JP5019863B2 - 天然ガス供給システム - Google Patents

Description

本発明は、ガス会社などが保有するサテライト基地においてガス導管のない地域の消費者に対して外部から搬送されてきたＬＮＧ（Liquefied Natural Gas；液化天然ガス）を原料とした天然ガスを連続的に供給する天然ガス供給システムに関する。

従来から、ＬＮＧサテライト基地において、搬送されてきたＬＮＧをタンクローリー車からＬＮＧ貯槽タンクに移し替えて利用する手法に代わり、バルク容器を搬送してそのままタンクとして設置することで利用する手法を採用することで、ガス導管のない地域の消費者に対して安価で且つ連続的に天然ガスを供給することができるような技術が開示されている（特許文献１参照）。この場合、ＬＮＧを天然ガスに気化する気化器はサテライト基地側に固定設置されているため、バルク容器からは液体状態のＬＮＧがサテライト基地側に供給されるようになる。

このような技術におけるＬＮＧは、極低温（常圧で約−１６２℃）且つ可燃性であるため万一漏洩した場合、人が触れると凍傷を起こす危険性がある上に、火災若しくは爆発の危険があった。このため、ＬＮＧを取り扱う際には、細心の注意を払う必要があった。ＬＮＧは漏洩した場合に、体積が約６００倍の可燃性ガスとなるため、例えば、バルク容器とサテライト基地間とを配管で接続及び切離しする際においては、熟練した操作員が時間をかけて操作を行う必要があった。

さらに、配管が接続及び切離される部位は、基礎に固定されてないバルク容器と基礎に固定されたサテライト基地との接続部分となるため、天然ガスを供給する設備システムにおける構造上の弱点となっていた。すなわち、固定される土台が双方で異なるため、例えば、地震などで万一接続部が破損した場合には、遮断機能が適切に作動しても配管に残留したＬＮＧが放出するのは避けられないという欠点があった。

このような欠点は、例えば、専門の技術者が常駐している工場敷地内などであれば、さほど問題とはならない。しかしながら、例えば、一般の消費者などを対象として住宅地近傍において運転をする場合を考慮すると、より高い安全性が望まれる。

特開２００５−０４８７９４号公報

本発明はこのような事情に鑑み、ガス導管のない地域の消費者に対して天然ガスを供給する際に一定の安全性が保持できると共に、汎用設備からの大幅な改造或いは複雑な操作を要することなく構築することができる天然ガス供給システムを提供することを課題とする。

上記課題を解決する本発明の第１の態様は、
サテライト基地において、少なくともガス導管のない地域の消費者に対して外部から搬送されてきたＬＮＧを原料とした天然ガスを連続的に供給する天然ガス供給システムであって、
前記ＬＮＧを貯蔵するよう車両に搭載されているＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクから送出されるＬＮＧを気化させるよう前記車両に搭載されているＬＮＧ気化器と、
前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＮＧ気化器を設置するバルク容器と、
前記ＬＮＧタンクから送液ラインを介して供給され前記ＬＮＧ気化器で気化されＬＮＧまたは前記ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧが供給されるコージェネレーションシステムと、
前記ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを前記コージェネレーションシステムに送給するとともに途中に制御弁が配設されたＢＯＧラインと、
前記ＬＮＧタンク内から前記ＬＮＧ気化器を経て再度ＬＮＧタンク内に戻るとともに、途中に他の制御弁が配設された加圧ラインと、
前記ＬＮＧ気化器で気化されＬＮＧを負荷に送給する送ガスラインとを具備するとともに、
前記ＬＮＧタンク内の圧力によってＢＯＧの発生を検出し、ＢＯＧの発生が検出された場合には、ＬＮＧタンク内の圧力を検出し、前記圧力が所定値以上である場合には、前記制御弁を開くとともに前記他の制御弁を閉めて前記ＢＯＧラインを介して発生しているＢＯＧを前記コージェネレーションシステムに供給する一方、前記圧力が所定値未満である場合には、前記他の制御弁を開くとともに前記制御弁を閉めて前記加圧ラインを介して前記ＬＮＧタンク内のＬＮＧを加圧するように構成する一方、
前記ＬＮＧタンク内の圧力によってＢＯＧの発生が検出されない場合には、バルク容器側で気化されたＬＮＧを前記負荷または前記コジェネシステムに供給するように構成したことを特徴とする天然ガス供給システムにある。

