JP4996192B2 - Ｌｎｇのガス化装置 - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）のサテライト基地等において、ＬＮＧをガス化して天然ガス（ＮＧ）とするとき、製氷熱を利用してＬＮＧをガス化するようにしたＬＮＧのガス化装置に関する。

ＬＮＧのサテライト基地等において、ＬＮＧを気化させる場合、通常、気化用の熱源として空気、温水、海水等を使用している。即ち、ＬＮＧと空気、温水、海水等とを一種の熱交換器であるＬＮＧ気化器によって熱交換させ、ＬＮＧを蒸発させてＮＧとしている（特許文献１、２参照）。

特表２００２−５０６９６０号公報 特開平８−４２７９５号公報

これらの方式では、ＬＮＧをＮＧに気化させる際の冷熱は大気、海洋等に廃棄されており、環境上生態系に影響を与える可能性がある。また、温水を用いてＬＮＧを気化させる温水式では、冷熱を廃棄するばかりでなく、温水を得るために水を加熱しなければならず、余分な燃料が必要となっていた。

また、ＬＮＧを空気、温水等とを熱交換させて蒸発させると、ＬＮＧの蒸発温度が水の凝固温度より遙かに低いため、ＬＮＧを蒸発させる加熱媒体である空気中の水分、温水等がＬＮＧ気化器の伝熱面に凝固して氷が付着してしまう。このため、ＬＮＧ気化器の適正な熱交換を維持するためには、付着した氷を温水によって融解しなければならず、温水を得るための余分な燃料が必要となる。

ところで、製氷に用いられる冷凍機は、通常、液冷媒が気化するときの気化潜熱で水を冷却して氷にする製氷装置（蒸発器）と、気化したガス冷媒を常温で液化する圧力まで加圧する圧縮機と、圧縮機で加圧されたガス冷媒を大気等と熱交換させて液化する凝縮器と、凝縮器で液化された液冷媒を蒸発器に導入する前に所定の蒸発温度になるように減圧する膨張弁とを備えている。

かかる冷凍サイクルでは、圧縮機を運転するための駆動エネルギーは非常に大きなものとなり、製氷のための設備全体が消費するエネルギーの大部分を占めている。よって、圧縮機を省略できる製氷設備が実現できれば、大幅なコストダウンとなる。

以上の事情を考慮して創案された本発明の目的は、ＬＮＧをガス化するときの冷熱を大気、海洋等に廃棄せず、温水製造のエネルギーが不要となり、圧縮機を用いることなく製氷でき、且つＬＮＧ気化器の伝熱面にＬＮＧを気化するための加熱媒体が凝固しないＬＮＧのガス化装置を提供することにある。

上記目的を達成するために本発明に係るＬＮＧのガス化装置は、ＬＮＧが気化するときの気化潜熱を利用して冷凍サイクルのガス冷媒を液冷媒に液化し、液冷媒が気化してガス冷媒となるときの気化潜熱を利用して水を冷却して氷を製造するようにしたもの、即ち、ＬＮＧの冷熱を冷媒を介して水に伝えるようにし、ＬＮＧの気化と水の凝固（製氷）とを行うようにしたものである。

具体的には、本発明に係るＬＮＧのガス化装置は、ＬＮＧ貯蔵部からＬＮＧをガス化する気化設備に向かうＬＮＧの一部を分流するＬＮＧ分岐ラインと、該ＬＮＧ分岐ラインに配設され、ＬＮＧを蒸発させてＮＧとするための熱交換器であって、ＬＮＧを蒸発させるための加熱媒体としてガス冷媒が導入され、ＬＮＧと熱交換して凝縮された液冷媒を排出するＬＮＧ気化器と、該ＬＮＧ気化器から排出された液冷媒が流れる液冷媒ラインと、該液冷媒ラインに配設され、液冷媒を蒸発させてガス冷媒とするための熱交換器であって、液冷媒を蒸発させるための加熱媒体として水が導入され、液冷媒と熱交換して凝固された氷を製造する製氷装置と、該製氷装置から排出されたガス冷媒を上記ＬＮＧ気化器に導くガス冷媒ラインと、上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を検出するために上記ＬＮＧ気化器に設けられたガス冷媒圧力センサと、上記ＬＮＧ分岐ラインに設けられ、上記ガス冷媒圧力センサの検出値に基づいて上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を調節することで、上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を所定圧力に制御するＬＮＧ流量制御弁とを備え、上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を所定圧力に制御することで、上記ＬＮＧ気化器に上記ガス冷媒ラインを介して接続された上記製氷装置の内部の冷媒の蒸発圧力を所定圧力に制御し、上記製氷装置内の冷媒の蒸発温度を所定温度に制御するものである。

