JP5653563B2

JP5653563B2 - Ｌｎｇ基地

Info

Publication number: JP5653563B2
Application number: JP2014506378A
Authority: JP
Inventors: 哲生国広
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc; Toyo Engineering Corp
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc; Toyo Engineering Corp
Priority date: 2012-07-11
Filing date: 2012-07-11
Publication date: 2015-01-14
Anticipated expiration: 2032-07-11
Also published as: JPWO2014010033A1; WO2014010033A1

Description

本発明は、ＬＮＧを受入れ貯蔵し、需要先に発電用ガス及び都市ガス等を供給するＬＮＧ基地に関する。

ＬＮＧ基地（ＬＮＧ受入基地）では、ＬＮＧ（液化天然ガス）を気化させた気化ガス（ＮＧ）を発電用ガスとして発電所に供給するほか、ガス会社等へ燃料ガスとなるＬＮＧ、気化ガスを供給している。ガス会社等には、客先の要求性状を満足するＬＮＧ、気化ガスが供給される。発電用ガスも発熱量等が大きく変動するとガスタービンの安定運転に支障を来たすので、所定性状の気化ガスが供給される。

ＬＮＧの性状は、産地やＬＮＧ製造過程により異なるが、上記のように供給する発電用ガス、ガス会社等に供給するＬＮＧ、気化ガスとも性状に制約があるため、現在、ＬＮＧ基地では計画メタン濃度範囲内のＬＮＧを受け入れており、市場で主に流通しているメタン濃度が９０％前後のＬＮＧの受け入れが主流である。受け入れたＬＮＧが所定の性状を満足しない場合には、性状の異なるＬＮＧをブレンドした後に供給することも行われている（例えば特許文献１参照）。本明細書において、メタン濃度が９０％のＬＮＧとは、ＬＮＧを気化させＮＧとしたとき、ガス中のメタン濃度が９０ｖｏｌ％となるＬＮＧを言う。以下、同様である。

今後は、柔軟なＬＮＧの調達や調達コスト低減のために非在来型ＬＮＧ、さらにはメタン濃度１００％の超軽質ＬＮＧの受け入れが進むことが予想される。非在来型天然ガスは、通常の炭田・ガス田以外から生産される天然ガスであり、現在、タイトガス、コールベットメタン、シェールガスが商業生産されている（例えば非特許文献１参照）。非在来型天然ガスは、メタン濃度が９０％以上であり、現在使用されている天然ガスに比較すると発熱量は低い。

特開２０１０−１３５５号公報

伊原賢，シェールガス争奪戦，日刊工業新聞社，２０１１年，ｐ８

非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧを受け入れ、客先の要求性状を満たすガス等を供給するには、エタン、プロパン等の重質分が多く含まれる高発熱量のＬＮＧ（重質ＬＮＧ）をブレンドする必要があり、その量は現状に比較して多くなる。非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧに重質ＬＮＧをブレンドし発熱量を調整する方法では、重質ＬＮＧの受け入れ量により、非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧの受け入れ量が制限される課題がある。

非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧを受け入れる場合、重質ＬＮＧに代え、プロパンなど液化石油ガス（ＬＰＧ）を添加し、発熱量を調整する方法も考えられるが、通常のＬＮＧ基地にはＬＰＧ供給設備は設けられていないため新設する必要がある。

本発明は、従来とは異なった発想で上記問題を解決し、非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧなど多様なＬＮＧを受け入れ、外部からＬＰＧ等を添加することなく発電用ガス及び燃料ガス、ＬＮＧを供給可能ならしめるＬＮＧ基地を提供することを目的とする。

本発明は、ＬＮＧタンクにＬＮＧを受入れ貯蔵し、貯蔵しているＬＮＧを所定の性状に調整し気化ガス、ＬＮＧとして供給するＬＮＧ基地であって、ＬＮＧ又はＬＮＧを気化させた気化ガスに含まれる高発熱成分である重質分を分離する重質分分離装置及び分離した重質分を貯蔵する重質分貯蔵タンクを有する重質分分離設備と、ＬＮＧ及び／又はＬＮＧを気化させた気化ガスに前記重質分分離装置で分離した重質分を添加し、熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを製造する燃料製造設備と、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な発熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統と、を備え、前記発電用ガスが、前記重質分分離装置により重質分が分離されたＬＮＧを気化させた気化ガス、ＬＮＧを気化させた気化ガスから前記重質分分離装置により重質分が分離された気化ガス、受入れたＬＮＧをそのまま気化させた気化ガス、又はこれら気化ガスを混合したガスであることを特徴とするＬＮＧ基地である。

本発明のＬＮＧ基地は、ＬＮＧ又はＬＮＧを気化させた気化ガスに含まれる高発熱成分である重質分を分離する重質分分離設備、分離した重質分を増熱剤としてＬＮＧ及び／又はＬＮＧを気化させた気化ガスに添加し、熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを製造する燃料製造設備を備えるので、外部から増熱剤を供給することなく、熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを製造することができる。また重質分が分離されたＬＮＧを気化させた気化ガス、ＬＮＧを気化させた気化ガスから重質分が分離された気化ガスを発電用ガスとするので、発電用ガスとしてメタンガス又はメタンガスを主成分とし、さらにはメタン濃度が一定の値に制御された気化ガスを供給することができる。またメタン濃度１００％のＬＮＧを受け入れたときは、それをそのまま気化させることで発電用ガスとすることもできる。
熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧの性状は、従来のＬＮＧ基地から送出される都市ガスと変わりないが、発電用ガスの性状は、従来の発電用ガスと大きく異なる。従来の発電用ガスは、メタン濃度９０ｖｏｌ％前後のガスであるのに対して、本発明のＬＮＧ基地から送出される発電用ガスのメタン濃度は圧倒的に高い。
上記の通り、発電用ガスをエタン、プロパン等の重質分を含まない又は殆ど含まないメタンを主成分とするガスとすることで、ＬＮＧから分離したエタン、プロパン等の重質分を熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを製造するときの増熱剤として使用することができる。これにより非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧなど多様なＬＮＧを受け入れ、外部からＬＰＧ等を添加することなく発電用ガス、燃料ガス及びＬＮＧを供給することができる。

本発明において、前記発電用ガスは、ガスタービン用の燃料であり、メタン濃度が一定の値に制御された気化ガスであることを特徴とする。

メタンは、エタン、プロパン等に比較すると燃焼性が悪いため、これまでガスタービンの燃料としては、メタン以外にエタン、プロパン等を１０ｖｏｌ％程度含むガスが使用されている。しかしガスタービンは、ガスカロリーやガスの燃焼速度が一定であれば、メタン濃度が高くても安定運転が可能である。つまりエタン、プロパン等を含まないメタン濃度が１００ｖｏｌ％のガス、さらにはエタン、プロパン等を僅かしか含まないメタン濃度が１００ｖｏｌ％に近いガスであっても、メタン濃度が一定あるいはメタン濃度の変動幅が小さいガスは、ガスタービンの燃料とすることができる。本発明のＬＮＧ基地は、従来のガスと比較してメタンガス濃度が高い気化ガスを発電用ガスとして供給するが、メタン濃度が一定の値に制御されているので、ガスタービンの燃料として好適に使用することができる。

また本発明のＬＮＧ基地において、ＬＮＧを受入れ貯蔵するＬＮＧタンク内で発生するＢＯＧが、コンプレッサで昇圧され、前記重質分分離装置により重質分が分離されたＬＮＧを気化させた気化ガス、ＬＮＧを気化させた気化ガスから前記重質分分離装置により重質分が分離された気化ガス、受入れたＬＮＧをそのまま気化させた気化ガス、又はこれら気化ガスを混合したガスと混合され、発電用ガスとして供給されることを特徴とする。

