JP5190315B2

JP5190315B2 - 低温液の気化ガス供給設備

Info

Publication number: JP5190315B2
Application number: JP2008192276A
Authority: JP
Inventors: 誠尾崎; 聡士高橋; 徹蓮沼; 奈智木谷; 博隆三井; 圭一原田
Original assignee: Tokyo Electric Power Co Inc; IHI Plant Construction Co Ltd
Current assignee: Tokyo Electric Power Co Inc; IHI Plant Construction Co Ltd
Priority date: 2008-07-25
Filing date: 2008-07-25
Publication date: 2013-04-24
Anticipated expiration: 2028-07-25
Also published as: JP2010031904A

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）や液化水素（ＬＨ２）などの低温液を気化させ、ボイラ等の燃料に供する低温液の気化ガス供給設備に係り、特に、通常実施されている貯蔵タンク気相部を減圧防止のための加圧器により加圧すること無く、液の払い出しを行い気化して利用するための低温液の気化ガス供給設備に関するものである。

ＬＮＧ（液化天然ガス）のサテライト基地は、ＬＮＧの一次受入基地と離れているＬＮＧ需要地に設置され、一次受入基地でガス化しない液体のままのＬＮＧを受け入れ、これをガス化して需要地のボイラ等に燃料として供給する設備であり、タンクローリー、鉄道車輛或いはバージ船等で輸送されたＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵し、これを気化器を通してガス化した後、これを０．４ＭＰａ程度の圧力にしてボイラ等に供給するものである。

従来のＬＮＧサテライト基地では、特許文献１、２に示されるように、内外二重槽からなる貯蔵タンクにＬＮＧを受け入れて貯蔵し、ＬＮＧを利用する場合には、貯蔵タンクの気相部を需要圧力以上に加圧してＬＮＧを気化器に導入し、その気化器にて気化させることで、一定の需要圧で供給するか、或いは貯蔵タンク内のＬＮＧをポンプで吸引すると共にこれを昇圧し、気化器に供給することで、需要圧として供給する、いずれかの方法で行っている。

貯蔵タンクには、ＬＮＧの払出により貯蔵タンク内が減圧することを防止するために、貯蔵タンク専属の加圧器を設置されており、前者の気相部を加圧する方法では、加圧器に貯蔵タンク内のＬＮＧを導入して気化させ、これを貯蔵タンクの気相部に供給して気相部を需要圧以上に加圧してＬＮＧを気化器に払い出すようにしている。又、後者のポンプで払出す場合、需要量に見合った小容量のＬＮＧポンプがないため、昇圧後に気化器で気化したガスの一部を貯蔵タンクの減圧防止のために貯蔵タンクに返送している。

しかし、サテライト基地における貯蔵タンクは、高圧ガス保安法の高圧ガスを取扱う設備に該当するため、知事への許可もしくは届出が必要であり、貯蔵タンク内を加圧したり、ＢＯＧの一部を戻す操作では、高圧ガス保安法で定めた資格を持った保安係員の立ち会いでしか行うことができない。

従ってボイラなど、年中無休で昼夜運転を行う装置では、上記のような特別な保安係員や運転員を配置するため、複数の運転員を雇用する必要がある。

このためにＬＮＧサテライトのような規模の小さい単独基地では運転経費が非常に高くなる問題がある。

そこで、本出願人は、特願２００７−３１１２６０号（発明の名称；液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法）にて、貯蔵タンクのＬＮＧ払い出しラインに気化器を接続し、その気化器の下流に圧縮機を接続し、圧縮機の吸引圧と貯蔵タンクの気相部の圧力とでＬＮＧを気化器に導入して気化させ、これを、そのまま圧縮機で需要圧まで昇圧して供給することを提案した。

この先願の発明においては、貯蔵タンク内に、圧縮されたガスを戻すことなく需要系に供給することで、高圧ガス保安法で定められた保安係員によるガス製造や充填作業を必要としないため、保安係員が常時配置せずとも運転が可能であり、サテライト基地でのガス供給の運転経費を下げることを可能とするものである。

特開２００２−１６８３９７号公報特開２００２−２０６６９４号公報

ところで、貯蔵タンク内のＬＮＧをそのまま気化器に払い出した場合、払い出し量に応じて気相部の圧力が減少するが、貯蔵タンクのＬＮＧは入熱によりＢＯＧが発生しており、このＢＯＧにより気相部の圧力減少は問題とならないものである。

通常、ＬＮＧの受け入れと払い出しを繰り返すサテライト基地の貯蔵タンクは、１日の平均需要量に対して、容積が約３日以上の３倍に設定されており、ＬＮＧの実質的滞留時間は３日となる。

先願の発明における貯蔵タンクは、例えば、直径約２ｍ、高さ約１５ｍ、容積１００ｍ³で、ＬＮＧの適用範囲は、２０〜９０ｋｌ／日で設定されており、この設定で、実際にＬＮＧを払い出しても貯蔵タンクへの入熱により、気相部の圧力減少は、貯蔵ＬＮＧの蒸発によるＢＯＧの圧力の上昇で十分にカバーできるものであり、これにより、貯蔵タンク内を加圧したり、気化ガスを戻すことなく、気化ガスを需要圧まで昇圧して需要系に供給できる。