また、上記ＬＮＧ分岐ラインに、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を調節するために設けられた別のＬＮＧ流量制御弁を備え、この別のＬＮＧ流量制御弁は、上記気化設備に供給されるＬＮＧの流量を上記気化設備の円滑な運転を維持するのに必要な流量としつつ、その流量を超える余剰流量を上記ＬＮＧ気化器に流入させるように開度が制御されるものであってもよい。

また、上記ＬＮＧ分岐ラインに設けられ、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を検出するＬＮＧ流量センサと、上記製氷装置に水を導入する水ラインに設けられ、上記製氷装置に流入する水の流量を、上記ＬＮＧ流量センサで検出された上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量に対応した氷結量となるように制御する水流量制御弁とを備えたものであってもよい。

また、上記ＬＮＧ気化器から排出されたＮＧを上記気化設備からＮＧを排出する排出ラインに導くＮＧ排出ラインと、上記気化設備からＮＧを排出する排出ラインに設けられ、該排出ライン内のＮＧの圧力を検出するＮＧ圧力センサとを備え、上記別のＬＮＧ流量制御弁は、上記ＮＧ圧力センサで検出されたＮＧの圧力が所定圧力以上となったとき、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を減少させるように開度が制御されるものであってもよい。

本発明に係るＬＮＧのガス化装置によれば、ＬＮＧをガス化するときの冷熱を大気、海洋等に廃棄せず、温水製造のエネルギーが不要となり、圧縮機を用いることなく製氷でき、且つＬＮＧ気化器の伝熱面にＬＮＧを気化するための加熱媒体としての冷媒が凝固しない。

本発明の好適実施形態を添付図面を用いて説明する。

図１に示すように、ＬＮＧサテライト基地においては、ＬＮＧ貯蔵部１のＬＮＧは、供給ライン２を介してメインの気化設備（気化器＆ＮＧ加温器）ＲＧ−１に導かれ、そこでガス化されてＮＧとされた後、排出ライン３を介してＮＧ供給部４に導かれる。供給ライン２を流れるＬＮＧの一部は、供給ライン２に接続されたＬＮＧ分岐ライン５によって分流され、以下に説明する本実施形態に係るＬＮＧのガス化装置６によってガス化された後、排出ライン３に合流される。

本実施形態に係るＬＮＧのガス化装置６は、ＬＮＧ貯蔵部１からＬＮＧをガス化する気化設備ＲＧ−１に向かうＬＮＧの一部を分流するＬＮＧ分岐ライン５と、ＬＮＧ分岐ライン５に配設され、ＬＮＧを蒸発させてＮＧとするための熱交換器であって、ＬＮＧを蒸発させるための加熱媒体としてガス冷媒が導入され、ＬＮＧと熱交換して凝縮された液冷媒を排出するＬＮＧ気化器Ｅ−１と、ＬＮＧ気化器から排出された液冷媒が流れる液冷媒ライン７と、液冷媒ライン７に配設され、液冷媒を蒸発させてガス冷媒とするための熱交換器であって、液冷媒を蒸発させるための加熱媒体として水が導入され、液冷媒と熱交換して凝固された氷を製造する製氷装置Ｉ−１と、製氷装置Ｉ−１から排出されたガス冷媒をＬＮＧ気化器Ｅ−１に導くガス冷媒ライン８とを備えている。