ＢＯＧ（ボイルオフガス）は、カロリーが低いため従来はその取扱いに苦慮していたが、本発明においては、発電用ガスとしてメタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを供給するので、ＢＯＧを発電用ガスとして好適に使用することができる。

また本発明のＬＮＧ基地は、前記ＬＮＧ基地において、２基以上のＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクに貯蔵する２種以上のＬＮＧを所定の割合で混合するＬＮＧ混合手段と、を備え、前記重質分分離設備は、各ＬＮＧタンク系統の共用設備であり、前記重質分分離装置は、前記ＬＮＧ混合手段により混合されたＬＮＧ又は前記ＬＮＧ混合手段により混合されたＬＮＧを気化させた気化ガスから重質分を分離可能なことを特徴とする。

本発明によれば、ＬＮＧタンクに貯蔵する２種以上のＬＮＧを混合したＬＮＧから重質分を分離するように重質分分離装置を設置することができる。この方式の場合、ＬＮＧタンク数によらず重質分分離設備を共用設備とすることができるので、プロセス構成を簡単にすることができる。

また本発明のＬＮＧ基地は、前記ＬＮＧ基地において、前記ＬＮＧの混合を、ＬＮＧタンク内でＬＮＧを混合するタンクミキシング、ＬＮＧの払い出し系統でＬＮＧを混合するラインブレンドにより行うことを特徴とする。

ＬＮＧタンク内でＬＮＧを混合するタンクミキシング方式、ＬＮＧの払い出し系統でＬＮＧを混合するラインブレンド方式、いずれの方式を採用するＬＮＧ基地においても、本発明を適用することができる。

また本発明のＬＮＧ基地は、前記ＬＮＧ基地において、２基以上のＬＮＧタンクを備え、前記重質分分離装置は、各ＬＮＧタンク系統に設けられ、重質分を貯蔵する前記重質分貯蔵タンクは、各ＬＮＧタンク系統で共用であることを特徴とする。

本発明によれば、重質分分離装置は、各ＬＮＧタンク系統に設けられているので、ＬＮＧの受け入れ運用が容易となる。

また本発明のＬＮＧ基地は、前記ＬＮＧ基地において、２基以上のＬＮＧタンクを備え、前記ＬＮＧタンクは、ＬＮＧをそのまま気化させた気化ガスを発電用ガスとして供給可能な発電用ＬＮＧのみを受入れる発電用ＬＮＧタンク系統と、発電用ＬＮＧ以外のＬＮＧのみを受入れる非発電用ＬＮＧタンク系統とに区別され、前記重質分分離設備は、前記非発電用ＬＮＧタンク系統にのみ設置されていることを特徴とする。

本発明によれば、重質分分離設備は、発電用ＬＮＧ以外のＬＮＧのみを受入れる非発電用ＬＮＧタンク系統にのみ設置され、ＬＮＧをそのまま気化させた気化ガスを発電用ガスとして供給可能な発電用ＬＮＧは、重質分分離設備に送られないので、重質分分離設備の負荷が軽減され、設備の小型化が図れる。

また本発明のＬＮＧ基地において、前記重質分分離装置が、蒸留装置、ガス分離膜を備えるガス分離装置、気化ガスを冷却し液化させる液化装置、重質分を吸脱着する重質分着脱装置又は圧力スイング吸着法を使用した吸着装置であることを特徴とする。

本発明において、重質分の分離は、ＬＮＧのみならず、ＬＮＧを気化させた気化ガスから分離することも可能であり、その装置も特定の装置に限定されないので、ＬＮＧの性状、ＬＮＧ基地の規模等に合せ適宜選択することができる。重質分着脱装置又は圧力スイング吸着法を使用した吸着装置を使用する場合は、２基以上設置し交互に切換え運転することで発電用ガス、燃料ガス及びＬＮＧの連続供給が可能となる。

本発明によれば、非在来型ＬＮＧ又は超軽質ＬＮＧなど多様なＬＮＧを受け入れ、外部からＬＰＧ等を添加することなく発電用ガス及び燃料ガス、ＬＮＧを供給することができる。また本発明のＬＮＧ基地は、既設のＬＮＧ基地において、基本的に重質分分離設備、分離した重質分をＬＮＧ又は気化ガスに添加し熱量を調整する装置を追設することで実現可能であり、既設のＬＮＧ基地を改造する場合においても、ＬＮＧ基地の稼働設備への影響を最小限とすることができる。

本発明の第１実施形態のＬＮＧ基地１の機器構成図である。本発明の第２実施形態のＬＮＧ基地２の機器構成図である。本発明の第３実施形態のＬＮＧ基地３の機器構成図である。本発明の第４実施形態のＬＮＧ基地４の機器構成図である。本発明の第５実施形態のＬＮＧ基地５の機器構成図である。

図１は、本発明の第１実施形態のＬＮＧ基地１の機器構成図である。ＬＮＧ基地１は、発電用ガス供給系統を備え、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給すると共に、燃料供給系統を備え、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する。なお、本実施形態では、発電用ガスは、ガスタービンの燃料として供給される。

ＬＮＧ基地１は、２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂを備え、ＬＮＧタンカー（図示省略）で運ばれるＬＮＧをアンローディングアーム１３を介して受入れ貯蔵する。受け入れるＬＮＧは、特定のＬＮＧに限定されるものではなく、メタン濃度９０ｖｏｌ％程度の在来型ＬＮＧ、メタン濃度９０ｖｏｌ％以上の非在来型ＬＮＧ、さらにはメタン濃度１００ｖｏｌ％の超軽質ＬＮＧを受け入れることができる。

２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂも、受け入れるＬＮＧの種類が限定されていない。このためＬＮＧタンク１１ａにおいて、貯蔵中の在来型ＬＮＧが消費されると、次回、非在来型ＬＮＧを受け入れる場合もある。ＬＮＧタンク１１ｂについても同様である。

ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂには、各々ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂが接続し、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂの途中には、ＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプ１７ａ、１７ｂ、さらにＬＮＧポンプ１７ａ、１７ｂの吐出側に流量制御弁１９ａ、１９ｂが設けられている。ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂは、流量制御弁１９ａ、１９ｂの下流側で合流し、混合ライン２１となる。

流量制御弁１９ａ、１９ｂ及び混合ライン２１は、ＬＮＧタンク１１ａから払い出されるＬＮＧ、ＬＮＧタンク１１ｂから払い出されるＬＮＧを所定の割合でブレンドする混合手段として機能し、ここで２種類のＬＮＧをラインブレンドすることができる。

混合ライン２１は、蒸留装置２３に接続し、ＬＮＧタンク１１ａから払い出されるＬＮＧ、ＬＮＧタンク１１ｂから払い出されるＬＮＧ、さらには２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂのＬＮＧをブレンドしたＬＮＧを蒸留装置２３に送る。

蒸留装置２３は、混合ライン２１から送られるＬＮＧを所定の温度、圧力で蒸留し、メタンとエタン、プロパン、ブタン等の重質分とに分離する。メタンと重質分との分離度、別の表現をすれば分離されたメタンに含まれる重質分の濃度については後述する。蒸留装置２３は、公知の蒸留装置を使用することが可能であり、蒸留塔の仕様、機器の構成等も特定のものに限定されるものではなく、メタンと重質分との分離度に応じて適宜決定することができる。蒸留装置２３で分離されたメタンは、上部ライン２５を介して気化器２７に送られる。一方、エタン、プロパン、ブタン等の重質分は、下部ライン４１を介して貯蔵タンク６５に送られここに貯蔵される。