すなわち、ＬＮＧの主成分であるメタンは、常圧での飽和温度が−１６１℃、需要圧（飽和圧力０．４ＭＰａ）での飽和温度が−１４０℃程度であり、貯蔵タンクへの入熱は、貯蔵ＬＮＧの飽和圧力と飽和温度の上昇として吸収される。貯蔵タンクは、耐圧が１ＭＰａ程度に設定されており、よって、先願の発明で、ＬＮＧを気化器にそのまま払い出しても、気相部では圧力低下に応じてＢＯＧが発生するため減圧が問題となることはなく、一般に使用されるガスボンベと同様に、高圧ガス保安法に定められた保安係員を常駐せずに、貯蔵タンク内のＬＮＧをそのまま払い出してガス化できるという画期的な貯蔵気化方法である。

しかしながら、先願の発明においては、貯蔵タンク内のＬＮＧを、圧縮機の吸込力で気化器に導入しているため以下の問題を残している。
（１）圧縮機は、気化器で気化された気化ガスを吸い込むため、気化器で加熱が十分でなく、気化ガスの温度が−１０℃以下の低温の気化ガスを吸引した場合には、圧縮機の低温での耐久性に問題を生じやすい。
（２）貯蔵タンクから気化器に至る途中で、入熱により飽和圧力の高くなった吸込ＬＮＧの圧力が一気に低くなるため、気化器に至る配管内で急激にガス化するバブリング現象を起こしやすい。バブリングガスが発生すると、気化器に至るＬＮＧ払い出し管内で、バブリングガスが吸引流に抗して上昇するため、気化器には、圧縮機の吐出量に見合ったＬＮＧが導入されなくなり、サージングが生じ、圧縮機が停止してしまう。
（３）また、圧縮機の停止するまでではなくとも、吸入圧が変動するため、脈動も大きくなる。
（４）圧縮機の能力は、最大需要時の能力を基準に設定されるが、夜間など需要量が少ないときには、圧縮機がＯＮ−ＯＦＦ運転となり、安定した運転が行えない。

そこで、本発明の目的は、先願の発明における課題を解決し、貯蔵タンク内を加圧したり、ガスを戻すことなく低温液を、より安全に払い出し気化させ、これを需要圧まで昇圧して供給できる低温液の気化ガス供給設備を提供することにある。

上記目的を達成するために、本発明は、低温液を貯蔵する貯蔵タンクに、低温液を導入して気化する気化器を接続し、その気化器の下流側に吸引用スナッバータンクを接続し、そのスナッバータンクに、気化ガスを需要圧に昇圧して需要系へ供給する圧縮機を接続すると共に圧縮機の吐出側に吐出用スナッバータンクを接続し、その吐出用スナッバータンクと吸引用スナッバータンクの吸引側をバイパスラインで接続したことを特徴とする低温液の気化ガス供給設備である。

また、本発明は、低温液を貯蔵する貯蔵タンクと、その貯蔵タンクの低温液を導入して気化する気化器と、気化器の下流側に接続された吸引用スナッバータンクと、吸引用スナッバータンクに接続された圧縮機と、圧縮機の吐出側に接続された吐出用スナッバータンクと、吐出用スナッバータンクの気化ガスの一部を吸引用スナッバータンクに戻すバイパスラインと、吐出用スナッバータンクの下流側に接続され、気化ガスを需要圧で貯留すると共に需要系へ供給する供給用スナッバータンクとを備えたことを特徴とする低温液の気化ガス供給設備である。

本発明によれば、気化器の下流側に吸引用スナッバータンクを接続し、その吸引用スナッバータンクに圧縮機を接続することで、貯蔵タンクから気化器への低温液の払い出しが良好に行えると共に、圧縮機で安定して需要圧まで昇圧して需要系へ供給できるという優れた効果を発揮するものである。

以下、本発明の好適な一実施の形態を添付図面に基づいて詳述する。

図１は、低温液としてＬＮＧを気化するサテライト基地における低温液の気化ガス供給設備を示したものである。

図１において、１０はＬＮＧ１１を受け入れる貯蔵タンクで、内槽１２と外槽１３とで形成され、内外槽間が真空或いは常圧で断熱され、また適宜内外槽間にパーライト粒が充填されている。

この貯蔵タンク１０の内槽１２の容積は、需要地の１日当たりのＬＮＧ消費量によっても異なるが、３乃至４日分の低温液を貯蔵できる容量にされ、一般には６０〜３０００ｍ³の容積が選定される。

貯蔵タンク１０（内槽１２）の底部には、タンクローリー１４のローディングアーム１４ａ（或いはフレキシブルホース）と接続して、ＬＮＧ１１を受け入れるボトムフィードライン１５が接続され、またボトムフィードライン１５より分岐してトップフィードライン１６が接続され、そのトップフィードライン１６が、貯蔵タンク１０の頂部に接続される。

タンクローリー１４からの貯蔵タンク１０への低温液の積載操作は、タンクローリー１４の加圧蒸発器にて低温液を加圧し、ボトムフィードライン１５からＬＮＧ１１が貯蔵タンク１０内に受け入れられ、また貯蔵タンク１０内の気相部１０Ｇのガス圧が高いときには、トップフィードライン１６からＬＮＧ１１を受け入れて貯蔵タンク１０を落圧できるようになっている。