ＬＮＧ気化器Ｅ−１は、ＬＮＧが蒸発してＮＧとなるときの気化潜熱（冷熱）を利用してガス冷媒を液冷媒に凝縮するものであり、所謂シェル＆チューブ型の横置きのものが採用されている。即ち、ＬＮＧ気化器Ｅ−１は、横置きに配置されたシェル９と、シェル９内を左右にヘッダー室１０と熱交換室１１とに仕切る管板１２と、ヘッダー室１０を上下に入口ヘッダー室１０ａと出口ヘッダー室１０ｂとに仕切る隔壁１３と、熱交換室１１内にＵ字状に屈曲されて水平に収容され、一端が入口ヘッダー室１０ａに接続され他端が出口ヘッダー室１０ｂに接続されるように管板１２に装着された複数のチューブ（伝熱管）１４とを備えている。

入口ヘッダー室１０ａには、そこにＬＮＧ（約−１６０℃）を導くために上記ＬＮＧ分岐ライン５が接続され、出口ヘッダー室１０ｂには、そこからＮＧ（約−５０℃）を排出するＮＧ排出ライン１５が接続されている。熱交換室１１の上部には、熱交換室１１にガス冷媒（約−２０℃）を導くために上記ガス冷媒ライン８が接続され、熱交換室１１の下部には、熱交換室１１から液冷媒（約−２５℃）を排出するために上記液冷媒ライン７が接続されている。

液冷媒ライン７には、液冷媒を貯留するレシーバＤ−１が配設されている。レシーバＤ−１は、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の下方に配置されており、熱交換室１１内の液冷媒が重力によりレシーバＤ−１に導かれるようになっている。レシーバＤ−１の容量は、熱交換室１１にて凝縮された液冷媒を全てレシーバＤ−１内に収めることができ、熱交換室１１内に液冷媒が貯留されない容量で、且つ製氷装置Ｉ−１での最大要求製氷量に合致した流量の液冷媒を製氷装置Ｉ−１に供給できる容量に設定されている。

レシーバＤ−１より下流側の液冷媒ライン７には、液冷媒を製氷装置Ｉ−１に圧送するための冷媒循環ポンプＰ−１が配設されている。冷媒循環ポンプＰ−１の下流側の液冷媒ライン７とレシーバＤ−１とは、短絡ライン１６によって接続されており、短絡ライン１６には、流量制御弁ＦＣＶ−１が設けられている。この流量制御弁ＦＣＶ−１は、冷媒循環ポンプＰ−１を通過する液冷媒の流量を圧力差に基づいて検出する流量センサΔＰＩＣ−１が、冷媒循環ポンプＰ−１の円滑な運転に必要な流量以下の流量を検出したときに開制御され、製氷装置Ｉ−１に向かう液冷媒の一部を短絡ライン１６を介してレシーバＤ−１に戻し、冷媒循環ポンプＰ−１を通過する液冷媒を必要最低流量以上とする。なお、図１中１７は一方向弁（逆止弁）である。

冷媒循環ポンプＰ−１より下流側の液冷媒ライン７には、製氷装置Ｉ−１が配設されている。製氷装置Ｉ−１は、そこに流入する液冷媒（約−２５℃）が蒸発してガス冷媒（約−２０℃）となるときの気化潜熱（冷熱）を利用して水を氷に凝固させるものであり、図示はしないが、液冷媒及びこれが蒸発したガス冷媒が流れる配管と、その配管の外周面に水を供給する機構と、配管の外周面に凝固した氷をスクレープする機構とを備えている。製氷装置Ｉ−１には、その内部に水を導入する水ライン１８と、内部から余分な水を排出する水排出ライン１９とが接続されており、水排出ライン１９は給水ドラムＤ−２及び給水ポンプＰ−２を介して水ライン１８に接続されている。製氷装置Ｉ−１で水と熱交換して気化されたガス冷媒（約−２０℃）は、上記ガス冷媒ライン８を介して排出され、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１の上部に導入される。

ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１に導入されたガス冷媒（約−２０℃）は、チューブ（伝熱管）１４内を流れるＬＮＧ（約−１６０℃）と熱交換して冷却されて凝縮（液化）され、液冷媒（約−２５℃）となる。ここで、ＬＮＧ（約−１６０℃）の温度は極めて低いため、製氷装置Ｉ−１から流出したガス冷媒（約−２０℃）を殆ど加圧することなく液化することができ、従来の製氷機に適用される冷凍サイクルでは必須となる圧縮機が不要となる。よって、圧縮機を運転するための電気代が不要となり、大幅なコストダウンとなり、安価な氷を提供できる。また、製氷装置Ｉ−１は、冷媒の気化潜熱を利用して水を冷却して氷を得るものである点で既存のものと同様であり、液冷媒が流入しガス冷媒が流出するものであるので、既存の製氷装置を流用できる。

冷媒には不燃性のＲ−４０４Ａ（或いはＲ−５０２）が用いられており、設備の安全性が担保されている。冷媒Ｒ−４０４Ａは、疑似共沸点混合物であるので、気相と液相との組成が殆ど変わらず、気・液平衡での沸点と露点との間で圧力に対する温度の関係が略一定値となる。従って、冷媒凝縮器（ＬＮＧ気化器Ｅ−１）、冷媒蒸発器（製氷装置Ｉ−１）の設計・運転に便利な冷媒である。

Ｒ−４０４Ａ組成
ｗｔ．ｆ ｍ．ｆ ＭＭＷ
ＨＦＣ−１２５ ０．４４ ０．３９６８ ４７．６
ＨＦＣ−１４３ａ ０．５２ ０．５５１７ ５６．３
ＨＦＣ−１３４ａ ０．０４ ０．０５１５ ４．３
１．００ １．００００ １０８．２
これらの冷媒Ｒ−４０４Ａ、Ｒ−５０２の凝固温度は、約−１００℃〜−９５℃であり、水の凝固温度（０℃）より遙かに低い。

このため、例えばＬＮＧを水によって加熱して気化させる場合には、ＬＮＧからＮＧに気化するまでの温度（約−１６０℃〜−５０℃）が水の凝固温度（０℃）より遙かに低いため、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の伝熱面（チューブ１４の外周面）にＬＮＧを気化させる加熱媒体である水が凝固して氷結することが避けられないが、本実施形態のようにＬＮＧを上記冷媒によって加熱して気化させる場合には、ＬＮＧからＮＧに気化するまでの温度（約−１６０℃〜−５０℃）に対して上記冷媒の凝固温度は約−１００℃〜−９５℃であるので、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の伝熱面（チューブ１４の外周面）にＬＮＧを気化させる加熱媒体である上記冷媒が凝固することが水に比べると起こり難く有利である。

この点詳述すると、これらの冷媒Ｒ−４０４Ａ、Ｒ−５０２の凝固温度は約−１００℃〜−９５℃であるために、−１００℃以下の温度で気化するＬＮＧとチューブ（伝熱管）１４を介して接触すると、チューブ１４の外周面に冷媒の凝固体が付着して、伝熱性能の劣化と構造への悪影響を招く可能性が生じる。これを回避するために、本実施形態では、ＬＮＧ気化器Ｅ−１をシェル＆チューブ横置型とし、チューブ１４内をＬＮＧとして気化させると共にチューブ１４外を冷媒として凝縮させる構造とし、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の下方に液冷媒を貯留するレシーバＤ−１を配設することで、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１の内部に凝縮された液冷媒が貯留しないようにして、凝縮液がチューブ１４を浸さないようにし、チューブ１４の外周面に冷媒が凝固して付着するのを防止している。

