガス」の自主管理値（上記契約値よりも「発電用ガス」の品質が高くなるように「ＬＮＧ基地」側で予め定めた値、以下、「第２品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」、窒素：「０．３ｍｏｌ％」）、
が記憶される記憶領域等を有している。なお、上記「第１品質基準値」と、「第２品質基準値」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「最低品質基準値」（「品質基準値」）と、「許容品質基準値」（「品質基準値」）とに該当する。
The storage unit 62 of the control device 60 is composed of a semiconductor memory such as a ROM (Read Only Memory), and includes a storage area for storing a basic operation program that controls the basic operation of the LNG supply system 1.
-Information indicating the quality standard value of "city gas" (in this embodiment, calorific value: "45 MJ / m 3 "),
-Information indicating the contract value of "gas for power generation" (value agreed with the demand destination to supply "gas for power generation", hereinafter referred to as "first quality standard value") (heat generation in this embodiment). Amount: "40.8 MJ / m 3 ", Nitrogen: "4.0 mol%"), and
-Voluntary control value of "gas for power generation" (value predetermined on the "LNG terminal" side so that the quality of "gas for power generation" is higher than the above contract value, hereinafter referred to as "second quality standard value" ) (In this embodiment, calorific value: "42.5 MJ / m 3 ", nitrogen: "0.3 mol%"),
Has a storage area or the like for storing. The above "first quality standard value" and "second quality standard value" are the "minimum quality standard value"("quality standard value") and "allowable quality standard" described in the claims, respectively. Corresponds to "value"("quality standard value").
詳しくは後述するが、中央制御部６１は、「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」および「第２品質基準値」の何れの基準値を満たしていると判定すると、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５１，５４等の制御をおこなう（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
As will be described in detail later, when the central control unit 61 determines that the quality of the "power generation gas" satisfies any of the "first quality standard value" and the "second quality standard value",
-The amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is "15 t / h",
-The amount of "reliquefied BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A is "1t / h",
The flow rate adjusting valves 51, 54, etc. are controlled so as to be (total amount of reliquefied BOG introduced: "16 t / h").
また、中央制御部６１は、
（ａ）「発電用ガス」の品質が、「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、流量調整弁５１，５４等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減じるとともに（導入量：「１３ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１３ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「インターロック処理Ｓ５００」）をおこなう一方（図６参照）、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」を満たしていない判定すると、流量調整弁５１および緊急遮断弁５２等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする（シャットダウンする）とともに（導入量：「１５ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１５ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「シャットダウン処理Ｓ４００」と称す）をおこなう（図５参照）、
ように構成されている（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
In addition, the central control unit 61
(A) If it is determined that the quality of the "power generation gas" satisfies the "first quality standard value" but does not meet the "second quality standard value", the flow rate adjusting valves 51, 54, etc. are controlled. ,
-In addition to reducing the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B from "15t / h" to "2t / h" (introduction amount: "13t / h" reduction),
-Increase the amount of "reliquefied BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A from "1t / h" to "14t / h" (introduction amount: increase by "13t / h").
While performing control (“interlock processing S500” described later) (see FIG. 6),
(B) When it is determined that the quality of the "power generation gas" does not meet the "first quality standard value", the flow rate adjusting valve 51, the emergency shutoff valve 52, etc. are controlled.
-Introducing "reliquefied BOG" to the 2nd LNG payout line 20B from "15t / h" to "0t / h" (shut down) (introducing amount: "15t / h" reduced),
-Increase the amount of "reliquefied BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A from "1t / h" to "16t / h" (introduction amount: increase by "15t / h").
Control (referred to as "shutdown process S400" described later) (see FIG. 5),
(Total amount of reliquefied BOG introduced: "16 t / h").
ところで、本実施形態では、ＬＮＧタンクＴに発熱量が「４４．８ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」が貯蔵されている状態で、再液化装置Ｒによって「ＢＯＧ」が再液化されると、例えば、発熱量が「３９．６ＭＪ／ｍ３」程度の「再液化ＢＯＧ」（低発熱量の「ＬＮＧ」）が生成されるように構成されている。 By the way, in the present embodiment, when the "BOG" is reliquefied by the reliquefaction device R in a state where the "LNG" having a calorific value of "44.8 MJ / m 3 " is stored in the LNG tank T, for example. , "Reliquefied BOG" (low calorific value "LNG") having a calorific value of about "39.6 MJ / m 3 " is generated.