貯蔵タンク１０の底部には、気化器１８にＬＮＧ１１を払い出す払い出しライン１９が接続され、その払い出しライン１９に遮断弁２０が接続される。

気化器１８は、温水タンク２２にＬＮＧが流れる熱交換器２３が設置されて構成され、その温水タンク２２に温水を供給循環する温水器２４が接続される。

気化器１８には、気化ガス（ＮＧ）のガス払い出しライン２５が接続される。ガス払い出しライン２５には、ガス温度調節計２６が接続され、その検出値が温水制御器２７に入力される。また気化器１８の温水タンク２２には温水温度調節計２８が設けられ、その検出値が温水制御器２７に入力される。

温水制御器２７は、ガス温度調節計２６と温水温度調節計２８から入力される検出値に基づき、ガス払い出しライン２５に払い出されるＮＧの温度が、常温よりやや低い温度（例えば１０℃）となるように温水器２４の温水循環ライン２９に接続した温水制御弁３０を調整する。またガス温度調節計２６は、検出値が設定値より低いときには、遮断弁２０を閉じるようになっている。

ガス払い出しライン２５には、吸引用スナッバータンク３１、圧縮機３２、アフタークーラ３３、吐出用スナッバータンク３４、供給用スナッバータンク３５が順次接続され、その供給用スナッバータンク３５から需要系３６に需要圧に昇圧された天然ガス（ＮＧ）が供給されるようになっている。

吐出用スナッバータンク３４と吸引用スナッバータンク３１の上流側のガス払い出しライン２５間には、圧縮機３２で圧縮したＮＧの一部を吸引用スナッバータンク３１に戻すバイパスライン３７が接続され、そのバイパスライン３７に圧力調整弁３８ａ，３８ｂが並列に接続される。

吸入用スナッバータンク３１は、貯蔵タンク１０の容積に対して、１／１０〜１／５にされる。これにより、貯蔵タンク１０から払い出しライン１９より気化器１８に導入されるＬＮＧは、貯蔵タンク１０と吸入用スナッバータンク３１の圧力差で気化器１８に導入されるため、ＬＮＧの飽和圧力が高くなっても、ＬＮＧが急激に沸騰することを防止でき、安定した払い出しが行える。また、圧縮機３２の立ち上げ起動時や消費量が大幅に増加した時には、気化器１８からＮＧの送ガス量が不足するが、吸入用スナッバータンク３１内のＮＧを需要系３６に供給できるため、圧縮機３２が過度に負圧になることを防止できる。

この圧縮機３２は、制御装置４０で定格運転される。制御装置４０には、ガス払い出しライン２５に接続したガス温度調節計２６の検出値が入力される。制御装置４０は、ガス温度調節計２６の検出値が設定値より低いときには、圧縮機３２を停止する。圧縮機３２の吸込側には圧力スイッチ４１が接続され、吸込圧が異常に低いときに制御装置４０を介して圧縮機３２の運転を停止できるようになっている。さらに圧縮機３２の吐出側には、逆止弁４２が接続され、圧縮機３２の停止時の逆流を防止できるようになっている。

アフタークーラ３３は、圧縮機３２で昇圧されて温度が上昇したＮＧを常温になるように冷却する。

吸入用スナッバータンク３１には、吸込圧力調節計４３が接続され、圧縮機３２の吐出側には吐出圧力調節計４４が接続される。

吐出圧力調節計４４は、検出圧が一定となるようにバイパスライン３７に接続した圧力調整弁３８ａを制御して、吐出用スナッバータンク３４から吸入用スナッバータンク３１に戻るＮＧバイパス量を制御する。この際、圧力調整弁３８ａは、吐出用スナッバータンク３４で略需要圧に昇圧されたＮＧを減圧して、吸入用スナッバータンク３１に至るガス払い出しライン２５のＮＧ圧と同じかやや低くなるように制御する。また、吸入用スナッバータンク３１に接続した吸込圧力調節計４３は、吸入用スナッバータンク３１内の圧力が設定圧以下となったときに、吐出圧力調節計４４の検出圧にかかわらず、圧力調整弁３８ｂを制御して吐出側のＮＧを吸入用スナッバータンク３１に戻すようになっている。これにより、吸入用スナッバータンク３１内が低圧となり、圧縮機３２が吸入負圧となるのを防止して圧縮機３２のサージングを防止する。

吐出用スナッバータンク３４と供給用スナッバータンク３５間のガス払い出しライン２５には、需要圧に調整する圧力調整弁４５が接続され、更にその下流のＮＧに、付臭剤（テトラヒドロチオフェンやターシャリーブチルメルカプタン等の混合ガス）を混入するための着臭装置４６が接続される。この着臭装置４６は、上流側に接続した流量計４７により、着臭量が調整されるようになっている。

なお、貯蔵タンク１０には、貯蔵タンク１０内の気相部１０Ｇの圧が高くなった場合にＢＯＧを排出するＢＯＧ排出ライン５０が接続され、そのＢＯＧライン５０が気化器１８の温水タンク２２を通るように設けられ、排出されたＢＯＧを常温近くに加温し、これを圧力調整弁４５の下流側のガス払い出しライン２５に排出できるようになっている。このＢＯＧライン５０には、圧力制御弁５１が接続され、仮に気相部１０Ｇの圧力が設定値より高くなった場合に、気相部１０ＧのＢＯＧを排出するようになっている。

この場合、ボイラへの天然ガス供給では、圧力制御弁５１の設定圧は、圧力調整弁４５で設定される需要圧より高くなるように設定される。また圧力調整弁４５から需要圧にされたＮＧがガス払い出しライン２５からＢＯＧライン５０を介して貯蔵タンク１０側に戻らないようにＢＯＧ側の圧力制御弁５１の下流側には逆止弁５２が接続される。