チューブ１４の管壁温度を冷媒の凝固温度（約−１００℃〜−９５℃）よりも高い温度にするために、チューブ１４外の冷媒ガスを滴状凝縮にして境膜伝熱係数を大きくし、内外のバランス温度がチューブ１４外の方ができるだけ小さくなるようにする。滴状凝縮にするためには、チューブ１４の全長を長くしてチューブ１４の段数を少なくし、上部のチューブ１４で凝縮した液滴が落下して下部のチューブ１４を濡らす量が少なくなるようにして液膜が形成されるのを防止する。これにより、冷媒ガスは、チューブ１４の外周面において滴状凝縮となり、凝縮側の境膜伝熱係数が大きくなるためにチューブ１４の管壁温度が高くなる。なお、管板１２に装着されるチューブ１４の配置を千鳥配置とし、上段からの滴下液による下段のチューブ１４の濡れる確率を小さくしてもよい。

チューブ（伝熱管）１４の管壁の熱バランスの一例を説明する。チューブ１４内にて加熱されるＬＮＧの加熱状態は、過冷却領域（−１５６℃〜−１３３℃）、沸騰領域（−１１３℃〜−５５℃）、過熱領域（−５５℃〜−５０℃）の順に変化する。熱交換室１１内におけるチューブ１４外の冷媒Ｒ−４０４Ａの凝固温度は約−９４℃以下と推定されるので、チューブ１４の外周面への冷媒の凝固付着が問題となるのは、ＬＮＧの過冷却及び沸騰領域である。過冷却領域のＬＮＧ液相の境膜伝熱係数は沸騰領域に比較して非常に小さいので、この領域ではチューブ１４の管壁温度は沸騰領域より高くなる。従って、冷媒Ｒ−４０４Ａは、伝熱の全領域においてチューブ１４の外周面上で凝固しない。

チューブ１４の外周面の凝縮液は、滴状落下するためチューブ１４の外周面上に長時間が留まることはないので、極度に冷却されることはない。また、連続的に新しい熱源となるガス冷媒がチューブ１４の外周面上に供給されるので、チューブ１４の管壁も常に加熱され極度に低温まで冷却されることもない。仮にチューブ１４の外周面上に冷媒の凝固が発生しても、凝固体がチューブ１４の外周面に付着することにより伝熱抵抗になるために、連続的に被冷却流体（ガス冷媒）がチューブ１４の外周面に供給される限り、凝固体の表面温度が高くなり、凝固層が厚く成長することはない。従って、熱交換器の構造に悪影響を及ぼすことはない。

なお、本発明者によるシミュレーションによれば、チューブ１４の管壁温度は、冷媒Ｒ−４０４Ａの凝固温度（約−９４℃）より高い−６８℃となることが確認されている。

本実施形態に係るＬＮＧのガス化装置６は、製氷装置Ｉ−１において水が氷に相変化するときの凝固熱を利用してガス冷媒を液冷媒に凝縮し、ＬＮＧ気化器Ｅ−１においてガス冷媒が液冷媒に相変化するときの凝縮熱を利用してＬＮＧをＮＧに気化するようにしたので、ＬＮＧがＮＧに気化するときの冷熱が大気、海洋等の環境に排出されず、氷を得ることができる。また、通常の冷凍サイクルでは必須である圧縮機が不要となるので、極めて低コストで氷を得ることができる。

ＬＮＧ気化器Ｅ−１においてガス冷媒（約−２０℃）と熱交換することで気化したＮＧ（約−５０℃）は、出口ヘッダー室１０ｂに接続されたＮＧ排出ライン１５から排出され、ＮＧ加温器Ｅ−２によって加温されて約１０℃となった後、メインの気化設備（気化器＆ＮＧ加温器）ＲＧ−１の排出ライン３に合流される。ＮＧ加温器Ｅ−２は、ＮＧをスチーム又は温水と熱交換させて昇温する熱交換器（シェル＆チューブ横置型）から構成されている。ＮＧ加温器Ｅ−２には、スチーム又は温水を導入するための導入ライン２０と、スチーム又は温水がＮＧと熱交換した後に生じた水を排出するために排出ライン２１とが接続されている。排出ライン２１と導入ライン２０との間には、スチーム又は温水を製造する設備２２が配設されている。

ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１には、その内部のガス冷媒の圧力を検出するためのガス冷媒圧力センサＰＩＣＡ−１が設けられ、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の入口ヘッダー室１０ａにＬＮＧを導くＬＮＧ分岐ライン５には、入口ヘッダー室１０ａに流入するＬＮＧの流量を調節するためのＬＮＧ流量制御弁ＰＣＶ−１が配設されている。このＬＮＧ流量制御弁ＰＣＶ−１は、ガス冷媒圧力センサＰＩＣＡ−１の検出値に基づいてＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入するＬＮＧの流量を調節し、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１内のガス冷媒の圧力を一定の所定圧力に制御する。例えば、ＬＮＧ流量制御弁ＰＣＶ−１は、ガス冷媒圧力センサＰＩＣＡ−１の検出圧力が予め定められた所定圧力を或る程度（所定値）以上下回った場合に閉制御され、熱交換室１１内における冷媒の凝縮を弱めてガス冷媒の圧力を高め、逆に、ガス冷媒圧力センサＰＩＣＡ−１の検出圧力が所定圧力を或る程度（所定値）以上上回った場合に開制御され、熱交換室１１内における冷媒の凝縮を強めてガス冷媒の圧力を低める。これにより、ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１内のガス冷媒の圧力が一定の所定圧力に制御される。

ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１内のガス冷媒の圧力が一定の所定圧力に制御されることで、製氷装置Ｉ−１の内部の冷媒の蒸発圧力が一定の所定圧力に制御される。ＬＮＧ気化器Ｅ−１の熱交換室１１と製氷装置Ｉ−１内の冷媒が通過する配管とが、ガス冷媒ライン８を介して連通されているからである。この結果、製氷装置Ｉ−１内の冷媒の蒸発温度が、上述のようにして一定の所定圧力に制御された製氷装置Ｉ−１内の冷媒の蒸発圧力に平衡した一定の所定温度に制御され、製氷装置Ｉ−１における製氷温度の制御が可能となる。

また、製氷装置Ｉ−１に流入した液冷媒が液冷媒のまま流出することを防止し、確実に蒸発して過熱状態のガス冷媒となって流出することを確保するため、製氷装置Ｉ−１から冷媒を排出するガス冷媒ライン８には、冷媒の温度を検出する温度センサＴＩＣ−１が設けられ、製氷装置Ｉ−１に液冷媒を導く液冷媒ライン７には、液冷媒の流入量を調節するための流量制御弁ＴＩＣＶ−１が配設されている。

流量制御弁ＴＩＣＶ−１は、温度センサＴＩＣ−１で検出された製氷装置Ｉ−１から流出する冷媒の温度が確実に過熱状態のガス冷媒となる温度となるように、開度が制御される。具体的には、温度センサＴＩＣ−１の設定温度を製氷装置Ｉ−１内における冷媒の蒸発温度よりも約５〜６℃高く設定することで、製氷装置Ｉ−１に流入した液冷媒が、確実に蒸発して過熱状態のガス冷媒となって製氷装置Ｉ−１から流出することになる。これにより、製氷装置Ｉ−１における冷媒の確実な気化潜熱の利用と、製氷装置Ｉ−１からの液冷媒の流出防止とを担保できる。

本実施形態では冷媒にＲ−４０４Ａを用いているところ、Ｒ−４０４Ａは、多成分の混合冷媒であるため、沸点と露点温度に多少相違があるので、上述の過熱制御はシステム上の有効な制御である。