そうすると、上述したような「シャットダウン」する制御がおこなわれた場合には、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入が遮断（シャットダウン）されるため、「発電用ガス」の発熱量が急上昇してしまうことが懸念される。
すなわち、一般に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が多くなるほど、「発電用ガス」の発熱量の低下幅が大きくなる傾向があるため、かかる場合、熱量変化幅は大きくなる（熱量変化速度が速くなる）結果、「発電用ガス」の品質が低下する、といった問題が生じやすい。
Then, when the above-mentioned "shutdown" control is performed, the introduction of the "reliquefaction BOG" to the second LNG payout line 20B is blocked (shut down), so that the calorific value of the "power generation gas" is generated. Is concerned that the price will rise sharply.
That is, in general, as the amount of "reliquefied BOG" introduced into the first LNG payout line 20A increases, the amount of heat generation of the "power generation gas" tends to decrease more, and in such a case, the amount of heat change increases. As a result, the quality of the "power generation gas" is likely to deteriorate.
この点、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量は、
・再液化装置Ｒの運転状況や、
・「シャットダウン処理」時における第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の振替スピード、
などを考慮したうえで、予め制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）するのが望ましい、といえる。
In this regard, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is
・ Operating status of reliquefaction device R and
-Transfer speed of "reliquefaction BOG" to the first LNG payout line 20A at the time of "shutdown process",
It can be said that it is desirable to limit in advance (for example, "1/11" or less of the supply amount of "power generation gas") in consideration of the above.
（ＬＮＧ供給方法の構成）
次に、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法について、図１〜図６を参照しつつ説明する。
なお、以下においては、説明の便宜上、
・ＬＮＧタンクＴに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量が「４４．８ＭＪ／ｍ３」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」および
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」、
であること、
・中央制御部６１による冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３の制御によって再液化装置Ｒから送出される「再液化ＢＯＧ」の総送出量が「１６ｔ／ｈ」となっていること、
・中央制御部６１による流量調整弁７３の制御（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の払出量の制御）等によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ３」となっていること、
を前提として説明する。
(Structure of LNG supply method)
Next, the LNG supply method according to the present embodiment will be described with reference to FIGS. 1 to 6.
In the following, for convenience of explanation,
-The calorific value of "LNG" stored in the LNG tank T is "44.8 MJ / m 3 ",
-The amount of "LNG" paid out to the first LNG payout line 20A is "160 t / h" and-The amount of "LNG" paid out to the second LNG payout line 20B is "160 t / h",
To be
-The total delivery amount of the "reliquefaction BOG" sent from the reliquefaction device R under the control of the cooling LNG pump P2 and the condensate pump P3 by the central control unit 61 is "16 t / h".
-The calorific value of "city gas" is "45 MJ / m 3 " due to the control of the flow rate control valve 73 by the central control unit 61 (control of the amount of "LPG" discharged to the first LNG payout line 20A). ,
Will be explained on the premise of.
図２〜図４に示すように、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法は、主として、制御装置６０の中央制御部６１においておこなわれ、第１判定処理Ｓ１００と、第２判定処理Ｓ２００と、通常運転処理Ｓ３００と、シャットダウン処理Ｓ４００と、インターロック処理Ｓ５００とを備えている。なお、上記第１判定処理Ｓ１００および第２判定処理Ｓ２００と、シャットダウン処理Ｓ４００およびインターロック処理Ｓ５００とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「判定工程」と、「バルブ開閉量変更工程」とに該当する。 As shown in FIGS. 2 to 4, the LNG supply method according to the present embodiment is mainly performed by the central control unit 61 of the control device 60, and the first determination process S100, the second determination process S200, and the normal operation are performed. The process S300, the shutdown process S400, and the interlock process S500 are provided. The first determination process S100 and the second determination process S200, and the shutdown process S400 and the interlock process S500 are the "determination step" and the "valve opening / closing amount changing step" described in the claims, respectively. Corresponds to.
（第１判定処理Ｓ１００）
中央制御部６１は、第１判定処理Ｓ１００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」（契約値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４０．８ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「４．０ｍｏｌ％」超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
(First determination process S100)
In the first determination process S100, the central control unit 61 satisfies the "first quality reference value" (contract value) stored in the storage unit 62 with the measured values measured by the calorimeters 31A and 31B and the gas chromatograph 80. Performs a process to determine whether or not it is.
Specifically, the central control unit 61 was measured by the calorimeters 31A and 31B and the gas chromatograph 80.