気化器１８で気化されたＮＧは、吸引用スナッバータンク３１、吐出用スナッバータンク３４、供給用スナッバータンク３５を順に流れ、その間に需要圧まで昇圧されるため、これらスナッバータンク３１，３４，３５の容積比は、例えば２：１．５：１となるように設定しておく。

次に、この図１の低温液の気化ガス供給設備における払い出しとＬＮＧの気化について説明する。

貯蔵タンク１０が１基の場合のタンクローリー１４からのＬＮＧの受け入れは、タンクローリー１４の加圧蒸発器で低温液を加圧し貯蔵タンク１０に送入する。

タンクローリーからのＬＮＧの受け入れについて；
ＬＮＧ１１の受け入れは、ボトムフィードライン１５からの底部受入で貯蔵タンク１０内の残液面を撹拌混合して表面の高いガス相圧力を低下させないようにする。底部受入ノズルの出口には上昇流を阻害する邪魔板を設けて表面液と混合しないような構造にする。

また、貯蔵タンク１０内の気相部と平衡な飽和圧力を持ったＬＮＧ１１の表面の液相が厚くなると、ＢＯＧがＢＯＧライン５０から排出されることになり、出荷ガスの発熱量の変動が大きくなるので、少量のＬＮＧをトップフィードライン１６から貯蔵タンク１０内に供給し、表面層の飽和圧力を気相排出圧力以下に落圧することにより、出荷ガスの発熱量変動を小さくできる。

通常、貯蔵タンク１０へのＬＮＧ積載操作、運送中の動揺、荷卸操作及び経過時間中の大気からの入熱等により、基地内の貯蔵タンク１０に入るＬＮＧの飽和圧力は、通常約０．０７ＭＰａＧ以上になっている。

上述のように本発明においては、貯蔵タンク１０内の液の払出しに必要な置換ガスは、貯蔵タンク１０内への入熱による蒸発ガスと、減圧による貯蔵タンク１０内のＬＮＧ残液のフラッシュガスで補給するものであり、これにより貯蔵タンク１０内の気相部の減圧度は大きくならない。

貯蔵タンク１０内のＬＮＧ１１を気化してガス需要系３６に供するためには、貯蔵タンク１０内のＬＮＧ１１を気化器１８に導入するために気化器１８の後流に設置した圧縮機３２で、吸引用スナッバータンク３１を介して、気化ガスを吸引する。

これにより貯蔵タンク１０の圧力と吸引用スナッバータンク３１との間に圧力差ができるためにＬＮＧ１１が気化器１８に導入されて気化する。この際、貯蔵タンク１０内のＬＮＧの飽和圧力が高くなっていても、払い出しライン１９でＬＮＧが先願発明のように吸引負圧によって急激に沸騰して払い出しライン１９を逆流して貯蔵タンク１０に戻ることを防止でき、気化器１８側に需要に見合った量を払い出すことが可能となる。

気化器１８で気化されたＮＧは、吸引用スナッバータンク３１に流れ、圧縮機３２で圧縮される。圧縮機３２は、０．３〜０．４ＭＰａ程度に昇圧する。

圧縮されたＮＧは、アフタークーラ３３で常温にされた後、吐出用スナッバータンク３４に貯留され、圧力調整弁４５から需要圧にされ、着臭装置４６で着臭がなされた後、供給用スナッバータンク３５に貯留されて、需要系３６に供給される。

本発明において、吸引用スナッバータンク３１は、貯蔵タンク１０の容積に対して１／１０〜１／５にされるため、需要系３６の消費量が変動しても吸入用スナッバータンク３１の圧力変動を抑えることができる。これにより、貯蔵タンク１０から払い出しライン１９より気化器１８に導入されるＬＮＧは、貯蔵タンク１０と吸入用スナッバータンク３１の圧力差で気化器１８に導入されるため、ＬＮＧの飽和圧力が高くてもＬＮＧが急激に沸騰することがなく、安定した払い出しが行える。また、圧縮機３２の立ち上げ起動時や消費量が大幅に増加した時には、気化器１８からＮＧの送ガス量が不足する場合でも、吸入用スナッバータンク３１内のＮＧを需要系３６に供給できるため、圧縮機３２が過度に負圧になることを防止できると共に、低温のＮＧが圧縮機３２に吸い込まれることもない。さらに、圧縮機３２の脈動も吸収でき、しかも需要系３６の負荷変動も吸収できるため、貯蔵タンク１０からのＬＮＧ１１を気化器１８に安定して導入することが可能となる。

また、夜間などにおいては、需要量が少なく圧縮機３２の負荷が小さくなるが、吐出用スナッバータンク３４からの圧縮されたＮＧをバイパスライン３７より、圧力調整弁３８ａにて減圧して吸引用スナッバータンク３１に戻すことで、圧縮機３２がサージングを起こすことを防止できる。また、吐出用スナッバータンク３４の圧力が設定値より低い時には、吸込圧力調節計４３で圧力調整弁３８ｂを制御するため、圧縮機３２の吸込側圧力を補償することができる。また圧縮機３２の吐出側にアフタークーラ３３を設けているため、ＮＧがバイパスライン３７を介して繰り返し循環されてもＮＧが昇温することを防止できる。