かかる第１の態様では、ＬＮＧ気化器が、ＬＮＧタンクが設置されている車両に搭載されると共に、ＬＮＧ気化器とサテライト基地との間が配管接続されて流路として形成された送液ラインを介してバルク容器側で気化されたＬＮＧが天然ガスとしてサテライト基地から供給される。これにより、ＬＮＧがバルク容器側で気化されるため、ＬＮＧ気化器とサテライト基地との間の配管接続された流路には、常温程度の天然ガスが流入することになる。従って、ガス導管のない地域の消費者に対して天然ガスを供給する際に一定の安全性を保持することができる。さらに、例えば、上述した流路について低温対策をする必要性もなくなると共に、配管接続した部位の接続及び切離し操作が容易となり液漏れの心配もなくなるため、より安全性を向上させることができる。
ここで、ＬＮＧタンク内の圧力によってＢＯＧの発生を検出し、ＢＯＧの発生が検出された場合には、ＬＮＧタンク内の圧力が所定値以上であることを条件として前記制御弁を開くとともに前記他の制御弁を閉めて前記ＢＯＧラインを介して発生しているＢＯＧを前記コージェネレーションシステムに供給する一方、前記圧力が所定値未満であることを条件として、前記他の制御弁を開くとともに前記制御弁を閉めて前記加圧ラインを介して前記ＬＮＧタンク内のＬＮＧを加圧するように構成しているので、前者の場合には積極的に消費させ、後者の場合には、ＢＯＧを消費する段階ではないとしてＬＮＧタンク内を加圧し、天然ガスの供給を良好に継続させることができる。
さらに、ＢＯＧの発生が検出されない場合、バルク容器側で気化されたＬＮＧを前記負荷または前記コージェネレーションシステムに供給することができる。この結果、前記負荷またはコージェネレーションシステムに発熱量が低いＢＯＧが供給されるのを防止し得る。

本発明の第２の態様は、
前記コージェネレーションシステムと連通して該コージェネレーションシステムから出力される排熱から生成される温水を供給する温水タンクを具備しており、前記ＬＮＧ気化器は前記温水を利用して前記ＬＮＧタンクを気化するようにしたことを特徴とする第１の態様に記載の天然ガス供給システムにある。

かかる第２の態様では、バルク容器がコージェネレーションシステム及び温水タンクと配管接続されることで、ＬＮＧタンクで発生するＢＯＧがサテライト基地で消費される。これにより、サテライト基地でＢＯＧを自家消費することができる。

本発明の第３の態様は、前記サテライト基地は、他のバルク容器と接続可能な接続口が複数形成されていることを特徴とする第１または２の態様に記載の天然ガス供給システムにある。

かかる第３の態様では、サテライト基地に、他のバルク容器と接続可能な接続口が複数形成されている。これにより、例えば、ＬＮＧ気化器をバルク容器ごとにバルク容器側に設けるようにすることができるため、稼働させるバルク容器を切り替えるだけで比較的容易に天然ガスを供給することができる。

本発明の第４の態様は、前記サテライト基地では、付臭してミキシングした天然ガスを供給するようにしたことを特徴とする第１〜３の何れか一つの態様に記載の天然ガス供給システムにある。

かかる第４の態様では、サテライト基地では、付臭してミキシングされた天然ガスが供給される。これにより、消費者側で確実に漏洩を検知できる天然ガスを生成することができるため、安全性の向上に寄与することができる。

本発明によれば、ＬＮＧを気化するためのＬＮＧ気化器をバルク容器側に移設して、バルク容器側で気化させた常温の天然ガスがそのまま消費者側へ供給されるようにしたため、ガス導管のない地域の消費者に対して天然ガスを供給する際に一定の安全性が保持できると共に、設備の大幅な改造或いは複雑な操作を要することなく構築することができる天然ガス供給システムを提供することが可能となる。