(A) While determining whether or not the calorific value of the "power generation gas" is less than "40.8 MJ / m 3 ",
(B) Determining whether or not the nitrogen concentration of the "power generation gas" exceeds "4.0 mol%".
Perform processing.
なお、本実施形態では、「発電用ガス」の発熱量を計測する熱量計として２つの熱量計３１Ａ，３１Ｂを設けたが、何れか一方の熱量計を省略してもよく、また、３つ以上の熱量計を設けることも可能である。また、２つ以上の熱量計を設けた場合にあっては、何れか１つの熱量計によって「発電用ガス」の発熱量が「４０．８ＭＪ／ｍ３」未満であることが計測された時点で、すぐさま、「第１品質基準値」を満たしていない、と判断するように構成するのが望ましい。 In the present embodiment, two calorimeters 31A and 31B are provided as calorimeters for measuring the calorific value of the "power generation gas", but one of the calorimeters may be omitted, and three calorimeters may be omitted. It is also possible to provide the above calorimeter. In addition, when two or more calorimeters are provided, when it is measured by any one calorimeter that the calorific value of the "power generation gas" is less than "40.8 MJ / m 3 ". Therefore, it is desirable to immediately determine that the "first quality standard value" is not satisfied.
また、「発電用ガス」の発熱量は、熱量計３１Ａ，３１Ｂおよびガスクロマトグラフ８０の何れにおいても計測することできるが、ガスクロマトグラフによっては計測結果が「リアルタイム」で出力（後進）されないものも存在するため、かかる場合、熱量計３１Ａ，３１Ｂで計測するのが望ましい。 The calorific value of the "power generation gas" can be measured by any of the calorimeters 31A and 31B and the gas chromatograph 80, but some gas chromatographs do not output (reverse) the measurement results in "real time". Therefore, in such a case, it is desirable to measure with calorimeters 31A and 31B.
中央制御部６１は、「第１品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ２００に処理を移し、「第１品質基準値」を満たしていないと判定すると、ステップＳ４００に処理を移す。なお、本実施形態では、本処理において、「発電用ガス」の発熱量およびその窒素濃度の双方を判定するように構成したが、例えば、何れか一方のみ（例えば、「発電用ガス」の発熱量のみ）を判定するように構成してもよい。 When the central control unit 61 determines that the "first quality standard value" is satisfied, the process is transferred to step S200, and when it is determined that the "first quality standard value" is not satisfied, the central control unit 61 shifts the process to step S400. In the present embodiment, in this treatment, both the calorific value of the "power generation gas" and the nitrogen concentration thereof are determined, but for example, only one of them (for example, the heat generation of the "power generation gas") is generated. It may be configured to determine (quantity only).
（第２判定処理Ｓ２００）
中央制御部６１は、第２判定処理Ｓ２００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４２．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「０．３ｍｏｌ％」を超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
(Second determination process S200)
The central control unit 61 stores the measured values measured by the calorimeters 31A and 31B and the gas chromatograph 80 in the second determination process S200 as the "second quality reference value" (self-managed value) stored in the storage unit 62. Performs a process to determine whether or not the condition is satisfied.
Specifically, the central control unit 61 was measured by the calorimeters 31A and 31B and the gas chromatograph 80.
(A) While determining whether or not the calorific value of the "power generation gas" is less than "42.5 MJ / m 3 ",
(B) Determining whether or not the nitrogen concentration of the "power generation gas" exceeds "0.3 mol%".
Perform processing.
中央制御部６１は、「第２品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ３００に処理を移し、「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、ステップＳ５００に処理を移す。なお、本実施形態では、本処理において、「発電用ガス」の発熱量およびその窒素濃度の双方を判定するように構成したが、例えば、何れか一方のみ（例えば、「発電用ガス」の発熱量のみ）を判定するように構成することも可能である。 When the central control unit 61 determines that the "second quality standard value" is satisfied, the process is transferred to step S300, and when it is determined that the "second quality standard value" is not satisfied, the central control unit 61 shifts the process to step S500. In the present embodiment, in this treatment, both the calorific value of the "power generation gas" and the nitrogen concentration thereof are determined, but for example, only one of them (for example, the heat generation of the "power generation gas") is generated. It can also be configured to determine (quantity only).
（通常運転処理Ｓ３００）
図１、図２および図４に示すように、中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００において、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの再液化ＢＯＧの導入量が、通常時の運転状態となるための制御をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５１の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５４の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
(Normal operation process S300)
As shown in FIGS. 1, 2 and 4, the central control unit 61 operates in the normal operation process S300 when the amount of the reliquefied BOG introduced into the first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B is normal. Control to be in a state.