気化器２７は、蒸留塔２３から送出されるメタンを完全に気化させ又は加熱する装置である。気化器２７には、ＬＮＧ基地で一般的に使用されている海水を加熱媒体とするオープンラック式気化器（ＯＲＶ）、サブマージド式気化器（ＳＭＶ）を使用することができる。蒸留装置２３から排出されるメタンがガスであれば、加熱器を使用してもよい。ここでは蒸留装置２３から排出されるメタンを完全にガス化させかつ所定の温度まで昇温させることができればよく、気化器、加熱器の名称に拘泥されるものではない。

気化器２７で完全にガス化され所定の温度に昇温したメタンガスは、発電用ガスとしてガスライン２９を通じて、発電所に供給される。発電用ガスは、ガスタービン１０１の燃料として使用される。

ガスライン２９には、ＢＯＧ（ボイルオフガス）ライン５５が接続し、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ内で発生するＢＯＧが発電用ガスとして、蒸留装置２３で重質分が分離されたメタンガスに混合される。ＢＯＧは、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに貯蔵するＬＮＧの一部が外部からの入熱により蒸発したガスであり、成分は、ほぼメタン濃度１００ｖｏｌ％である。ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂの気相部に接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂは、ＢＯＧコンプレッサ５３を介してＢＯＧライン５５と接続し、ＢＯＧはＢＯＧコンプレッサ５３で昇圧され、ガスライン２９に送られる。

混合ライン２１には、ライン途中に分岐ライン６１が接続する。分岐ライン６１は、熱量調整装置６３に接続し、混合ライン２１を流通するＬＮＧの一部を熱量調整装置６３に送る。混合ライン２１には、分岐ライン６１が接続する位置よりも下流側に蒸留装置２３に送るＬＮＧの量を調整する流量調整弁２２が設けられている。同様に、分岐ライン６１にも熱量調整装置６３に送るＬＮＧの量を調整する流量調整弁６２が設けられている。

熱量調整装置６３は、分岐ライン６１を介して送られるＬＮＧの発熱量を都市ガス（１３Ａ）と同じ熱量に調整するための装置である。熱量調整装置６３には、増熱剤供給ポンプ６７及び流量調整弁６９が介装された増熱剤供給ライン７１が接続する。熱量調整装置６３の出口部には、熱量を測定可能な熱量計７３が設置され、必要に応じて増熱剤供給ライン７１を介して貯蔵タンク６５に貯蔵する重質分が増熱剤として供給される。

熱量調整装置６３により熱量が調整されたＬＮＧは、燃料ライン７５を通じてタンクローリー出荷場に送られ、タンクローリーを介して需要先に出荷される。熱量が調整されたＬＮＧの多くは、気化器７９で気化され、都市ガス（１３Ａ）として都市ガスライン７７を通じて需要先に送られる。

以上のように第１実施形態のＬＮＧ基地１は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、蒸留装置２３、上部ライン２５、気化器２７、ガスライン２９、さらにはこれに接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂ、５５により発電用ガス供給系統を構成する。また熱量調整装置６３、貯蔵タンク６５及び増熱剤供給ライン７１等で構成される増熱剤供給系統、熱量計７３により燃料製造設備を構成し、さらに該燃料製造設備、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、分岐ライン６１、燃料ライン７５、都市ガスライン７７、気化器７９により燃料供給系統を構成する。

ＬＮＧ基地１では、メタンガス又はメタンガスを主成分とし、かつメタン濃度が一定の値に制御された気化ガスを発電用ガスとしてガスタービン１０１に供給する。発電用ガスとして使用可能な気化ガスのメタン濃度を数値で示せば、下限値は約９６ｖｏｌ％、上限値は１００ｖｏｌ％である。

発電用ガスとして使用可能な気化ガスのメタン濃度は、ガスタービン１０１の運転性、都市ガス等の製造に必要な重質分の確保の点から決定される。メタンは、エタン、プロパン等に比較すると燃焼性が悪いため、ガスタービン１０１の運転性のみ考えるのであれば、従来のガスタービン燃料と同様に、メタン以外にエタン、プロパン等を１０ｖｏｌ％程度含むガスが好ましい。一方で、エタン、プロパン等の重質分を多く含む気化ガスを発電用ガスとすると、都市ガスの製造に必要な重質分を確保することができなくなる。

ここでは、メタンガス又はメタンガスを主成分とし、かつメタン濃度が一定の値に制御された気化ガスをガスタービンの燃料とすることで上記問題を解決する。メタンは、エタン、プロパン等に比較すると燃焼性が悪いが、ガスタービンは、ガスカロリーやガスの燃焼速度が一定であれば、メタン濃度が高くても安定運転が可能である。つまりエタン、プロパン等を含まないメタン濃度が１００ｖｏｌ％のガス、さらにはエタン、プロパン等を僅かしか含まないメタン濃度が１００ｖｏｌ％に近いガスであっても、メタン濃度が一定あるいはメタン濃度の変動幅が小さいガスは、ガスタービンの燃料とすることができる。

メタン濃度の変動幅は、使用するガスタービンから決定されるが、変動幅を例示すれば、±１％程度である。よって、ガスタービンの燃料として供給される気化ガスの一例を示せば、メタン濃度９８％±１％の気化ガスである。

分離回収する重質分が多いほど、多様なＬＮＧを受け入れることが可能となるが、ＬＮＧに含まれる重質分の分離度を高めるほど蒸留装置の仕様が厳しく、負荷が大きくなる。またメタン９９％のＬＮＧを受け入れた場合に、これをメタン濃度１００％にすることは効率的とは言い難い。メタン９９％のＬＮＧを多く受け入れるＬＮＧ基地にあっては、これをそのまま気化させ発電用ガスとすることが効率的である。

発電用ガスに使用する気化ガスには、ＢＯＧも混入される。ＢＯＧの発生量は、蒸留装置２３から排出される重質分が分離されたメタンの流量に比較して少ないので、発電用ガスに与える影響は小さいが、ＢＯＧは、ほぼメタン濃度１００ｖｏｌ％のガスであるから、蒸留装置２３から排出される重質分が分離されたメタンの濃度を９７ｖｏｌ％としたような場合、ＢＯＧの発生量が変動すると発電用ガスのメタン濃度が変動することも考慮しておく必要がある。

ＢＯＧは、カロリーが低いため従来はその取扱いに苦慮していたが、ここでは発電用ガスとしてメタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを供給するので、ＢＯＧを発電用ガスとして好適に使用することができる。

以上のことから発電用ガスとして使用可能な気化ガスのメタン濃度は、９６ｖｏｌ％、好ましくは９７ｖｏｌ％、より好ましくは９８〜１００ｖｏｌ％である。以上の発電用ガスの考え方は、後述の第２〜第５実施形態のＬＮＧ基地においても同じである。

次に、ＬＮＧ基地１の代表的な運転方法を説明する。以下に示す運転方法は、代表例であり、ＬＮＧ基地１の運転方法は、下記の運転方法、数値に限定されるものではない。熱量が調整されたＬＮＧも都市ガス（１３Ａ）と同時に製造されるので、都市ガス（１３Ａ）の製造には熱量が調整されたＬＮＧの製造も含まれるものとする。またＢＯＧは、気化ガスに混合され発電用ガスとして送出されるものとする。他の実施形態についても同様である。