以下、図面を用いて本発明を実施するための最良の形態について説明する。なお、本実施形態の説明は例示であり、本発明の構成は以下の説明に限定されない。

図１は、本発明の一実施形態に係る天然ガス供給システムのシステム構成を示す図である。なお、本実施形態では、ガス会社などが保有するサテライト基地において、少なくともガス導管のない地域の消費者（例えば、一般住宅）に対して外部から搬送されてきたＬＮＧ（Liquefied Natural Gas；液化天然ガス）を原料とした天然ガスを連続的に供給する場合を想定している。

図示するように、本実施形態の天然ガス供給システム１は、主に、サテライト基地２とバルク容器３に大別されて構成されている。そして、サテライト基地２とバルク容器３との間は、複数の配管接続部４で接続されており、この配管接続部４を経てバルク容器３側で気化されたＬＮＧやＢＯＧ（Boil Off Gas）などがサテライト基地２側へ出力されるようになっている。

具体的に、バルク容器３には、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク３１及びＬＮＧタンク３１から送出されるＬＮＧを気化するＬＮＧ気化器３２が設置されている。このうち、ＬＮＧタンク３１は、搬送のためにタンクローリーなどの車両３３に設置されており、このような車両３３に通常はサテライト基地２に設置されているＬＮＧ気化器３２を搭載することで、バルク容器３側でＬＮＧを気化することができるようになっている。

このようなＬＮＧ気化器３２として、本実施形態では、温水式を想定している。本実施形態では、温水式の熱源として、後述する温水タンク４２からの温水を利用することで、バルク容器３側に温水式のＬＮＧ気化器３２を搭載することを可能にしている。これにより、一般的に採用されている空温式のＬＮＧ気化器を採用する場合に比べて、設備を小型化することができると共に、設備を連続して定格運転をすることで着霜が生じた場合に性能低下を引き起こすことを防止することもできる。

そして、バルク容器３は、ＬＮＧタンク３１を基点として、ＬＮＧタンク３１に貯蔵されているＬＮＧを天然ガスの状態でサテライト基地２に供給する送液ライン３４、ＬＮＧタンク３１内で発生したＢＯＧをサテライト基地２に出力するＢＯＧライン３５、及びＬＮＧタンク３１内を加圧してＬＮＧを送出する加圧ライン３６からなる３系統の制御ラインを有している。

このうち、送液ライン３４及びＢＯＧライン３５は、ＬＮＧ気化器３２と接続されており配管接続部４ａ及び４ｂを介してサテライト基地２とそれぞれ連通している。そして、送液ライン３４のＬＮＧ気化器３２と配管接続部４ａとの間には、ＬＮＧ気化器３２で気化されたＬＮＧの出力を調整する制御弁３０１及び手動弁３０２が設けられている。また、ＢＯＧライン３５のＬＮＧタンク３１とＬＮＧ気化器３２との間及びＬＮＧ気化器３２と配管接続部４ｂとの間には、ＬＮＧタンク３１内で発生したＢＯＧの出力を制御するための制御弁３０３及び手動弁３０４が設けられている。これら手動弁３０２，３０４を開いた後、制御弁３０１，３０３が開閉されることでサテライト基地２側に供給される天然ガス（気化されたＬＮＧ）及び出力されるＢＯＧが制御されるようになっている。

一方、加圧ライン３６は、ＬＮＧタンク３１からＬＮＧ気化器３２を介して、再度ＬＮＧタンク３１に循環するよう配設されている。また、加圧ライン３６のＬＮＧ気化器３２からＬＮＧタンク３１に戻る流路には制御弁３０５が介装されている。

ＬＮＧタンク３１の圧力が低い場合、制御弁３０５を開放することで、加圧ライン３６を介してＬＮＧタンク３１からＬＮＧ気化器３２へ液化天然ガスが送出され、かかる液化天然ガスがＬＮＧ気化器３２により気化され、ＬＮＧタンク３１内に気化した天然ガスが供給される。これにより、ＬＮＧタンク３１の圧力が一定以上に保たれる。このようにして、バルク容器３側に加圧するための機能を搭載することで、ＬＮＧタンク３１内が加圧され、送液ライン３４を介してＬＮＧタンク３１からＬＮＧ気化器３２へ極低温のＬＮＧを送出することができる。