気化器１８からのＮＧは、吸引用スナッバータンク３１、吐出用スナッバータンク３４、供給用スナッバータンク３５にそれぞれ導入されて需要系３６に供給されるが、これらスナッバータンク３１，３４，３５の容積比を２：１．５：１とすることで、過度の圧力損失を抑えながら需要系３６の急激な消費量変動にも安定して天然ガスを供給することが可能となる。

次に、払い出しによる貯蔵タンク１０内の気相部の圧力変動（減圧度）について説明する。

払出し液の置換ガスの蒸発を貯液のエンタルピーと気相の膨張を考慮して圧力変化を例題として設備の規模、出荷量、平均貯蔵時間等を仮定して求めると下記のようになる。

パーライト充填の真空断熱貯蔵タンクとしては入熱の少ない冬期、常圧の貯蔵タンクについては、それぞれ冬期と夏期について求める。

冬期冬期夏期
（真空断熱）（常温断熱）
内槽の幾何体積（ｍ³）１００
内槽直径Ｄ（ｍ）２．８
内槽の胴間長（ｍ）１５．３
設計圧力（ＭＰａ）＞０．４
液貯蔵量（％）９０
払出量（ｋｇ）３６，０００
払出し速度（ｋｇ／ｈ）５００
払出し期間Ｘ（ｈ）７２
体積（ｍ³）７７．４
液密度（ｋｇ／ｍ³）４６５
飽和圧力（ＭＰａＡ）０．２５
飽和温度（℃） −１４７．６
気相温度（℃） −１３５．２ −１１７．２ −１１７．２
ガス密度（ｋｇ／ｍ³）３．４３．１３．１
ガス−液相入熱量(kcal/Xh) 8,656 27,469 34.948
置換ガス量（ｋｇ／Ｘｈ）２６１２４４２４４
置換ガス気化熱量(kcal/Xh) 32,354 30,214 29,719
ガス−液相総入熱量(kcal/Xh) 8,656 27,469 34,948
換算圧力降下（ＭＰａ） 0.0015 0.002 -0.003
圧力降下比率０．９４０．９９１．０１
温度降下（℃）１．２７０．１５ −０．２８
ガス相圧力変化（ＭＰａＡ）０．２３５０．２４８０．２５３
ＬＮＧサテライト基地に搬入されたＬＮＧは通常約３日間程度貯蔵タンクに滞留する。従って、この間に貯蔵タンクへの入熱により貯蔵タンク内に受け入れたＬＮＧのエンタルピーは上記の値よりも更に高くなる。

上記のエンタルピーは受け入れと払い出しを繰り返すと略一定圧力範囲内の変動となる。その変動範囲は受け入れ前後、貯蔵タンクの断熱方法、容量、季節、運転条件等により多少異なるが、貯蔵タンク内のバルク液の飽和圧力の収斂値は、通常約０．１７〜０．２５ＭＰａＧの範囲内にある。

従って、上記の受け入れ時のエンタルピーから算定した貯蔵タンク内のバルク液の飽和圧力は更に高くなる。

よって、貯蔵タンク内の気相部の相推定変動圧力（ＭＰａＧ）は、
パーライト充填真空断熱貯蔵タンク冬期；０．１３４〜０．２３５ＭＰａＧ
パーライト充填常圧断熱貯蔵タンク冬期；０．１７〜０．２４８ＭＰａＧ
夏期；〜０．２５５ＭＰａＧ
となる。

以上から貯蔵タンク内は払い出しによる圧力の変動幅は小さいので、本発明でも先願の発明でも加圧器が無くとも負圧になる恐れはない。

同様に貯蔵タンクの容積が１５０ｍ³における圧力変動を説明する。

内槽の幾何容量（ｍ³）１５０
内槽直径Ｄ（ｍ）３．０５
内槽の胴長（ｍ）１９．５
設計圧力（ＭＰａ）＞０．４
液貯蔵量（％）９０
払出量（ｍ³／Ｄ）３３．８
（ｔ／Ｄ）１５．７
１）ローリーからタンクに荷卸作業による入荷液のエンタルピーの増加
入熱によるエンタルピー増加
冬期冬期夏期
（真空断熱）（常温断熱）
平均貯蔵液量（％）３０５０７５
内槽重量（ｋｇ） 22,000 22,000 22,000
配管クールダウン熱(kcal) 4,000 4,000 4,000
配管からの平均入熱(kcal/h) ７００７００９００
タンク気相壁クールダウン熱(kcal) 4,574 3,267 1,634
入熱液のエンタルピー増加(kcal) 9,274 7,967 6,534
(kcal/kg) 0.59 0.51 0.42
ローリ落圧ガスの吸収熱量(kcal/kg) 1.14 1.14
落圧ガス量（ｋｇ） 78.15 78.15
受入液の飽和圧力の上昇(MPa) 0.02 0.02 0.02
同エンタルピーの上昇(kcal/kg) 1.73 1.64 1.55
タンク受入液の飽和圧力(MPa) 0.09 0.09 0.09
入熱による蒸発量(kg/h) 8.6 8.7 10.4
タンク圧の上限収斂圧力
受入液の飽和圧力（タンク内）は約０．１ＭＰａＧであるが、入熱による蒸発量の方が払出しによる置換ガス量よりも大きいので、飽和圧力は受け入れ時よりも過剰入熱分に比例して上昇する。

飽和圧力の上昇は、タンク内のガス相の圧力が上昇して蒸発ガス量が、払出し液の置換量及び流出熱量の合計と等しくなる迄続く。両者が等しくなった時点で圧力は一定（収斂値）となる。