Specifically, the central control unit 61
(A) The opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 51 is controlled so that the flow rate of the "reliquefied BOG" flowing through the first reliquefaction BOG supply line 50A is "1 t / h", and the opening / closing amount is controlled.
(B) The opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 54 is controlled so that the flow rate of the "reliquefied BOG" flowing through the second reliquefaction BOG supply line 50B is "15 t / h".
Perform processing.
After performing the normal operation process S300, the central control unit 61 shifts the process to step S100 again.
なお、「シャットダウン処理」（シャットダウン処理Ｓ４００）をおこなった際に生じうる「発電用ガス」の熱量変化幅を抑制するため、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）している場合、中央制御部６１は、
（ａ）流量計２１，５３等により計測される計測値を監視するとともに、
（ｂ）予め定めた「再液化ＢＯＧ」の導入量を超えた場合、流量調整弁５１の開閉量を絞る、
等の制御をおこなえばよい。
In addition, in order to suppress the range of change in the amount of heat of the "power generation gas" that may occur when the "shutdown process" (shutdown process S400) is performed, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is limited ( For example, when the supply amount of "power generation gas" is "1/11" or less), the central control unit 61
(A) While monitoring the measured values measured by the flow meters 21, 53, etc.
(B) When the introduction amount of the predetermined "reliquefaction BOG" is exceeded, the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 51 is reduced.
Etc. may be controlled.
（シャットダウン処理Ｓ４００）
図２および図５に示すように、中央制御部６１は、「第１品質基準値」（契約値）を満たしていないと判定すると（第１判定処理Ｓ１００）、シャットダウン処理Ｓ４００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、緊急遮断弁５２を閉位置に移動させるとともに（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５１を所定量開移動させる（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ増））、
制御をおこなう。
(Shutdown process S400)
As shown in FIGS. 2 and 5, when the central control unit 61 determines that the “first quality standard value” (contract value) is not satisfied (first determination process S100), the shutdown process S400 determines
(A) On the second reliquefaction BOG supply line 50B side, the emergency shutoff valve 52 is moved to the closed position (for example, the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B: "15 t / h" → "0t / h" (15t / h decrease))
(B) On the first reliquefaction BOG supply line 50A side, the flow rate adjusting valve 51 is moved by a predetermined amount (for example, the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the first LNG payout line 20A: "1 t / h" → " 16t / h "(15t / h increase)),
Take control.
これにより、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」（低発熱量（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ３」）で、かつ、窒素成分が多く含まれがちな液化燃料）の導入が遮断されるため、「発電用ガス」の発熱量を上昇させることができるうえ、その窒素濃度も低下させることが可能となる。
中央制御部６１は、シャットダウン処理Ｓ４００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
As a result, the introduction of "reliquefied BOG" (low calorific value (for example, "39.6 MJ / m 3 ") and liquefied fuel that tends to contain a large amount of nitrogen component) to the second LNG payout line 20B is blocked. Therefore, the calorific value of the "power generation gas" can be increased, and the nitrogen concentration thereof can also be decreased.
After performing the shutdown process S400, the central control unit 61 shifts the process to step S100 again.
なお、シャットダウン処理Ｓ４００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第１品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）緊急遮断弁５２を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
If, as a result of performing the shutdown process S400, the calorific value of the "power generation gas" or the like satisfies the "first quality standard value",
(A) While opening and moving the emergency shutoff valve 52,
(B) The flow rate adjusting valve 51 is closed and moved by a predetermined amount.
Although necessary, such restoration work may be performed manually, or may be performed automatically (for example, controlled by the central control unit 61).
（インターロック処理Ｓ５００）
図２および図６に示すように、中央制御部６１は、「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしていないと判定すると（第２判定処理Ｓ２００）、インターロック処理Ｓ５００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側において、流量調整弁５４の開閉量を絞って、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させるとともに（１３ｔ／ｈ減）、
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側において、流量調整弁５１の開閉量を増加させることによって、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させる（１３ｔ／ｈ増）、
制御をおこなう。
(Interlock processing S500)
As shown in FIGS. 2 and 6, when the central control unit 61 determines that the “second quality reference value” (self-management value) is not satisfied (second determination process S200), the interlock process S500 determines that the interlock process S500.
(A) On the second reliquefaction BOG supply line 50B side, the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 54 is narrowed down, and the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is changed from "15 t / h" to "2 t /". While reducing to "h" (13t / h reduction),
(B) By increasing the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 51 on the first reliquefaction BOG supply line 50A side, the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is changed from "1 t / h" to "1 t / h". Increase to "14t / h" (13t / h increase),
Take control.