また、制御弁３０３及び３０５は、後述するように双方が連動して動作し、何れか一方が開放される状態となるように制御される。これにより、ＬＮＧタンク３１内の圧力の高低差に応じてＢＯＧライン３５及び加圧ライン３６に対する出力を制御することができる。

なお、上述した各種制御ライン３４〜３６及び制御弁３０１，３０３，３０５は、図示しない制御部によって制御されている。

上述のようにして本実施形態では、ＬＮＧ気化器３２とＬＮＧタンク３１とが車両３３に搭載されており、ＬＮＧ気化器３２が設置されているバルク容器３側とサテライト基地２との間を配管接続して流路として形成された送液ライン３４を介してバルク容器３側で気化されたＬＮＧを天然ガスとしてサテライト基地２から供給できるようになっている。このような構成により、例えば、バルク容器３とサテライト基地２を切離すための操作を行う際に、配管接続部４ａの管路内にＬＮＧが残留することもなくなるため、設備の操作において安全性を向上させることができる。

また、本実施形態では、バルク容器３とサテライト基地２との配管接続部４ａには、常温程度の天然ガスが流入することになるため、極低温のＬＮＧを流入する場合に比べて安全性を向上させることができる。さらに、配管接続部４ａにＬＮＧを流入させる場合には、ステンレス系などを配管材質として採用する必要があるため設備コストが高価になるが、本実施形態のように常温程度の天然ガスが流入する場合には、ガス配管用の安価な材質のものを採用することができるため、設備コストを低く抑えることができる。

このような配管接続部４ａは、通常フランジを用いたボルト締めにより固定される。この場合、ＬＮＧの通液が開始してから数十分後には配管接続部４ａが冷却されることで管路内が収縮する。このため、フランジのボルトを増し締めする必要があるが、本実施形態のように常温程度の天然ガスが流入する場合には、配管接続部４ａが冷却されることもないため、フランジのボルトを増し締めする必要もなくなり、設備に対する操作の負担を軽減することもできる。なお、配管接続部４ｂについても同様である。

一方、サテライト基地２には、電力を供給するコージェネレーションシステム４１（以下、コジェネシステム４１ともいう）、及び温水を供給する温水タンク４２が設置されている。そして、コジェネシステム４１が設置されている手前の流路上には、ミキシングタンク４４が設けられており、必要に応じて天然ガスの発熱量の変動を制御することができるようになっている。

また、サテライト基地２には、コジェネシステム４１と反対側に向かう流路、すなわち消費者に天然ガスを供給するための流路として送ガスライン４３が設けられている。そして、送ガスライン４３には、ミキシングタンク４５及び付臭剤ボンベ４６が設けられており、消費者側で漏洩を検知できるような天然ガスが生成されるようになっている。すなわち、ミキシングタンク４５に天然ガスが流入する直前に天然ガスを付臭するための付臭剤を付臭剤ボンベ４６から添加した後、それらをミキシングタンク４５で均等に混合する。これにより、消費者側は天然ガスに付けられた臭いによって天然ガスが漏洩したことを感知し易くなるため、安全性が向上する。また、このようなミキシングタンク４５は、送ガスライン４３を通過する天然ガスの圧力を一定に保持するバッファタンクとして機能させるようにしてもよい。

ここで、コジェネシステム４１は、送液ライン３４及びＢＯＧライン３５と連通しており、この送液ライン３４及びＢＯＧライン３５を介して供給される天然ガス及びＢＯＧによって外部へ電力が供給されるようになっている。一方、温水タンク４２は、コジェネシステム４１と連通しており、コジェネシステム４１から出力される排熱を利用して温水を生成する。このようにしてサテライト基地２側で生成された温水は、配管接続部４ｃを介してバルク容器３側のＬＮＧ気化器３２を循環して外部へ供給されるようになっている。