以下にこの上限圧力を仮定してガスの発生が無い圧力を求める。

上限圧力とガス密度
既存ガス相密度(kg/m³) 5.34 5.40 6.35
ガス温度（℃） -110 -110 -98
蒸発ガス密度(kg/m³) 5.9 6.0 7.2
蒸発ガス温度（℃） -139 -139 -131
上限圧力（仮定）(MPa) 0.247 0.252 0.345
払出液の置換用加圧ガス量(kg/h) 0 0 0
払出量消費量(t/h) 0.7 0.7 0.7
受入操作時の飽和圧力上昇(MPa) 0 0 0
受入液の飽和圧力(MPa) 0.11 0.11 0.09
従って、通常運転では出荷による減圧防止のためのガスのタンク加圧は不要である。

このように通常の断熱貯蔵タンクでは、冬期でも殆ど出荷が進んでも減圧することは無く、夏期では徐々に圧力が上昇する。

貯蔵タンクの気相部の圧力の安定維持について説明する。

貯蔵タンク内の液表面は気相部に入熱が集中するので、バルク液よりも静止の状態（撹拌をしない）では、飽和圧力が通常は高くなる。

貯蔵タンクから気化器に液を円滑に導入するためには、払い出しライン１９の導入管内で圧力損失により管内の圧力が液の飽和圧力以下の圧力になって沸騰して管内の流れを阻害することが無いように、出来るだけ表面の飽和圧力が下部のバルク液の飽和圧力よりも高く維持する運転が必要である。

気相部の圧力を大きく乱さないために貯蔵タンクへのローリー等からの送入は、上述したように原則として底部から行う。この場合、底部受入ノズルには出口に邪魔板を被せて噴出流が表面液と撹拌混合しないようにするのがよい。

気相圧力を低下させるために貯蔵タンクの頂部からＬＮＧを受け入れる場合は、払出し液の過冷却状態を維持するために底部液温よりも１℃程度高く維持するように流量を調節して送入する。これにより底部の液の飽和圧力が約０．０１２ＭＰａ低くなり通常の配管では圧力損失以上となり過冷却状態が維持される。

ガスが定常的に排出される運転状態は出荷量が少ない時或いは夏期の外気温度が高い時である。

この場合について払い出し量と貯蔵タンクの気相圧力が増加する概略条件は下記の通りである。

仕様流量に対する％
冬期夏期
パーライト充填真空断熱貯蔵タンク３０５０
パーライト充填常圧断熱貯蔵タンク７６１００
貯蔵タンク１０からの払出量が上記の流量以下になると、貯蔵タンク１０の気相圧力が上昇して貯蔵タンクの設計圧力を超えることになるので、ガスを貯蔵タンク外に排出して貯蔵タンクの安全を維持する必要がある。この場合の排出ガス量は、ガス需要量に較べて蒸発ガス（ＢＯＧ）の多くなる夏期の通常運転でも少量なので需要を満たすことは出来なくなる。

これに対処するために、本発明では貯蔵タンク１０の内圧が入熱等により所定圧力に到達すると、ＢＯＧライン５０の圧力制御弁５１が自動的に開きＢＯＧの発生量にバランスしたガス量を排出し、これを吐出用スナッバータンク３５の下流側のガス払出ライン２５に供給する。この際、ＢＯＧライン５０から排出されたＢＯＧは気化器１８で常温に加熱されてボイラ等の需要系３６に送られる。

前述したように通常は、ＢＯＧの排出量は極度に少ないので、排出ガスにより需要先へのライン圧力が高くなることは殆ど無い。しかし、万一排出量が多いか、或いは需要量が少なくて、払出ライン１９の圧力が所定の圧力を超える場合には、過剰圧力上昇を防止するために、ＢＯＧライン５０からＢＯＧを排出して、払出ライン１９の圧力を調節する。

次に、貯蔵タンク１００ｍ³でのＬＮＧサテライト設備仕様の一例を挙げると以下の通りである。

平均外気温度（℃）５
ＬＮＧ貯蔵タンク１基
貯蔵平均温度（℃） −１４６
貯蔵平均圧力（ＭＰａＧ）０．１７
ガス供給量（ｋｇ／ｈ）５００
ローリー受入量（ｋｇ／ｈ）９．０
ローリー積載量（ｋｇ／１台）１３．５
ローリー加圧ガス量（ｋｇ／ｈ）１２１
受入時間（ｈ）１．５
温水式気化器
運転基数１基
気化能力（ｋｇ／ｈ１基）６９０
入口温度（ ℃） −１４６
出口温度（ ℃）１０
圧縮機
運転基数１基
容量（ｋｇ／ｈ１基台）６９０
モータ馬力（ｋＷ）６０
アフタークーラ１基
交換熱量（ｋＷ）１９
吸引用スナバータンク１基
容量（ｍ³）１５
吐出用スナバータンク１基
容量（ｍ³）１１
供給用スナバータンク１基
容量（ｍ³）９
この仕様により、冬期、夏期を問わず、また需要側の負荷変動にかかわらず安定した天然ガスの供給が行える。

次に、図２により本発明の他の実施の形態を説明する。

図１の実施の形態においては、気化器１８として温水式を用いる例で説明したが、本実施の形態においては、自然通風型或いは強制通風型の空温式気化器１８Ａを用いて気化する例を示したものであり、空温式気化器１８Ａを除いて、図１と基本的には同じである。