これにより、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入が減じられるため、上述したシャットダウン処理Ｓ４００と同様に、「発電用ガス」の発熱量を（徐々に）上昇させることができるうえ、その窒素濃度も（徐々に）低下させることが可能となる。
中央制御部６１は、インターロック処理Ｓ５００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
As a result, the introduction of the "reliquefaction BOG" to the second LNG payout line 20B is reduced, so that the calorific value of the "power generation gas" can be (gradually) increased as in the shutdown process S400 described above. , The nitrogen concentration can also be (gradually) reduced.
After performing the interlock processing S500, the central control unit 61 shifts the processing to step S100 again.
なお、インターロック処理Ｓ５００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第２品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）流量調整弁５４を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
If, as a result of performing the interlock treatment S500, the calorific value of the "power generation gas" or the like satisfies the "second quality standard value",
(A) While moving the flow rate adjusting valve 54 by a predetermined amount,
(B) The flow rate adjusting valve 51 is closed and moved by a predetermined amount.
Although necessary, such restoration work may be performed manually, or may be performed automatically (for example, controlled by the central control unit 61).
以上のように、本実施形態では、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「発電用ガス」の品質が、
（ａ）「第１品質基準値」（契約値、例えば、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）の何れの基準値も満たしている場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入し、
（ｂ）「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させる一方（「１３ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させるとともに（「１３ｔ／ｈ」増）、
（ｃ）「第１品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増加させる（「１５ｔ／ｈ」増）、
ように構成されている。
As described above, in the present embodiment, the quality of the "power generation gas" flowing through the second NG supply line 30B is
(A) "First quality standard value" (contract value, for example, calorific value: "40.8 MJ / m 3 ") and "second quality standard value" (self-managed value, for example, calorific value: "42.5 MJ") If any of the reference values of "/ m 3 ") is satisfied, "15 t / h" of "reliquefied gas" is introduced into the second LNG payout line 20B, while "1 t / h" is introduced into the first LNG payout line 20A. Introduced "reliquefied gas"
(B) If the "first quality standard value" is satisfied but the "second quality standard value" is not satisfied, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is changed from "15 t / h" to "15 t / h". While reducing to "2t / h" (decreasing "13t / h"), the amount of "reliquefied BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A is increased from "1t / h" to "14t / h" (1t / h). "13t / h" increase),
(C) When the "first quality standard value" is not satisfied, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is changed from "15 t / h" to "0 t / h"("15 t / h"). h ”decrease), increase the amount of“ reliquefied BOG ”introduced into the 1st LNG payout line 20A from“ 1t / h ”to“ 16t / h ”(“ 15t / h ”increase).
It is configured as follows.
すなわち、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ側においては、
（ａ）原則、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」））を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」（「第２品質基準値」）を満たさなくなると、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」のみ（「ＬＮＧ」に「比較的少なめ」（例えば、「２ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」を混合したもの）を流通させることができる、
ように構成されている。
That is, in the present embodiment, on the second LNG payout line 20B side,
(A) In principle, a relatively large amount (for example, "15t / h") of "LNG" (for example, calorific value: "44.8MJ / m 3 ") paid out from the LNG tank T and "reliquefaction BOG" (For example, calorific value: "39.6 MJ / m 3 ")) can be distributed.
(B) When the quality of the "power generation gas" does not meet the "first quality standard value"("second quality standard value"), only the "LNG" paid out from the LNG tank T ("LNG" becomes "" A mixture of "relatively small" (for example, "2t / h") "reliquefied BOG") can be distributed.
It is configured as follows.
このため、本実施形態では、「発電用ガス」を、需要先に安定して供給することができるばかりか、比較的容易に、一定の品質（「第１品質基準値」および「第２品質基準値」を満たす品質）とすることが可能なため、ガス製造に要するコストを確実に低減することが可能である。 Therefore, in the present embodiment, not only can the "power generation gas" be stably supplied to the demand destination, but also a constant quality ("first quality standard value" and "second quality") can be relatively easily supplied. Since the quality can meet the "standard value"), the cost required for gas production can be surely reduced.
一方、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ガス」の導入量が減じられると、その減じた分の「再液化ガス」が、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに導入されるように構成されている。 On the other hand, in the present embodiment, when the amount of "reliquefied gas" introduced into the second LNG payout line 20B is reduced, the reduced amount of "reliquefied gas" is introduced into the first LNG payout line 20A. It is configured.