ＬＮＧ貯蔵部１からメインの気化設備（気化器＆ＮＧ加温器）ＲＧ−１にＬＮＧを導く供給ライン２には、気化設備ＲＧ−１に供給されるＬＮＧの流量を検出する流量センサＦＩＣ−１が配設されている。また、供給ライン２から分流されたＬＮＧをＬＮＧ気化器Ｅ−１の入口ヘッダ室１０ａに導くＬＮＧ分岐ライン５には、ＬＮＧ気化器Ｅ−１へのＬＮＧの流量を調節するための別のＬＮＧ流量制御弁ＥＳＶ−１が配設されている。この別のＬＮＧ流量制御弁ＥＳＶ−１は、流量センサＦＩＣ−１によって検出されたメインの気化設備ＲＧ−１に供給されるＬＮＧの流量を、その気化設備ＲＧ−１の円滑な運転を維持するのに必要な流量としつつ、その流量を超える余剰流量を上記ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入させるように、開度が制御される。よって、ＮＧ供給部４にて要求されるＮＧ流量が減少したとしても、メインの気化設備（気化器＆ＮＧ加温器）ＲＧ−１の円滑なガス化運転が確保できる。

ＬＮＧ分岐ライン５には、ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入するＬＮＧの流量を検出するＬＮＧ流量センサＦＩＣ−２が配設され、製氷装置Ｉ−１に水を導入する水ライン１８には、水流量制御弁ＦＩＣＶ−３が配設されている。この水流量制御弁ＦＩＣＶ−３は、製氷装置Ｉ−１に流入する水の流量を、ＬＮＧ流量センサＦＩＣ−２で検出されたＬＮＧの流量に対応した氷結量となるように、制御される。詳しくは、水ライン１８には水流量センサＦＩＣ−３が配設されており、その水流量センサＦＩＣ−３によって検出された水流量が、ＬＮＧ流量センサＦＩＣ−２の検出値に基づいて決定された適正な水流量となるように、水流量制御弁ＦＩＣＶ−３の開度が制御される。これにより、ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入するＬＮＧの冷熱量にマッチした量の氷が製氷装置Ｉ−１にて製氷され、システムの効率が向上する。

本実施形態では、ＮＧ供給部４にて要求されるＮＧ量が変動（増加・減少）した場合、ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入する上述した余剰流量の範囲で、ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入するＬＮＧ流量を流量制御弁ＥＳＶ−１によって段階的に制御し、各段階においてＮＧの需要変動の影響を受けない一定量の氷を生産するようにしている。

即ち、ＮＧ供給部４にて要求されるＮＧ量が変動した場合、メインの気化設備（気化器＆ＮＧ加温器）ＲＧ−１の円滑なガス供給運転を維持するために必要なＬＮＧ流量を算出し、その余剰流量を製氷用のＬＮＧ気化器Ｅ−１の入口側の流量センサＦＩＣ−２に伝達し、その範囲内の流量で流量制御弁ＥＳＶ−１により段階的にＬＮＧ流量を設定し、各段階においてなるべく長時間一定蒸発量で運転して一定量の製氷を行うようにしている。

メインの気化設備ＲＧ−１からＮＧを排出する排出ライン３には、ＮＧの圧力を検出するＮＧ圧力センサＰＩＣ−２が配設されている。このＮＧ圧力センサＰＩＣ−２で検出されたＮＧの圧力が所定圧力以上となったとき、ＬＮＧ気化器Ｅ−１にＬＮＧを供給するＬＮＧ分岐ライン５に設けられたＬＮＧ流量制御弁ＥＳＶ−１が閉制御され、ＬＮＧ気化器Ｅ−１に流入するＬＮＧの流量が減少される。これにより、例えばＬＮＧ気化器Ｅ−１やＮＧ加温器Ｅ−２が故障するなどして排出ライン３に排出されるＮＧの圧力が所定圧力以上となった場合、流量制御弁ＥＳＶ−１が閉制御されることでメインの気化設備ＲＧ−１によって気化されるＬＮＧの割合が高まるため、その故障の影響がＮＧ供給部４に及ばない。