ケース１：ＬＮＧタンク１１ａには、メタン濃度が約９５％のＬＮＧが貯蔵され、ＬＮＧタンク１１ｂには、メタン濃度が約９０％のＬＮＧが貯蔵されているものとする。都市ガスは、発熱量が４６ＭＪ／ｍ^３Ｎの気化ガスとする。なお、発熱量４６ＭＪ／ｍ^３Ｎのガスの組成は、凡そメタン濃度が８８ｖｏｌ％、他の成分がエタン、プロパン、ブタンである。また貯蔵タンク６５には、エタン、プロパン、ブタンなどの重質分が貯蔵されているものとする。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガス（１３Ａ）を製造するときは、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、混合ライン２１、分岐ライン６１を介して蒸留装置２３及び熱量調整装置６３にＬＮＧを送る。発電用ガスは、蒸留装置２３でＬＮＧに含まれる重質分を分離しメタン濃度９８％以上とした後に、気化器２７でガス化又は加温し、発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が約９５％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧをそのまま気化させ都市ガスとして送出することができない。よって発熱量が所定の発熱量となるように増熱剤供給ライン７１を通じて熱量調整装置６３に重質分を供給し、ＬＮＧに重質分を添加する。これを気化器７９で気化させ都市ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するとき、ＬＮＧタンク１１ａ及びＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを同時に使用するときも、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用するときと同様に考えればよい。

ケース２：ＬＮＧタンク１１ａには、メタン濃度が約９５％のＬＮＧが貯蔵され、ＬＮＧタンク１１ｂには、メタン濃度が１００％のＬＮＧが貯蔵されているものとする。他は、ケース１と同様とする。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときの要領を説明する。ＬＮＧ払い出しライン１５ｂ、混合ライン２１、分岐ライン６１を介して蒸留装置２３及び熱量調整装置６３にＬＮＧを送る。このＬＮＧには、重質分が含まれていないので、蒸留装置２３に送られたＬＮＧはそのまま塔頂から排出される。これを気化器２７でガス化又は加温し発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が１００％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧをそのまま気化させ都市ガスとして送出することができない。メタン濃度が１００％のＬＮＧの場合、蒸留装置２３に通じても重質分を回収することができないが、このＬＮＧ基地１には、重質分を貯蔵する貯蔵タンク６５を備えるので、貯蔵タンク６５に貯蔵された重質分とメタン濃度１００％のＬＮＧとから都市ガスを製造する。

ケース３：ＬＮＧタンク１１ａには、メタン濃度が約９５％のＬＮＧが貯蔵され、ＬＮＧタンク１１ｂには、メタン濃度が８５％のＬＮＧが貯蔵されているものとする。その他は、ケース１と同様とする。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が８５％であり、これをそのまま気化させても発電用ガスはもちろん、都市ガスとしても使用することができない。このためＬＮＧの発熱量が都市ガスと同じ発熱量となるようにＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧとＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧとをラインブレンドし、このＬＮＧを使用して発電用ガス及び都市ガスを製造する。

ブレンドされたＬＮＧは、ケース１で示したメタン濃度９５％のＬＮＧと同様の要領で発電用ガスを製造する。都市ガスは、ブレンドされたＬＮＧを気化させたガスを送出する。本ケースでは、都市ガスの製造に重質分を添加する必要がないので、蒸留装置２３で分離された重質分は、そのまま貯蔵タンク６５に貯蔵される。

以上のように第１実施形態のＬＮＧ基地１は、２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、２種以上のＬＮＧをブレンドする混合手段、ＬＮＧから重質分を分離する蒸留装置２３及び貯蔵タンク６５を含み構成される重質分分離設備、都市ガスなど熱量を調整した気化ガス及びＬＮＧを製造する燃料製造設備を備えるので、種々の性状のＬＮＧの受け入れが可能であり、多様な運転及び運用を行なうことができる。

なお、上記実施形態では、蒸留装置２３で分離された重質分を液体として貯蔵タンク６５に貯蔵し、液体状態の重質分を熱量調整装置６３に供給する例を示したが、重質分をガス状態で貯蔵し、該重質分を熱量調整装置６３にガス状態で供給するようにしてもよい。また、蒸留装置２３をバイパスするラインを設け、予め定めるメタン濃度のＬＮＧを受け入れた場合、このＬＮＧを直接、気化器２７に送り気化させるようにしてもよい。なお、ＬＮＧタンクの数は、２基に限定されるものではない。

図２は、本発明の第２実施形態のＬＮＧ基地２の機器構成図である。図１に示す第１実施形態のＬＮＧ基地１の構成と同一の構成には、同一の符号を付して説明を省略する。

第２実施形態のＬＮＧ基地２は、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様の技術的思想に基づき構築されたＬＮＧ基地であり、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様に、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統とを備える。

受け入れるＬＮＧは、特定のＬＮＧに限定されるものではなく、メタン濃度９０ｖｏｌ％程度の在来型ＬＮＧ、メタン濃度９０ｖｏｌ％以上の非在来型ＬＮＧ、さらにはメタン濃度１００ｖｏｌ％の超軽質ＬＮＧを受け入れることができる。２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂも、受け入れるＬＮＧの種類が限定されていない。このためＬＮＧタンク１１ａにおいて、貯蔵中の在来型ＬＮＧが消費されると、次回、非在来型ＬＮＧを受け入れる場合もある。ＬＮＧタンク１１ｂについても同様である。

ＬＮＧ基地２は、ＬＮＧ基地１と基本的構成を同じくするが、ＬＮＧ基地１の場合、蒸留装置２３が１基であったのに対して、ＬＮＧ基地２では、各タンク系統に蒸留装置２３ａ、２３ｂが設置されている点が異なる。タンク系統とは、ＬＮＧタンクに貯蔵するＬＮＧに直接関連する系統をいい、ＬＮＧタンク１１ａの系統の場合、ＬＮＧタンク１１ａ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、バイパスライン３１ａ、ＢＯＧライン５１ａ、分岐ライン６１ａが含まれる。

ＬＮＧタンク１１ａに接続するＬＮＧ払い出しライン１５ａは、末端部が蒸留装置２３ａに直接接続する。またＬＮＧ払い出しライン１５ａには、流量制御弁１９ａの下流に蒸留装置２３ａをバイパスするバイパスライン３１ａが設けられ、バイパスライン３１ａは、上部ライン２５ａに接続する。

バイパスライン３１ａが接続する地点よりも下流側のＬＮＧ払い出しライン１５ａ、バイパスライン３１ａ及び上部ライン２５ａの途中には、開閉弁３０ａ、３２ａ、２４ａが設けられている。さらにバイパスライン３１ａが接続する地点よりも下流側でかつ開閉弁３０ａの上流側のＬＮＧ払い出しライン１５ａには、熱量調整装置６３にＬＮＧを送る分岐ライン６１ａが接続する。

ＬＮＧタンク１１ｂの系統も同じ構成からなるので説明を省略する。図２においては、添え字ｂを付してＬＮＧタンク１１ａの系統と区別している。重質分を貯蔵する貯蔵タンク６５は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂの系統に共用である。

また流量制御弁１９ａ、１９ｂの下流側でかつバイパスライン３１ａ、３１ｂが接続する地点よりも上流側に、ＬＮＧ払い出しライン１５ａとＬＮＧ払い出しライン１５ｂとを連絡する連絡ライン３３が設けられている。連絡ライン３３は、ライン途中の開閉弁３４を備える。