すなわち、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ガス」の導入量を減じる場合であっても、再液化装置Ｒによる「再液化ガス」の生成処理を、中断することなく継続的におこなうことができるため、常に、一定品質の「再液化ガス」を安定して生成することが可能である。 That is, in the present embodiment, even when the amount of "reliquefied gas" introduced into the second LNG payout line 20B is reduced, the process of generating "reliquefied gas" by the reliquefaction device R is continued without interruption. It is possible to stably generate a "reliquefied gas" of a certain quality at all times because it can be carried out in a targeted manner.
なお、一般に、「都市ガス」を供給する運用をおこなっている施設（本実施形態のような「ＬＮＧ基地」）においては、「都市ガス」の規定発熱量（発熱量「４５ＭＪ／ｍ3」を遵守する必要があることから、熱調設備７０のような設備や、比較的発熱量の高い「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている場合がほとんどである。 In general, in a facility that supplies "city gas"("LNGterminal" as in this embodiment), the specified calorific value of "city gas" (calorific value "45 MJ / m 3 ") is set. Since it is necessary to comply with it, in most cases, equipment such as heat conditioning equipment 70 and an LNG tank for storing "LNG" having a relatively high calorific value are provided.
このため、本実施形態のように、「再液化ガス」を第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに供給することによって、「都市ガス」の発熱量が低下するような場合であっても、既存の設備を利用して、「高発熱量ＮＧ」を増熱することが可能である。
この点、本実施形態では、「発電用ガス」のみならず、「都市ガス」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。
Therefore, even if the calorific value of the "city gas" is reduced by supplying the "reliquefied gas" to the first LNG payout line 20A as in the present embodiment, the existing equipment is used. Therefore, it is possible to increase the heat of "high calorific value NG".
In this respect, in this embodiment, it can be said that not only "power generation gas" but also "city gas" can be stably supplied to the demand destination while ensuring the quality.
なお、本実施形態では、再液化装置Ｒを用いて「ＢＯＧ」の再液化処理をおこなっているため、
（ａ）ＢＯＧ圧縮機４１の吐出圧力等を、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」の冷熱を利用して間接的に「ＢＯＧ」を冷却しているため、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
In this embodiment, the reliquefaction device R is used to perform the reliquefaction treatment of "BOG".
(A) It is not necessary to increase the discharge pressure of the BOG compressor 41 more than necessary, and
(B) Since "methane" in "BOG" and "nitrogen" which is a high boiling point component can be separated well, the nitrogen component such as "power generation gas" supplied to the demand destination is reduced. Can be
(C) Since the "BOG" is indirectly cooled by using the cold heat of the "LNG", the calorific value of the "LNG" is hardly lost.
There are merits such as.
このように、本実施形態によれば、発熱量の異なる「都市ガス」および「発電用ガス」を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に、需要先に供給することができるうえ、様々な「ＬＮＧ基地」等の施設に容易に適用することが可能である。 As described above, according to the present embodiment, "city gas" and "power generation gas" having different calorific values can be stably and inexpensively supplied to the demand destination without causing deterioration in quality. , Can be easily applied to various facilities such as "LNG terminal".
なお、本実施形態では、低温液体としての「ＬＮＧ」を需要先に供給する場合を例にとって説明したが、本発明は、これに限られず、他の低温液体（例えば、ＬＰＧ）を供給する場合にも適用することが可能である。 In the present embodiment, the case where "LNG" as a low-temperature liquid is supplied to a demand destination has been described as an example, but the present invention is not limited to this, and the case where another low-temperature liquid (for example, LPG) is supplied is used. It can also be applied to.
また、本実施形態では、「第１品質基準値」および「第２品質基準値」として所定の「発熱量」や「窒素濃度」を設定したが、これに加えて（または、「発熱量」や「窒素濃度」の何れか一方に代えて）、他の基準値、例えば、「熱量変化速度」（例えば、「第１品質基準値」としては「熱量変化速度：５．０％／ｍｉｎ」、また、「第２品質基準値」としては「熱量変化速度：３．０％／ｍｉｎ」）を設定してもよい。 Further, in the present embodiment, predetermined "calorific value" and "nitrogen concentration" are set as "first quality standard value" and "second quality standard value", but in addition to this (or "calorific value"). Or "instead of either one of the" nitrogen concentration "), other reference values, for example," calorie change rate "(for example, the" first quality reference value "is" calorie change rate: 5.0% / min ". Further, as the "second quality reference value", "calorific value change rate: 3.0% / min") may be set.