また、送液ライン３４からコジェネシステム４１に至る流路上には、手動弁４０１及び制御弁４０２が設けられており、サテライト基地２内を循環する天然ガスの供給が調整できるようになっている。このうち、手動弁４０１は、消費者へ天然ガスを供給するための送ガスライン４３に連通する手前の流路上、すなわちコジェネシステム４１に至る流路と送ガスライン４３とが分岐する手前の流路上に設けられている。これにより、コジェネシステム４１及び消費者の双方へ供給される天然ガスが制御されるようになっている。

一方、ＢＯＧライン３５からコジェネシステム４１に至る流路上には、制御弁３０３及び手動弁４０３が設けられており、バルク容器３の圧力が高い場合には、制御弁３０３を開放して、ＢＯＧをミキシングタンク４４を介してコジェネシステム４１に供給する。また、バルク容器３の圧力が低い場合は、制御弁４０２を開放することで、ＬＮＧを気化したガスをミキシングタンク４４を介してコジェネシステム４１に供給する。なお、制御弁３０３，４０２は、図示しない制御部によって制御されている。また、ミキシングタンク４４とコジェネシステム４１との間には、放出塔（ベントスタック）に至る流路が形成されており、何らかの状況によりバルク容器３の圧力が異常上昇した場合は、制御弁４０４を開放してガスを大気中に放出しバルク容器３もしくは配管の破裂を防ぐ仕組みとなっている。なお、制御弁４０４は、図示しない制御部によって制御されている。

上述のようにして本実施形態では、バルク容器３は、コジェネシステム４１及び温水タンク４２と配管接続されることで、ＬＮＧタンク３１で発生するＢＯＧをサテライト基地２で消費できるようになっている。

また、本実施形態では、ＬＮＧ気化器３２がバルク容器３側に搭載されているため、ＬＮＧタンク３１内で発生したＢＯＧをバルク容器３側で加温してコジェネシステム４１に供給することができる。すなわち、ＢＯＧは通常氷点下以下の低温で発生するため、ＬＮＧ気化器３２を通過させることで、常温程度の気体として取り扱うことができる。この場合、ＢＯＧが流入する配管接続部４ｂには、安価な材質のガス配管を採用することができるため、設備のコストを低減させることができる。

さらに、本実施形態では、ＬＮＧ気化器３２がバルク容器３側に搭載されているため、例えば、ＬＮＧ気化器３２の開放点検又は故障修理などを実施する場合、修理工場などへ移動することが容易となる。これにより、ＬＮＧ気化器３２の開放点検又は故障修理などを設備内で実施する場合に比べて、作業性を向上させることができるため、設備のメンテナンス費用を低減させることも可能となる。

また、サテライト基地２は、上述したバルク容器３以外の他のバルク容器と接続可能に構成されている。図１に示す例では、送液ライン３４及びＢＯＧライン３５と合流する地点にそれぞれ他のバルク容器と接続できる接続口が少なくとも１以上形成されている。すなわち、サテライト基地２に複数のバルク容器３が設置できる設置場所と接続口を予め複数個所に形成しておく。これにより、例えば、稼働中のバルク容器３が空になる前に他のバルク容器に切り替える操作をすることで、消費者に対して連続的に天然ガスを供給することができる。

ここで、制御弁３０３及び３０５の制御動作について説明する。図２は、本発明の一実施形態に係る天然ガス供給システムの制御手順を示すフローチャートである。なお、本システムの処理は、図示しない制御部が主体となって実行される。

図示するように、まず、天然ガス供給システム１が稼働すると（Ｓ１）、ＬＮＧ気化器３２で気化された天然ガスが発生する（Ｓ２）。そして、ＬＮＧタンク３１内の圧力が上昇したか否かに基づいて、ＢＯＧの発生の有無を判定する（Ｓ３）。すなわち、ＬＮＧタンク３１内でＢＯＧが発生したか否かで制御されるラインが異なってくるからである。
ここでいうＢＯＧは、ＬＮＧタンク３１に貯蔵されているＬＮＧが数日間で過冷却状態から飽和状態へと遷移した際に発生する。この場合、ＬＮＧタンク３１内の圧力は上昇するため、発生したＢＯＧを送ガスライン等へ混入させて処理することが一般的な対応となる。このようなＢＯＧは、ＬＮＧが飽和状態となる前に使い切れれば問題ないが、例えば、本実施形態が対象とする消費先は使い切る前に１週間以上かかることもある小規模な一般住宅などを想定しているため、何らかの形態でＢＯＧを処理する必要が生じる。このような要因から、ＬＮＧタンク３１内でＢＯＧが発生したか否かで処理が異なってくる。