先ず空温式気化器１８Ａは、上下ヘッダ６０、６１に、複数のフィン付き伝熱管６２が接続された蒸発部６３と、上部ヘッダ６１からの気化ガスを導入するフィン付き伝熱管６４がベンド管６５で直列に接続された加熱部６６とから構成される。また図には示していないが、空温式気化器１８Ａは、払い出しライン１９とガス払い出しライン２５間に、複数台並列に接続されて設けられ、伝熱管６４に着霜が生じたとき除霜ができるように、適宜切替運転ができるようになっている。

払い出しライン１９には、ＬＮＧの飽和圧力と飽和温度を検出する圧力計６９と温度計６８が接続され、これらの検出値が制御器２７Ａに入力される。また制御器２７Ａには、吸入用スナッバータンク３１に接続した吸込圧力調節計４３の検出値が入力される。

制御器２７Ａは、これら検出値に基づき、ＬＮＧの飽和圧力と飽和温度とガス払い出しライン２５のＮＧ温度を基に圧力調整弁３８ｂを制御して、吸入用スナッバータンク３１の圧力を制御するようになっている。

この図２の実施の形態においては、貯蔵タンク１０から払い出しライン１９を介してＬＮＧ１１が空温式気化器１８Ａの下部ヘッダ６０に導入され、フィン付き伝熱管６２を上昇する間に蒸発され、気化ガスが、上部ヘッダ６１から加熱部６４のフィン付き伝熱管６４とベンド管６５を通る間に常温近くに加熱されてＮＧとされ、ガス払い出しライン２５を介して吸引用スナッバータンク３１に導入される。

吸引用スナッバータンク３１に導入されたＮＧは、図１で説明したように圧縮機３２で圧縮され、アフタークーラ３３で常温にされた後、吐出用スナッバータンク３４に貯留され、圧力調整弁４５で需要圧にされ、着臭装置４６で着臭がなされた後、供給用スナッバータンク３５に貯留されて、需要系３６に供給される。

吐出用スナッバータンク３４のＮＧの一部は、バイパスライン３７、圧力調整弁３８ａを介して吸引用スナッバータンク３１に戻されるが、この際、吸引用スナッバータンク３１の圧力は、吸込圧力調節計４３の検出値で検出され、制御器２７Ａが、払い出しライン１９のＬＮＧの飽和圧力と飽和温度を検出する圧力計６９と温度計６８の検出値を基に、バイパスライン３７の圧力調整弁３８ｂを制御することで、吸引用スナッバータンク３１の圧力を制御し、空温式気化器１８Ａに導入するＬＮＧ払い出し量を調整することで制御できる。

すなわち、空温式気化器１８Ａに導入されるＬＮＧ量は、貯蔵タンク１０内の気相部１０Ｇの圧力と吸引用スナッバータンク３１の圧力差により決まり、吸引用スナッバータンク３１の圧力は、需要系３６の消費量によって決まり、気相部１０Ｇの圧力は、貯液量と入熱量によって決まる。そこで貯蔵タンク１０内のＬＮＧの飽和圧力と飽和温度と気化後のＮＧの温度（圧力）から制御器２７Ａが、気相部１０Ｇの圧力と吸引用スナッバータンク３１の圧力差が設定値となるように、バイパスライン３７からのＮＧバイパス量を調整して払出量を制御することで、空温式気化器１８Ａ内の気化を安定して行わせることができる。すなわち、貯蔵タンク１０内のＬＮＧの飽和圧力と飽和温度が高くなった時には、吸引用スナッバータンク３１の圧力を高くし、飽和圧力と飽和温度が低い時には、吸引用スナッバータンク３１の圧力を低くして、貯蔵タンク１０と吸引用スナッバータンク３１の圧力差を一定に保つことで、安定した払い出しが行える。また、圧力差の設定値を変えることで、ＮＧ消費量に応じた空温式気化器１８Ａ内の蒸発圧の制御が行える。

すなわち、需要系３６の消費量が多いときには、圧力差を大きくし、払出量を多くし、また、消費量が少ないときには、圧力差を小さくすることで払出量を少なくでき、これにより空温式気化器１８Ａでの突沸を抑えつつ消費に見合った安定した気化量（蒸発量）の制御が行える。

空温式気化器１８Ａは、図１の温水式気化器１８と違って、熱源が大気であるため、ＬＮＧの蒸発量を自在に制御することは難しいが、払出量を制御し、かつ空温式気化器１８Ａの蒸発部６３での蒸発圧（蒸発温度）を調整することで、温水式気化器１８と同様に消費量に見合った最適な運転が行えると共にランニングコストも低く抑えることができる。

なお、図２の実施の形態において、貯蔵タンク１０の頂部に接続したＢＯＧライン５０は、圧力調整弁４５の下流側のガス払い出しライン２５に接続し、貯蔵タンク１０のＢＯＧをガス払い出しライン２５に排出するが、このＢＯＧライン５０に加温器（図示せず）を接続してＢＯＧを常温にしてガス払い出しライン２５に排出するようにする。

また図２においては、空温式気化器１８Ａにおける蒸発圧（蒸発温度）の調整の例で説明したが、空温式気化器１８Ａの代わりに、図１で説明した温水式気化器１８を用いるようにしてもよい。この場合、図１の制御器２７は、気化器１８の温水制御の他に、圧力計６９と温度計６８の各検出値と吸込圧力調節計４３の検出圧力を基に、バイパスライン３７の圧力調整弁３８ｂを制御することで、吸引用スナッバータンク３１の圧力を制御し、気化器１８の蒸発圧を制御すると共にＬＮＧ払い出し量を調整する。