以上のように第２実施形態のＬＮＧ基地２は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、連絡ライン３３、蒸留装置２３ａ、２３ｂ、上部ライン２５ａ、２５ｂ、バイパスライン３１ａ、３１ｂ、気化器２７、ガスライン２９、さらにはこれに接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂ、５５により発電用ガス供給系統を構成する。また熱量調整装置６３、貯蔵タンク６５及び増熱剤供給ライン７１等で構成される増熱剤供給系統、熱量計７３により燃料製造設備を構成し、さらに該燃料製造設備、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、連絡ライン３３、分岐ライン６１ａ、６１ｂ、燃料ライン７５、都市ガスライン７７、気化器７９により燃料供給系統を構成する。

次に、ＬＮＧ基地２の代表的な運転方法を説明する。以下に示す運転方法は、代表例であり、ＬＮＧ基地２の運転方法は、下記の運転方法、数値に限定されるものではない。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときは、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、分岐ライン６１ａを介して蒸留装置２３ａ及び熱量調整装置６３にＬＮＧを送る。このときバイパスライン３１ａは閉止する。発電用ガスは、蒸留装置２３ａでＬＮＧに含まれる重質分を分離しメタン濃度９８％以上とした後に、気化器２７でガス化又は加温し、発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧは、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、発熱量が所定の発熱量となるように増熱剤供給ライン７１を通じて熱量調整装置６３に重質分を供給し、ＬＮＧに重質分を添加する。これを気化器７９で気化させ都市ガスとして送出する。ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを使用して発電用ガス及び都市ガスを製造するときもＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用するときと同様に考えればよい。以上のようにこれら運転方法は、第１実施形態のケース１の運転方法と同じである。

以下、２基のＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに貯蔵するＬＮＧを同時に使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときの要領を説明する。ここでは、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵するＬＮＧは、都市ガスの製造専用、ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、発電用ガス専用とする。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵するＬＮＧは、払出しライン１５ａ及び分岐ライン６１ａを通じて熱量調整装置６３にＬＮＧを送り、増熱剤供給ライン７１を通じて熱量調整装置６３に重質分を供給し発熱量を調整する。このとき蒸留装置２３ａに通じる払出しライン１５ａ及びバイパスライン３１ａは閉止する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が１００％であるので、ＬＮＧ払い出しライン１５ｂ及びバイパスライン３１ｂを介してＬＮＧを気化器２７に送り、気化させた後、発電用ガスとして送出する。このとき、蒸留装置２３ｂに通じる払出しライン１５ｂ及び分岐ライン６１ｂは閉止する。

ケース２の場合において、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵するＬＮＧを、都市ガス専用とせず、ケース１と同様の要領で都市ガスと発電用ガスとを製造するようにしてもよい。また実施例１と同様に、連絡ライン３３を介してＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧとＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧとを混合し、実施例１と同様の要領で都市ガスと発電用ガスとを製造するようにしてもよい。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が８５％であり、これをそのまま気化させても発電用ガスはもちろん、都市ガスとしても使用することができない。このためＬＮＧの発熱量が都市ガスと同じ発熱量となるようにＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧとＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧとを連絡ライン３３を介してラインブレンドし、このＬＮＧを都市ガス用のガスとする。

発電用ガスは、ブレンドしたＬＮＧを使用し製造してもよいが、メタン濃度が高いＬＮＧタンク１１ａに貯蔵するＬＮＧを使用し、ケース１に記載の要領で製造すればよい。本ケースでは、都市ガスの製造に重質分を添加する必要がないので、蒸留装置２３ａで分離した重質分は、そのまま貯蔵タンク６５に貯蔵される。

以上のように第２実施形態のＬＮＧ基地２は、各タンク系統に蒸留装置２３ａ、２３ｂが設置されているので、第１実施形態のＬＮＧ基地１以上に多様な運転を行うことができる。また種々の性状のＬＮＧの受け入れが可能であり、多様な運用が行える。

なお、上記実施形態では、蒸留装置２３ａ、２３ｂで分離された重質分を液体として貯蔵タンク６５に貯蔵し、液体状態の重質分を熱量調整装置６３に供給する例を示したが、重質分をガス状態で貯蔵し、該重質分を熱量調整装置６３にガス状態で供給するようにしてもよい。またＬＮＧタンクの数は、２基に限定されるものではない。

図３は、本発明の第３実施形態のＬＮＧ基地３の機器構成図である。図１に示す第１実施形態のＬＮＧ基地１、図２に示す第２実施形態のＬＮＧ基地２の構成と同一の構成には、同一の符号を付して説明を省略する。

第３実施形態のＬＮＧ基地３は、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様の技術的思想に基づき構築されたＬＮＧ基地であり、第１実施形態のＬＮＧ基地１及び第２実施形態のＬＮＧ基地２と同様に、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統とを備える。

受け入れるＬＮＧは、特定のＬＮＧに限定されるものではなく、メタン濃度９０ｖｏｌ％程度の在来型ＬＮＧ、メタン濃度９０ｖｏｌ％以上の非在来型ＬＮＧ、さらにはメタン濃度１００ｖｏｌ％の超軽質ＬＮＧを受け入れることができる。但し、ＬＮＧ基地３は、第１実施形態のＬＮＧ基地１及び第２実施形態のＬＮＧ基地２と異なり、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに受け入れるＬＮＧの種類が特定されているため系統がＬＮＧ基地１及びＬＮＧ基地２と多少異なる。

ＬＮＧタンク１１ａは、メタン濃度９８％以上のＬＮＧ専用のタンクであり、ＬＮＧ払い出しライン１５ａは、蒸留装置２３には接続せず、気化器２７に直接接続する。ＬＮＧタンク１１ｂは、メタン濃度９８％未満のＬＮＧを専用に受入れるタンクであり、メタン濃度９８％未満のＬＮＧであればＬＮＧ中のメタン濃度は特に問わない。ＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧ払い出しライン１５ｂは、蒸留装置２３に接続し、払出しライン１５ｂには、熱量調整装置６３にＬＮＧを送る分岐ライン６１が接続する。

さらにＬＮＧ払い出しライン１５ａとＬＮＧ払い出しライン１５ｂとは、流量調整弁３６が介装された混合ライン３５で結ばれる。混合ライン３５は、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵するＬＮＧを払出しライン１１ｂに送るためのラインである。

ＬＮＧタンク１１ｂに受け入れるＬＮＧが都市ガス（１３Ａ）相当の発熱量を有していないときは、発熱量を調整する操作が必要となる。ＬＮＧの発熱量が都市ガス（１３Ａ）相当以下の場合には、増熱剤供給ライン７１を通じて増熱剤を供給することで発熱量を調整することができる。一方、ＬＮＧの発熱量が都市ガス（１３Ａ）相当以上の場合には、発熱量を低下させるために混合ライン３５からメタン濃度９８％以上のＬＮＧを供給することで発熱量を調整する。よって都市ガス（１３Ａ）相当の発熱量以下のＬＮＧのみを受け入れる場合には、混合ライン３５を設けなくてもよい。

以上のように第３実施形態のＬＮＧ基地３は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、蒸留装置２３、上部ライン２５、気化器２７、ガスライン２９、混合ライン３５、さらにはこれに接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂ、５５により発電用ガス供給系統を構成する。また熱量調整装置６３、貯蔵タンク６５及び増熱剤供給ライン７１等で構成される増熱剤供給系統、熱量計７３により燃料製造設備を構成し、さらに該燃料製造設備、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン３５、分岐ライン６１、燃料ライン７５、都市ガスライン７７、気化器７９により燃料供給系統を構成する。