通常、ＢＯＧは送ガスライン４３へ混入させることが一般的であるが、バルク容器３から出力されるＢＯＧはメタン分が１００％に近いことが確認されており、通常のＬＮＧに比べて１割程度発熱量が低いことから、送ガスライン４３に対する混入比率が高くなれば送出される天然ガスの発熱量が低下してしまう。例えば、消費者側において夜間などの天然ガスの使用量が極少量となった場合、送ガスライン４３には殆どＢＯＧのみが流れてしまう事態も想定される。このような事態に対応するため、例えば、ガス会社の供給規定では、送出する天然ガスの発熱量に関する下限値を設定するなどして、発熱量に関する何らかの対策を採っている。本実施形態では、ＬＮＧタンク３１内で発生したＢＯＧをコジェネシステム４１で自家消費することで、発熱量の低いＢＯＧを送ガスライン４３に混入させることなく、又発熱量の度合いを調整することなく天然ガスを消費者へ供給している。

ここで、ＬＮＧタンク３１内でＢＯＧが発生していない場合（Ｓ３；Ｎｏ）には、バルク容器３側で気化されたＬＮＧをサテライト基地２側へそのまま出力して消費者又はコジェネシステム４１へ供給する（Ｓ４）。そして、ＬＮＧタンク３１内のＬＮＧの貯蔵量が所定量以上であるか否かが判断される（Ｓ５）。ここで、ＬＮＧの貯蔵量が所定量以上である場合（Ｓ５；Ｙｅｓ）には、ステップＳ４へ移行し、気化されたＬＮＧが消費者又はコジェネシステム４１へ供給され続ける。一方、ＬＮＧの貯蔵量が所定量以上でない場合（Ｓ５；Ｎｏ）には、別のバルク容器へ切り替えるための切替操作を行うことで（Ｓ６）、切り替えた別のバルク容器を用いて天然ガス供給システム１を稼働し続ける。これにより、稼働中のバルク容器３が空になる前に別の満杯のバルク容器を接続して、消費者に対して連続的に天然ガスが供給できるようになっている。

一方、ＬＮＧタンク３１内にＢＯＧが発生している場合（Ｓ３；Ｙｅｓ）には、ＬＮＧタンク３１内の圧力が所定圧以上であるか否かが判断される（Ｓ７）。ここで、所定圧以上である場合（Ｓ７；Ｙｅｓ）には、制御弁３０３を開いてＢＯＧライン３５を開放すると共に、制御弁３０５を閉じて加圧ライン３６を閉止する（Ｓ８）。すなわち、ＢＯＧを消費する必要があるため、ＢＯＧの使用に切り替えるようにする。そして、開放されたＢＯＧライン３５からコジェネシステム４１へＢＯＧが出力される（Ｓ９）。一方、所定圧以上でない場合（Ｓ７；Ｎｏ）には、制御弁３０５を開いて加圧ライン３６を開放すると共に、制御弁３０３を閉じてＢＯＧライン３５を閉止する（Ｓ１０）。すなわち、未だＢＯＧを消費する段階ではないため、ＬＮＧタンク３１内を加圧して天然ガスの使用を継続するようにする。そして、ＬＮＧタンク３１内を加圧してＬＮＧを送液ライン３４に送出させる（Ｓ１１）。送液ライン３４に送出されたＬＮＧは、ＬＮＧ気化器３２で気化されて天然ガスとしてコジェネシステム４１へ供給される（Ｓ１２）。その間は同様に、ＬＮＧタンク３１内にＢＯＧが発生しているか否かが監視されることになる。

以上のように、本実施形態によれば、バルク容器３側にサテライト基地２側の気化機能に相当するＬＮＧ気化器３２を搭載してユニット化することで、バルク容器３側から直接天然ガスを消費者に供給することができる。このようにして本実施形態では、設備に対する操作性、安全性、コスト面、及び小型化などの多角的な要素において、優位な設備を構築することが可能となる。