本発明の好適実施形態に係るＬＮＧのガス化装置のシステム図である。

符号の説明

１ ＬＮＧ貯蔵部
３ 排出ライン
５ ＬＮＧ分岐ライン
６ ＬＮＧのガス化装置
７ 液冷媒ライン
８ ガス冷媒ライン
１５ ＮＧ排出ライン
ＲＧ−１ 気化設備
Ｅ−１ ＬＮＧ気化器
Ｉ−１ 製氷装置
ＰＩＣＡ−１ ガス冷媒圧力センサ
ＰＣＶ−１ ＬＮＧ流量制御弁
ＥＳＶ−１ 別のＬＮＧ流量制御弁
ＦＩＣ−２ ＬＮＧ流量センサ
ＦＩＣＶ−３ 水流量制御弁
ＰＩＣ−２ ＮＧ圧力センサ

Claims (4)

1. ＬＮＧ貯蔵部からＬＮＧをガス化する気化設備に向かうＬＮＧの一部を分流するＬＮＧ分岐ラインと、
   該ＬＮＧ分岐ラインに配設され、ＬＮＧを蒸発させてＮＧとするための熱交換器であって、ＬＮＧを蒸発させるための加熱媒体としてガス冷媒が導入され、ＬＮＧと熱交換して凝縮された液冷媒を排出するＬＮＧ気化器と、
   該ＬＮＧ気化器から排出された液冷媒が流れる液冷媒ラインと、
   該液冷媒ラインに配設され、液冷媒を蒸発させてガス冷媒とするための熱交換器であって、液冷媒を蒸発させるための加熱媒体として水が導入され、液冷媒と熱交換して凝固された氷を製造する製氷装置と、
   該製氷装置から排出されたガス冷媒を上記ＬＮＧ気化器に導くガス冷媒ラインと、
   上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を検出するために上記ＬＮＧ気化器に設けられたガス冷媒圧力センサと、
   上記ＬＮＧ分岐ラインに設けられ、上記ガス冷媒圧力センサの検出値に基づいて上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を調節することで、上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を所定圧力に制御するＬＮＧ流量制御弁とを備え、
   上記ＬＮＧ気化器の内部のガス冷媒の圧力を所定圧力に制御することで、上記ＬＮＧ気化器に上記ガス冷媒ラインを介して接続された上記製氷装置の内部の冷媒の蒸発圧力を所定圧力に制御し、上記製氷装置内の冷媒の蒸発温度を所定温度に制御することを特徴とするＬＮＧのガス化装置。
2. 上記ＬＮＧ分岐ラインに、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を調節するために設けられた別のＬＮＧ流量制御弁を備え、
   この別のＬＮＧ流量制御弁は、上記気化設備に供給されるＬＮＧの流量を上記気化設備の円滑な運転を維持するのに必要な流量としつつ、その流量を超える余剰流量を上記ＬＮＧ気化器に流入させるように開度が制御されるものである請求項１に記載のＬＮＧのガス化装置。
3. 上記ＬＮＧ分岐ラインに設けられ、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を検出するＬＮＧ流量センサと、
   上記製氷装置に水を導入する水ラインに設けられ、上記製氷装置に流入する水の流量を、上記ＬＮＧ流量センサで検出された上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量に対応した氷結量となるように制御する水流量制御弁とを備えた請求項１又は２に記載のＬＮＧのガス化装置。
4. 上記ＬＮＧ気化器から排出されたＮＧを上記気化設備からＮＧを排出する排出ラインに導くＮＧ排出ラインと、
   上記気化設備からＮＧを排出する排出ラインに設けられ、該排出ライン内のＮＧの圧力を検出するＮＧ圧力センサとを備え、
   上記別のＬＮＧ流量制御弁は、上記ＮＧ圧力センサで検出されたＮＧの圧力が所定圧力以上となったとき、上記ＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧの流量を減少させるように開度が制御されるものである請求項２又は３に記載のＬＮＧのガス化装置。

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