次に、ＬＮＧ基地３の代表的な運転方法を説明する。以下に示す運転方法は、代表例であり、ＬＮＧ基地３の運転方法は下記の運転方法、数値に限定されるものではない。

ＬＮＧタンク１１ａには、メタン濃度９８％以上のＬＮＧが貯蔵されているので、気化器２７で気化させ発電用ガスとする。都市ガスは、基本的にＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧを使用して製造する。例えばメタン濃度９０％のＬＮＧの場合、第１実施形態のケース１と同様の要領で製造することができる。ＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧのメタン濃度が８５％の場合など、ＬＮＧの発熱量が都市ガスの発熱量を上回るときには、混合ライン３５を通じてＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧを添加し、都市ガスを製造する。ＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧを用いて都市ガスを製造する場合には、混合ライン３５を介してＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧをＬＮＧ払出しライン１５ｂ、さらには分岐ライン６１に送ればよい。

以上のように第３実施形態のＬＮＧ基地３は、メタン濃度９８％以上のＬＮＧを専用に受け入れるＬＮＧタンク１１ａを設け、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに受け入れるＬＮＧを特定するので、蒸留装置２３の負荷が小さく、またプロセスフローも簡単となる。

なお、上記実施形態では、蒸留装置２３で分離された重質分を液体として貯蔵タンク６５に貯蔵し、液体状態の重質分を熱量調整装置６３に供給する例を示したが、重質分をガス状態で貯蔵し、該重質分を熱量調整装置６３にガス状態で供給するようにしてもよい。またＬＮＧタンクの数は、２基に限定されるものではない。

図４は、本発明の第４実施形態のＬＮＧ基地４の機器構成図である。図１〜図３に示すＬＮＧ基地１、２、３の構成と同一の構成には、同一の符号を付して説明を省略する。

第４実施形態のＬＮＧ基地４は、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様の技術的思想に基づき構築されたＬＮＧ基地であり、第１〜第３実施形態のＬＮＧ基地１、２、３と同様に、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統とを備える。

ＬＮＧ基地４は、ＬＮＧ基地１と基本的構成を同じくするが、ＬＮＧ基地１の場合、ＬＮＧに含まれる重質分を分離回収する手段として蒸留装置２３を使用する。これに対してＬＮＧ基地４は、ＬＮＧに含まれる重質分を分離回収する手段として、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂを用いる。本実施形態では、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂとガスタンク６６を主要機器として重質分分離設備が構成される。

重質分吸着装置３９ａ、３９ｂは、内部にエタン、プロパン、ブタン等の重質分を吸着する吸着剤を収納し、混合ライン３７ａ、３７ｂを通じて送られるＬＮＧに含まれる重質分を吸着し、重質分が分離されたＬＮＧを排出する。重質分を吸着した吸着剤は、圧力を低下させる及び／又は温度を上昇させると重質分が脱着する。吸着剤は、公知の吸着剤を使用することが可能であり、吸着剤としては活性炭が例示される。

重質分吸着装置３９ａ、３９ｂは、重質分の吸着と脱着（再生）とを交互に繰り返しながら使用するため、１基の重質分吸着装置では、発電用ガス及び都市ガスの連続供給を行うことができない。このためＬＮＧ基地４では、２基の重質分吸着装置３９ａ、３９ｂを設置し、一方の重質分吸着装置３９ａ（３９ｂ）が重質分を吸着としているとき、他方の重質分吸着装置３９ｂ（３９ａ）が重質分を脱着するように構成し、発電用ガス及び都市ガスの連続供給を可能としている。

各重質分吸着装置３９ａ、３９ｂの下部には、混合ライン３７ａ、３７ｂがそれぞれ接続する。重質分吸着装置３９ａ、３９ｂの頂部には、重質分が分離されたＬＮＧを気化器２７に送る上部ライン２５ａ、２５ｂが、底部には、脱着した重質分をガスタンク６６に送る下部ライン４１ａ、４１ｂが接続する。ガスタンク６６は、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂから送られる重質分を貯蔵する。

重質分吸着装置３９ａ、３９ｂは、重質分の吸着と脱着（再生）とを交互に繰り返しながら使用するため、混合ライン３７ａ、３７ｂ、上部ライン２５ａ、２５ｂ、下部ライン４１ａ、４１ｂには、開閉弁３８ａ、３８ｂ、２４ａ、２４ｂ、４２ａ、４２ｂが設けられている。開閉弁３８ａ、３８ｂ、２４ａ、２４ｂ、４２ａ、４２ｂは、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂの重質分の吸着操作及び脱着（再生）操作に合せて開閉される。

以上のように第４実施形態のＬＮＧ基地４は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、３７ａ、３７ｂ、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂ、上部ライン２５ａ、２５ｂ、気化器２７、ガスライン２９、さらにはこれに接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂ、５５により発電用ガス供給系統を構成する。また熱量調整装置６３、ガスタンク６６及び増熱剤供給ライン７１等で構成される増熱剤供給系統、熱量計７３により燃料製造設備を構成し、さらに該燃料製造設備、さらにＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、分岐ライン６１、燃料ライン７５、都市ガスライン７７、気化器７９により燃料供給系統を構成する。

次に、ＬＮＧ基地４の代表的な運転方法を説明する。以下に示す運転方法は、代表例であり、ＬＮＧ基地４の運転方法は下記の運転方法、数値に限定されるものではない。

ケース１：ＬＮＧタンク１１ａには、メタン濃度が約９５％のＬＮＧが貯蔵され、ＬＮＧタンク１１ｂには、メタン濃度が約９０％のＬＮＧが貯蔵されているものとする。都市ガスは、発熱量が４６ＭＪ／ｍ^３Ｎの気化ガスとする。なお、発熱量４６ＭＪ／ｍ^３Ｎのガスの組成は、凡そメタン濃度が８８ｖｏｌ％、他の成分がエタン、プロパン、ブタンである。またガスタンク６６には、エタン、プロパン、ブタンなどの重質分が貯蔵されているものとする。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときは、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、混合ライン２１、３７ａ及び分岐ライン６１を介して重質分吸着装置３９ａ及び熱量調整装置６３にＬＮＧを送る。発電用ガスは、重質分吸着装置３９ａでＬＮＧに含まれる重質分を分離しメタン濃度９８％以上とした後に、気化器２７でガス化又は加温し、発電用ガスとして送出する。

重質分吸着装置３９ａへの供給が所定の時間経過した後は、重質分吸着装置３９ａへのＬＮＧの供給を停止し、重質分吸着装置３９ｂへＬＮＧを供給する。この切換え操作のとき、発電用ガスの流量、圧力が変動しないように重質分吸着装置３９ｂへＬＮＧを供給した後に、重質分吸着装置３９ａへのＬＮＧを停止する。重質分吸着装置３９ｂを用いて発電用ガスを製造しつつ、重質分吸着装置３９ａの再生を行う。重質分吸着装置３９ａの再生は、ＬＮＧの供給を停止した状態で圧力を低下させ及び／又は加温し、吸着剤に吸着した重質分を脱着させることで行う。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が約９５％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧをそのまま気化させ都市ガスとして送出することができない。よって発熱量が所定の発熱量となるように増熱剤供給ライン７１を通じて熱量調整装置６３に重質分を供給し、ＬＮＧに重質分を添加する。これを気化器７９で気化させ都市ガス用のガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときの要領を説明する。ＬＮＧ払い出しライン１５ｂ、混合ライン２１、３７ｂ及び分岐ライン６１を介して重質分吸着装置３９ｂ及び熱量調整装置６３にＬＮＧを送る。このＬＮＧには、重質分が含まれていないので、重質分吸着装置３９ｂに送られたＬＮＧはそのまま塔頂から排出される。これを気化器２７でガス化又は加温し発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が１００％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧをそのまま気化させ都市ガスとして送出することができない。メタン濃度が１００％のＬＮＧの場合、重質分吸着装置３９ｂに通じても重質分を回収することができないが、このＬＮＧ基地４には、重質分を貯蔵するガスタンク６６を備えるので、ガスタンク６６に貯蔵された重質分とメタン濃度１００％のＬＮＧとから都市ガスを製造する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が８５％であり、これをそのまま気化させても発電用ガスはもちろん、都市ガス用のガスとしても使用することができない。このためＬＮＧの発熱量が都市ガスと同じ発熱量となるようにＬＮＧタンク１１ａのＬＮＧとＬＮＧタンク１１ｂのＬＮＧとをラインブレンドし、このＬＮＧを使用して発電用ガス及び都市ガスを製造する。