上述の実施の形態においては、低温液としてＬＮＧの例で説明したが、本発明においては、液化水素（ＬＨ２）も同様に使用できる。

このＬＨ２を貯蔵する貯蔵タンク１０の場合の負圧について説明する。

ＬＨ２の常圧での沸点は−２５２．６℃であり、飽和蒸気圧０．２ＭＰａでの飽和温度は−２５０．２℃、０．５ＭＰａで−２４６．０℃、１．０ＭＰａで−２４１．８℃である。

そこでＬＨ２を０．２ＭＰａＡ程度で貯蔵タンク１０に受け入れたと仮定すると、貯蔵タンク１０内の加圧を行わずにＬＨ２を払い出すとすると、０．１４１６ＭＰａで最終的に飽和することが検討の結果わかった。

以下これを説明する。

液温度（℃） −２５２．０
液比熱（ｋｃａｌ／ｋｇ℃）１．７１０
（Ｊ／ｇＫ）７．１５８
液潜熱（ｋｃａｌ／ｋｇ）１０７．８
ＢＯＧレイト（％／ｄａｙ）０．００２８
ＢＯＧ量（ｋｇ／ｄａｙ）３．５７８４
（ｋｇ／ｈ）０．１４９
入熱（ｋｃａｌ／ｈ）１６．０７
貯蔵タンク容量（ｍ³）２００
液密度（ｋｇ／ｍ³）０．０７１
初期残液率（％）９０
初期残液重量（ｋｇ）１２７８０
最終残液率（％）１０
最終残液重量（ｋｇ）１４２０（３日後）
初期液飽和圧力（ＭＰａＡ）０．２（仮定）
初期気相部圧力（ＭＰａＡ）０．２
液消費後圧力（ＭＰａＡ）０．０２６（３日後、ＢＯＧ考慮なし）
入熱による液温度上昇（℃）０．０９５３１９
入熱による液温度上昇後温度（℃） −２５０．１０５
入熱による飽和圧力上昇（ＭＰａ）０．００４
ガス温度（℃） −２５１．７８
初期ガス重量（ｋｇ）３７
最終ガス圧力（ＭＰａＡ）０．１４１６
最終気相部ガス重量（ｋｇ）２３６
必要ＢＯＧ量（ｋｇ）１９９
蒸発熱量（ｋｃａｌ）２１，４７１
液温降下（℃）１．７７
降下後液温（℃） −２５１．７８
蒸発による飽和圧力降下（ＭＰａ） −０．００６
最終飽和圧力（ＭＰａ）０．１４１６
このように加圧を行わずに液を払い出しても最終的には０．１４１６ＭＰａＡに飽和する。

次に、送ガス量と吸込側スナッバータンクの容量の比較を行った結果を以下に示す。

総ガス量（Ｎｍ³／ｈ） 1200 2400 3600 4800 6000
液飽和圧力（ＭＰａ） 0.1906 0.1906 0.1906 0.1906 0.1906
最低液面高さ（ｍ） 2 2 2 2 2
吸入圧力（ＭＰａ） 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2
送ガス圧力（ＭＰａ） 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
スナッバータンク容量（ｍ³） 20 40 60 80 100
滞留時間（分） 3 3 3 3 3
降下後の圧力（ＭＰａ） 0.1907 0.1907 0.1907 0.1907 0.1907
気化器立上時の
送ガス量（Ｎｍ³） 1.7 3.3 5.0 6.7 8.3
スナッバータンク内ガス量（Ｎｍ³） 60 120 180 240 300
貯蔵タンク容量（ｍ³） 200 400 600 800 1000
このように払い出し量と貯蔵タンク容量の関係を通常ベースで考慮すると、ＬＨ２でも、貯蔵タンクと吸込側スナッバータンクとの比は、１０：１に設定するのがよい。

本発明の一実施の形態を示す図である。本発明の他の実施の形態を示す図である。

符号の説明

１０貯蔵タンク
１１低温液（ＬＮＧ）
１８気化器
３１吸引用スナッバータンク
３２圧縮機
３４吐出用スナッバータンク
３５供給用スナッバータンク
３６需要系

Claims

低温液を貯蔵する貯蔵タンクに、低温液を導入して気化する気化器を接続し、その気化器の下流側に吸引用スナッバータンクを接続し、そのスナッバータンクに、気化ガスを需要圧に昇圧して需要系へ供給する圧縮機を接続すると共に圧縮機の吐出側に吐出用スナッバータンクを接続し、その吐出用スナッバータンクと吸引用スナッバータンクの吸引側をバイパスラインで接続したことを特徴とする低温液の気化ガス供給設備。
低温液を貯蔵する貯蔵タンクと、その貯蔵タンクの低温液を導入して気化する気化器と、気化器の下流側に接続された吸引用スナッバータンクと、吸引用スナッバータンクに接続された圧縮機と、圧縮機の吐出側に接続された吐出用スナッバータンクと、吐出用スナッバータンクの気化ガスの一部を吸引用スナッバータンクに戻すバイパスラインと、吐出用スナッバータンクの下流側に接続され、気化ガスを需要圧で貯留すると共に需要系へ供給する供給用スナッバータンクとを備えたことを特徴とする低温液の気化ガス供給設備。