（他の実施形態）
上述した実施形態では、サテライト基地２をガス導管のない消費者宅の周辺に設置することを想定しているが、特にこれに限定されず、例えば、郊外型のスーパー若しくはコンビニエンスストアー等にサテライト基地２を設置するようにしてもよい。これにより、郊外型の住宅若しくは事業者等に対しても容易に天然ガスを供給することができる。そして、例えば、コジェネシステム４１から供給される熱及び電気を使用することができると共に、日常点検又はトラブル発生時の初期対応及び通報を行うようにすることも可能となる。この場合、例えば、専門の作業員が遠隔監視を行って、トラブル発生時に駆けつけるような体制とすること等が考えられる。

本発明の一実施形態に係る天然ガス供給システムのシステム構成を示す図である。 本発明の一実施形態に係る天然ガス供給システムの制御手順を示すフローチャートである。

符号の説明

２ サテライト基地
３ バルク容器
４（４ａ，４ｂ，４ｃ） 配管接続部
３１ ＬＮＧタンク
３２ ＬＮＧ気化器
３３ 車両
３４ 送液ライン
３５ ＢＯＧライン
３６ 加圧ライン
４１ コージェネレーションシステム（コジェネシステム）
４２ 温水タンク
４３ 送ガスライン
４４，４５ ミキシングタンク
４６ 付臭剤ボンベ
３０１，３０３，３０５，４０２，４０４ 制御弁
３０２，３０４，４０１，４０３ 手動弁

Claims (4)

1. サテライト基地において、少なくともガス導管のない地域の消費者に対して外部から搬送されてきたＬＮＧを原料とした天然ガスを連続的に供給する天然ガス供給システムであって、
   前記ＬＮＧを貯蔵するよう車両に搭載されているＬＮＧタンクと、
   前記ＬＮＧタンクから送出されるＬＮＧを気化させるよう前記車両に搭載されているＬＮＧ気化器と、
   前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＮＧ気化器を設置するバルク容器と、
   前記ＬＮＧタンクから送液ラインを介して供給され前記ＬＮＧ気化器で気化されＬＮＧまたは前記ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧが供給されるコージェネレーションシステムと、
   前記ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを前記コージェネレーションシステムに送給するとともに途中に制御弁が配設されたＢＯＧラインと、
   前記ＬＮＧタンク内から前記ＬＮＧ気化器を経て再度ＬＮＧタンク内に戻るとともに、途中に他の制御弁が配設された加圧ラインと、
   前記ＬＮＧ気化器で気化されＬＮＧを負荷に送給する送ガスラインとを具備するとともに、
   前記ＬＮＧタンク内の圧力によってＢＯＧの発生を検出し、ＢＯＧの発生が検出された場合には、ＬＮＧタンク内の圧力を検出し、前記圧力が所定値以上である場合には、前記制御弁を開くとともに前記他の制御弁を閉めて前記ＢＯＧラインを介して発生しているＢＯＧを前記コージェネレーションシステムに供給する一方、前記圧力が所定値未満である場合には、前記他の制御弁を開くとともに前記制御弁を閉めて前記加圧ラインを介して前記ＬＮＧタンク内のＬＮＧを加圧するように構成する一方、
   前記ＬＮＧタンク内の圧力によってＢＯＧの発生が検出されない場合には、バルク容器側で気化されたＬＮＧを前記負荷または前記コジェネシステムに供給するように構成したことを特徴とする天然ガス供給システム。
2. 前記コージェネレーションシステムと連通して該コージェネレーションシステムから出力される排熱から生成される温水を供給する温水タンクを具備しており、前記ＬＮＧ気化器は前記温水を利用して前記ＬＮＧタンクを気化するようにしたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス供給システム。
3. 前記サテライト基地は、他のバルク容器と接続可能な接続口が複数形成されていることを特徴とする請求項１又は２に記載の天然ガス供給システム。
4. 前記サテライト基地では、付臭してミキシングした天然ガスを供給するようにしたことを特徴とする請求項１〜３の何れか一項に記載の天然ガス供給システム。