ブレンドされたＬＮＧは、ケース１で示したメタン濃度９５％のＬＮＧと同様の要領で発電用ガスを製造する。都市ガスは、ブレンドされたＬＮＧを気化させたガスを送出する。本ケースでは、都市ガスの製造に重質分を添加する必要がないので、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂで分離した重質分は、そのままガスタンク６６に貯蔵される。

以上のように第４実施形態のＬＮＧ基地４は、ＬＮＧに含まれる重質分を吸着分離する重質分吸着装置３９ａ、３９ｂを２基備え、吸着と脱着（再生）とを交互に行いながら発電用ガス及び都市ガスを製造するので、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様に、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに受け入れるＬＮＧは、特定のＬＮＧに限定されず多様な運転及び運用が行える。

なお、上記実施形態では、２基の重質分吸着装置３９ａ、３９ｂを並列に配置し、これを交互に切換えながら使用するが、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂの数は、２基に限定されるものではない。２基の重質分吸着装置では、ＬＮＧ中のメタン濃度を所定のメタン濃度とすることができない場合には、重質分吸着装置を４基用い、２基の重質分吸着装置を直列に配置し、これを２系列設けてもよい。この場合、前段と後段の重質分吸着装置に使用する吸着剤が異なっていてもよい。

また、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂの切替え時などに流量、圧力が変動することが懸念されるときは、重質分吸着装置を３基並列に設置してもよく、さらに気化器２７の出口側にバッファータンクを設けてもよい。

また上記実施形態では、重質分吸着装置３９ａ、３９ｂで分離された重質分を気体としてガスタンク６６に貯蔵し、ガス状態の重質分を熱量調整装置６３に供給する例を示したが、重質分を液体状態で貯蔵し、該重質分を熱量調整装置６３に液体状態で供給するようにしてもよい。またＬＮＧタンクの数は、２基に限定されるものではない。

図５は、本発明の第５実施形態のＬＮＧ基地５の機器構成図である。図１〜図４に示すＬＮＧ基地１、２、３、４の構成と同一の構成には、同一の符号を付して説明を省略する。

第５実施形態のＬＮＧ基地５は、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様の技術的思想に基づき構築されたＬＮＧ基地であり、第１〜第４実施形態のＬＮＧ基地１、２、３、４と同様に、メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統とを備える。

ＬＮＧ基地５は、ＬＮＧ基地１と基本的構成を同じくするが、ＬＮＧ基地１が、ＬＮＧに含まれる重質分を分離回収する手段として蒸留装置２３を使用するのに対してＬＮＧ基地５は、ＬＮＧに含まれる重質分を分離回収する手段として、ガス分離装置５７を用いる。本実施形態では、ガス分離装置５７とガスタンク６６を主要機器として重質分分離設備が構成される。

ガス分離装置５７は、内部にメタンとエタン、プロパン、ブタン等の重質分とに分離するガス分離膜を収納する。ガス分離膜は、メタンとエタン、プロパン、ブタン等の重質分とに分離することができればよく、透過物質は、メタンであってもエタン、プロパン、ブタン等の重質分であってもよい。またガス分離膜は、無機膜、有機膜いずれであってもよいが、メタン濃度９６〜１００ｖｏｌ％のガスを製造可能なことが必要である。ガス分離膜は、一段に限定されるものではなく、直列に複数段設置してもよい。さらに透過流量の大きいものが好ましい。

ガス分離装置５７は、気化器２７の下流側に設置され、分離されたメタンガスは、発電用ガスとしてガスタービン１０１に、エタン、プロパン、ブタン等の重質分はガスタンク６６に貯蔵される。

以上のように第５実施形態のＬＮＧ基地５は、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、気化器２７、ガスライン２９、ガス分離装置５７、さらにはこれに接続するＢＯＧライン５１ａ、５１ｂ、５５により発電用ガス供給系統を構成する。また熱量調整装置６３、ガスタンク６６及び増熱剤供給ライン７１等で構成される増熱剤供給系統、熱量計７３により燃料製造設備を構成し、さらに該燃料製造設備、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂ、ＬＮＧ払い出しライン１５ａ、１５ｂ、混合ライン２１、分岐ライン６１、都市ガスライン７７により燃料供給系統を構成する。

次に、ＬＮＧ基地５の代表的な運転方法を説明する。以下に示す運転方法は、代表例であり、ＬＮＧ基地５の運転方法は下記の運転方法、数値に限定されるものではない。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときは気化器２７で気化された気化ガス（ＮＧ）をガス分離装置５７に、さらに分岐ライン６１を介して熱量調整装置６３に送る。発電用ガスは、ガス分離装置５７により気化ガスに含まれる重質分を分離しメタン濃度９８％以上とし、発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が約９５％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、ＬＮＧタンク１１ａに貯蔵のＬＮＧをそのまま気化させ都市ガス用のガスとして送出することができない。よって発熱量が所定の発熱量となるように増熱剤供給ライン７１を通じて熱量調整装置６３に重質分を供給し、これを都市ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧを使用し、発電用ガス及び都市ガスを製造するときの要領を説明する。気化器２７で気化された気化ガス（ＮＧ）をガス分離装置５７に、さらに分岐ライン６１を介して熱量調整装置６３に送る。この気化ガスには、重質分が含まれていないので、ガス分離装置５７に送られた気化ガスは、そのまま発電用ガスとして送出する。

ＬＮＧタンク１１ｂに貯蔵のＬＮＧは、メタン濃度が１００％であり、都市ガスとするには、発熱量が不足するので、気化ガスをそのまま都市ガスとして送出することができない。メタン濃度が１００％の気化ガスの場合、ガス分離装置５７に通じても重質分を回収することができないが、このＬＮＧ基地５には、重質分を貯蔵するガスタンク６６を備えるので、ガスタンク６６に貯蔵された重質分とメタン濃度１００％のＬＮＧとから都市ガスを製造する。

ブレンドされたＬＮＧは、ケース１で示したメタン濃度９５％のＬＮＧと同様の要領により発電用ガスを製造する。都市ガスは、ブレンドされたＬＮＧを気化させたガスを送出する。本ケースでは、都市ガスの製造に重質分を添加する必要がないので、ガス分離装置５７で分離した重質分は、そのままガスタンク６６に貯蔵される。

以上のように第５実施形態のＬＮＧ基地５は、気化ガスに含まれる重質分を分離するガス分離装置５７を備え、発電用ガス及び都市ガスを製造するので、第１実施形態のＬＮＧ基地１と同様に、ＬＮＧタンク１１ａ、１１ｂに受け入れるＬＮＧが、特定のＬＮＧに限定されず多様な運転、運用が行える。