さらに、本実施形態では、「都市ガス」側の系統のみに熱調設備７０を設けたが、必要に応じて、「発電用ガス」側の系統にもこれと同様な熱調設備を設けてもよいことはいうまでもない。 Further, in the present embodiment, the heat control equipment 70 is provided only in the system on the “city gas” side, but if necessary, a similar heat control facility is also provided in the system on the “power generation gas” side. Needless to say, it is good.
以上、本発明者によってなされた発明を適用した実施形態について説明したが、この実施形態による本発明の開示の一部をなす論述および図面により、本発明は限定されるものではない。すなわち、この実施形態に基づいて当業者等によりなされる他の実施形態、実例および運用技術等はすべて本発明の範疇に含まれることはもちろんであることを付け加えておく。 Although the embodiment to which the invention made by the present inventor is applied has been described above, the present invention is not limited by the discourse and drawings which form a part of the disclosure of the present invention according to this embodiment. That is, it should be added that all other embodiments, examples, operational techniques, etc. made by those skilled in the art based on this embodiment are of course included in the scope of the present invention.
１ ＬＮＧ供給システム
２ アンローディングアーム
１０ ＬＮＧ受入ライン
２０ ＬＮＧ払出ライン
２０Ａ 第１ＬＮＧ払出ライン
２０Ｂ 第２ＬＮＧ払出ライン
２１ 流量計
２５ 冷却用ＬＮＧライン
２５Ａ 冷却用ＬＮＧ往きライン
２５Ｂ 冷却用ＬＮＧ戻りライン
３０ ＮＧ供給ライン
３０Ａ 第１ＮＧ供給ライン
３０Ｂ 第２ＮＧ供給ライン
３１Ａ，３１Ｂ 熱量計
４０ ＢＯＧ排出ライン
４１ ＢＯＧ圧縮機
５０ 再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ａ 第１再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ｂ 第２再液化ＢＯＧ供給ライン
５１，５４ 流量調整弁
５２ 緊急遮断弁
５３ 流量計
６０ 制御装置
６１ 中央制御部
６２ 記憶部
７０ 熱調設備
７１ ＬＰＧタンク
７２ ＬＰＧ払出ライン
７３ 流量調整弁
８０ ガスクロマトグラフ
９１，９２ サンプリング配管
Ｔ ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１ ＬＮＧ払出ポンプ
Ｐ２ 冷却用ＬＮＧポンプ
Ｐ３ コンデンセントポンプ
Ｖ１ 第１気化器
Ｖ２ 第２気化器
1 LNG supply system 2 Unloading arm 10 LNG receiving line 20 LNG payout line 20A 1st LNG payout line 20B 2nd LNG payout line 21 Flow meter 25 Cooling LNG line 25A Cooling LNG outgoing line 25B Cooling LNG return line 30 NG supply line 30A 1st NG supply line 30B 2nd NG supply line 31A, 31B Calorimeter 40 BOG discharge line 41 BOG compressor 50 Reliquefied BOG supply line 50A 1st reliquefied BOG supply line 50B 2nd reliquefied BOG supply line 51, 54 Flow adjustment Valve 52 Emergency shutoff valve 53 Flow meter 60 Control device 61 Central control unit 62 Storage unit 70 Heat control equipment 71 LPG tank 72 LPG payout line 73 Flow control valve 80 Gas chromatograph 91, 92 Sampling piping TLNG tank R Reliquefaction device SLNG Tanker P1 LNG payout pump P2 Cooling LNG pump P3 Condensent pump V1 First vaporizer V2 Second vaporizer
Claims (5)
前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、
前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する第１再液化ガス供給ラインと、
前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、
前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、
前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、
前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、
前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記第１制御バルブおよび前記第２制御バルブの各開閉量を制御する制御装置と、を備え、
前記制御装置は、
前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、
前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を制御するとともに、前記第２制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする燃料ガス供給システム。 A low temperature tank for storing cold liquids and
A first payout line connected to the low temperature tank and for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination,
A second payout line connected to the low temperature tank and for supplying a second fuel gas having a second calorific value lower than the first calorific value to the demand destination.
An evaporative gas discharge line for discharging the evaporative gas generated in the low temperature tank to the outside of the low temperature tank,
A reliquefaction device that cools and reliquefies the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and
A first reliquefied gas supply line that supplies the reliquefied gas reliquefied by the reliquefaction device to the first discharge line, and
A second reliquefied gas supply line that supplies the reliquefied gas to the second discharge line, and
A first control valve provided in the first reliquefied gas supply line and variable in the amount of the reliquefied gas supplied to the first payout line.