なお、上記実施形態において、ガス分離装置５７をバイパスするラインを設け、予め定めるメタン濃度のＬＮＧを受け入れた場合、気化ガスをそのまま発電用ガスとして送出してもよい。また、分岐ライン６１を気化器２７の上流側の混合ライン２１に接続し、ＬＮＧを熱量調整装置６３に送るようにしてもよい。この場合には都市ガスライン７７に気化器を設ける。またＬＮＧタンクの数は、２基に限定されるものではない。

上記実施形態では、気化ガスをガス分離膜に通じてメタンとエタン、プロパン、ブタンなどの重質分とに分離するが、ガス分離膜に代え、液化装置を使用してメタンとエタン、プロパン、ブタンなどの重質分とを分離させてもよい。気化器で気化させた気化ガスを所定の温度、圧力とし、エタン、プロパン、ブタンなどの重質分を液化させ、これらとメタンガスとを分離させてもよい。

また、ガス分離膜に代え、吸着剤を使用し気化ガス中のエタン、プロパン、ブタンなどの重質分を吸着分離させてもよい。第４実施形態と同様な装置構成とし、吸着剤を収納した重質分分離装置に気化ガスを送り、圧力スイング吸着（ＰＳＡ）法、ＰＳＡ法＋温度スイング吸着（ＴＳＡ）法を用いて重質分を吸脱着させるようにしてもよい。吸着剤としては、活性炭が例示される。

以上、第１から第５実施形態に示すように本発明のＬＮＧ基地は、既設のＬＮＧ基地において、基本的に重質分分離設備、分離した重質分をＬＮＧ又は気化ガスに添加し熱量を調整する装置を追設することで実現可能であり、既設のＬＮＧ基地を改造する場合においても、ＬＮＧ基地の稼働設備への影響を最小限とすることができる。

また第１から第５実施形態のＬＮＧ基地では、発電用ガスを発電所に供給する例を示したが、発電用ガスの供給先は発電所に限定されるものではなく、自家用であってもよい。さらに重質分分離装置で分離回収した重質分が、余剰となった場合には、ガス会社等に販売すればよい。重質分は、通常、ＬＮＧよりも高価格で取引きされるため商品価値は高い。

本発明は、上記実施形態に限定されるものではなく、要旨を変更しない範囲で変更して使用することができる。例えば上記実施形態では、２種のＬＮＧの混合をラインブレンドにより行うが、ラインブレンドに代え、ＬＮＧタンク内で２種のＬＮＧを混合させるタンクミキシングを採用することもできる。また重質分分離装置として、加熱器とフラッシュドラムを使用することができる。また第５実施形態の変形例として、ガス分離膜を使用したガス分離装置と吸着剤を使用したガス分離装置とを併用してもよい。

１、２、３、４、５ＬＮＧ基地
１１ａ、１１ｂＬＮＧタンク
１５ａ、１５ｂＬＮＧ払い出しライン
１７ａ、１７ｂＬＮＧポンプ
２１混合ライン
２３、２３ａ、２３ｂ蒸留装置
２５、２５ａ、２５ｂ上部ライン
２７気化器
２９ガスライン
３３連絡ライン
３５混合ライン
３７ａ、３７ｂ混合ライン
３９ａ、３９ｂ重質分吸着装置
４１、４１ａ、４１ｂ下部ライン
５１ａ、５１ｂＢＯＧライン
５５ＢＯＧライン
５７ガス分離装置
６１、６１ａ、６１ｂ分岐ライン
６３熱量調整装置
６５貯蔵タンク
６６ガスタンク
６７増熱剤供給ポンプ
７１増熱剤供給ライン
７３熱量計
７５燃料ライン
７７都市ガスライン
１０１ガスタービン

Claims

ＬＮＧタンクにＬＮＧを受入れ貯蔵し、貯蔵しているＬＮＧを所定の性状に調整し気化ガス、ＬＮＧとして供給するＬＮＧ基地であって、
ＬＮＧ又はＬＮＧを気化させた気化ガスに含まれる高発熱成分である重質分を分離する重質分分離装置及び分離した重質分を貯蔵する重質分貯蔵タンクを有する重質分分離設備と、
ＬＮＧ及び／又はＬＮＧを気化させた気化ガスに前記重質分分離装置で分離した重質分を添加し、熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを製造する燃料製造設備と、
メタンガス又はメタンガスを主成分とする気化ガスを発電用ガスとして供給する発電用ガス供給系統と、
外部から増熱剤を供給することなく、都市ガスとして使用可能な発熱量に調整された熱量調整ガス及び／又は熱量調整ＬＮＧを供給する燃料供給系統と、を備え、
前記発電用ガスが、前記重質分分離装置により重質分が分離されたＬＮＧを気化させた気化ガス、ＬＮＧを気化させた気化ガスから前記重質分分離装置により重質分が分離された気化ガス、受入れたＬＮＧをそのまま気化させた気化ガス、又はこれら気化ガスを混合したガスであることを特徴とするＬＮＧ基地。
前記発電用ガスは、ガスタービン用の燃料であり、メタン濃度が一定の値に制御された気化ガスであることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ基地。
ＬＮＧを受入れ貯蔵するＬＮＧタンク内で発生するＢＯＧが、コンプレッサで昇圧され、前記重質分分離装置により重質分が分離されたＬＮＧを気化させた気化ガス、ＬＮＧを気化させた気化ガスから前記重質分分離装置により重質分が分離された気化ガス、受入れたＬＮＧをそのまま気化させた気化ガス、又はこれら気化ガスを混合したガスと混合され、発電用ガスとして供給されることを特徴とする請求項１又は２に記載のＬＮＧ基地。
２基以上のＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクに貯蔵する２種以上のＬＮＧを所定の割合で混合するＬＮＧ混合手段と、を備え、
前記重質分分離設備は、各ＬＮＧタンク系統の共用設備であり、
前記重質分分離装置は、前記ＬＮＧ混合手段により混合されたＬＮＧ又は前記ＬＮＧ混合手段により混合されたＬＮＧを気化させた気化ガスから重質分を分離可能なことを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載のＬＮＧ基地。
前記ＬＮＧの混合を、ＬＮＧタンク内でＬＮＧを混合するタンクミキシング、ＬＮＧの払い出し系統でＬＮＧを混合するラインブレンドにより行うことを特徴とする請求項４に記載のＬＮＧ基地。
２基以上のＬＮＧタンクを備え、
前記重質分分離装置は、各ＬＮＧタンク系統に設けられ、
重質分を貯蔵する前記重質分貯蔵タンクは、各ＬＮＧタンク系統で共用であることを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載のＬＮＧ基地。
２基以上のＬＮＧタンクを備え、前記ＬＮＧタンクは、ＬＮＧをそのまま気化させた気化ガスを発電用ガスとして供給可能な発電用ＬＮＧのみを受入れる発電用ＬＮＧタンク系統と、発電用ＬＮＧ以外のＬＮＧのみを受入れる非発電用ＬＮＧタンク系統とに区別され、
前記重質分分離設備は、前記非発電用ＬＮＧタンク系統にのみ設置されていることを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載のＬＮＧ基地。
前記重質分分離装置が、蒸留装置、ガス分離膜を備えるガス分離装置、気化ガスを冷却し液化させる液化装置、重質分を吸脱着する重質分着脱装置又は圧力スイング吸着法を使用した吸着装置であることを特徴とする請求項１から７のいずれか１項に記載のＬＮＧ基地。