A second control valve provided in the second reliquefied gas supply line and variable in the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line.
A measuring device for measuring a quality value indicating the quality of the second fuel gas, and
A control device for controlling each opening / closing amount of the first control valve and the second control valve based on the quality value measured by the measuring device is provided.
The control device is
It has a determination unit for determining whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value.
When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the quality reference value, the opening / closing amount of the second control valve is controlled so as to reduce the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line. At the same time, the opening / closing amount of the first control valve is controlled so as to supply the reliquefied gas corresponding to the amount reduced by controlling the second control valve to the first payout line.
A fuel gas supply system characterized by that.
前記第２燃料ガスの最低限必要な品質を表す値として予め定めた最低品質基準値を含み、
前記制御装置は、
前記判定部によって前記品質値が前記最低品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２制御バルブを閉塞する制御をおこなう、
ことを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス供給システム。 The quality standard value is
Includes a predetermined minimum quality standard value as a value representing the minimum required quality of the second fuel gas.
The control device is
When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the minimum quality reference value, control is performed to close the second control valve.
The fuel gas supply system according to claim 1.
前記第２燃料ガスの最低限必要な品質よりも高い品質であることを表す値として予め定めた許容品質基準値を含み、
前記制御装置は、
前記判定部によって前記品質値が前記許容品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を絞るように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の燃料ガス供給システム。 The quality standard value is
Includes a predetermined allowable quality standard value as a value indicating that the quality is higher than the minimum required quality of the second fuel gas.
The control device is
When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the allowable quality reference value, the opening / closing amount of the second control valve is adjusted so as to reduce the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line. Control,
The fuel gas supply system according to claim 1 or 2, wherein the fuel gas supply system is characterized.
前記第１払出ラインに接続され、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または当該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合して前記第１発熱量の前記第１燃料ガスを生成する熱量調整装置をさらに備える、
ことを特徴とする請求項１〜請求項３の何れか１項に記載の燃料ガス供給システム。 The fuel gas supply system
The first fuel gas having the first calorific value is obtained by mixing a heating fuel with the low temperature liquid or the fuel gas obtained by vaporizing the low temperature liquid, which is connected to the first payout line and flows through the first payout line. Further equipped with a calorific value adjusting device to generate
The fuel gas supply system according to any one of claims 1 to 3, wherein the fuel gas supply system is characterized.
前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、
前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するための第１再液化ガス供給ラインと、
前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するための第２再液化ガス供給ラインと、
前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、
前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、
前記第２払出ラインを介して需要先に供給される前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、
を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、
前記燃料ガス供給方法は、
前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定工程と、
前記判定工程をおこなうことによって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を変更するとともに、前記第２制御バルブの開閉量を変更することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を変更するバルブ開閉量変更工程と、を含む、
ことを特徴とする燃料ガス供給方法。 A low temperature tank for storing cold liquids and
A first payout line connected to the low temperature tank and for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination,
A second payout line connected to the low temperature tank and for supplying a second fuel gas having a second calorific value lower than the first calorific value to the demand destination.
An evaporative gas discharge line for discharging the evaporative gas generated in the low temperature tank to the outside of the low temperature tank,
A reliquefaction device that cools and reliquefies the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and
A first reliquefied gas supply line for supplying the reliquefied gas reliquefied by the reliquefaction device to the first discharge line, and
A second reliquefied gas supply line for supplying the reliquefied gas to the second discharge line, and
A first control valve provided in the first reliquefied gas supply line and variable in the amount of the reliquefied gas supplied to the first payout line.
A second control valve provided in the second reliquefied gas supply line and variable in the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line.
A measuring device that measures a quality value indicating the quality of the second fuel gas supplied to the demand destination via the second payout line, and a measuring device.
It is a fuel gas supply method in a fuel gas supply system equipped with
The fuel gas supply method is
A determination step of determining whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value, and
When it is determined by performing the determination step that the quality value does not satisfy the quality reference value, the second control valve is opened and closed so as to reduce the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line. The opening / closing amount of the first control valve is changed so as to supply the reliquefied gas corresponding to the amount reduced by changing the opening / closing amount of the second control valve to the first payout line. Including the valve opening / closing amount changing process to be changed,
A fuel gas supply method characterized by that.
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