JP6338517B2 - 可搬式液化天然ガス供給設備 - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガスを蒸発気化させ、ガス状として需要者に供給するための可搬式液化天然ガス供給設備に関するものである。

天然ガスは、天然に存在する化石燃料であり、メタンを主成分とした炭化水素ガスである。上記天然ガスは、主として工業用や発電用のガス燃料に用いられ、産業用の用途も増加する傾向にある。最近は、埋蔵残存量に不安のある重油や灯油に替わって、天然ガスの需要が増加している。

液化天然ガス（以下「ＬＮＧ」という）は、天然ガスを輸送したり貯蔵したりすることを目的として、上記天然ガスを冷却して液化したものである。

北米や中国など、天然ガスの産出が見込まれる大陸においては一般に、ガス状の天然ガスをそのままパイプラインを用いて運搬し供給する。近隣地域での産出が少ない日本やアジア諸国などでは、天然ガスを液化したＬＮＧとして運搬し貯蔵することが行われる。

上記ＬＮＧの運搬と貯蔵は、一般的につぎのように行われる。まず、ＬＮＧをタンカーなどで海上輸送し、ＬＮＧ受入基地（「一次基地」ともいう）へ陸揚げする。その後、ＬＮＧ用のタンクローリによって使用場所の近辺に設置したＬＮＧサテライト設備（「サテライト基地」ともいう）まで陸上運搬される。

上記ＬＮＧサテライト設備は、ＬＮＧの貯蔵と供給を兼ね備えた設備である。上記ＬＮＧサテライト設備は一般に、貯槽、加圧蒸発器、気化器などを備えて構成される。

このようなＬＮＧサテライト設備に関する先行技術文献として、下記の特許文献１および特許文献２が存在する。

特開２０１３−９２１８４号公報 特開２００７−８５４０３号公報

〔設置工事に関する問題〕
上述したＬＮＧサテライト設備を設置する際、配管や機器の位置合わせを精度よく行うことが要求される。上記配管としては、液状のＬＮＧを貯槽から気化器に移送する配管、気化器で気化したガス状の天然ガスを供給する配管などがある。これらの配管には、圧力計や流量計などの機器を介在させる必要がある。これらの配管や機器は、ガス漏れを起こさない状態に設置しなければならない。このため、上記配管や機器は、高さ方向や水平方向における位置合わせ精度を高くして溶接することが要求される。

ところが、上記ＬＮＧサテライト設備の設置工事は、一般に屋外での作業となる。したがって溶接作業も天候の影響を受け、精度を確保しながら作業するのが困難である。組立後の耐圧検査や気密検査なども同様である。このように、上記ＬＮＧサテライト設備の設置工事には大変な手間がかかるという問題がある。

〔特許文献１〕
上記特許文献１では、ＬＮＧサテライト設備を設置する工事において、屋外での作業を減らす工夫がなされている。
すなわち上記特許文献１には、つぎの開示がある。
〔００１５〕図１および図２に示すように、本実施形態のＬＮＧサテライト設備Ｘは、液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵する貯槽ユニット１と、ＬＮＧを気化する気化ユニット３と、配管ユニット２とを備えて構成されており、屋外の据え付け場所に設置固定されたものである。
〔００１８〕配管ユニット２は、貯槽ユニット１からのＬＮＧを気化ユニット３に移送するためのＬＮＧ用配管２１と、気化ユニット３から導出されるガス状の天然ガスを通すガス用配管２２とを備えて構成されている。
〔００２０〕本実施形態において、配管ユニット２は、例えば図２〜図４によく表れているように、下段部２３Ａおよび上段部２３Ｂを有する２段式の架台２３を備えており、上記したＬＮＧ用配管２１およびガス用配管２２は、架台２３に組み込まれている。より詳細には、ＬＮＧ用配管２１は、架台２３の下段部２３Ａに配置され、ガス用配管２２は架台２３の上段部２３Ｂに配置されている。
〔００２１〕架台２３の下段部２３Ａと上段部２３Ｂの間には、板材２３１が設けられている。

上記特許文献１記載の技術では、設置時間をある程度短縮できるものの、依然として組立作業の多くを設置現場の屋外で行う必要がある。したがって、設置工事に手間がかかるという問題は依然として解決されていない。

〔設備規模に関する問題〕
ＬＮＧサテライト設備は、全て同程度の規模ではない。つまり、ユーザーによる継続的なＬＮＧの必要量に応じ、大規模のものや中小規模のものが設置される。具体的には、貯槽や供給能力を、ユーザーに応じた規模となるよう設計する。

このとき、貯槽の貯蔵量が３ｔ以上の規模になると、耐震設計とすることが義務づけられている。したがって、この規模のＬＮＧサテライト設備は、基礎部分および各パーツなどに耐震設計のものを採用しなければならない。

貯槽の貯蔵量が３ｔ未満ですむ中小規模のユーザーは、耐震設計の義務はなくなる。しかしながら、そのような中小規模のＬＮＧサテライト設備であっても、基本的には貯蔵量３ｔ以上の規模に準じた設計や構成が採用される。つまり、それだけ設置工事に手間がかかるのである。

〔特許文献２〕
上記特許文献２は、天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地が開示されている。
すなわち上記特許文献２には、つぎの開示がある。
〔００１７〕大型ＬＮＧ貯蔵タンク３２のＬＮＧは、後述するバルクコンテナ１０に充填される。ＬＮＧが充填されたバルクコンテナ１０は荷揚げ桟橋に運ばれ、コンテナクレーンによってバージ船（汎用船）１８に積載される。一隻のバージ船１８には数個から数十個のバルクコンテナ１０が積み込まれ、荷崩れ等を防止するために一般的に用いられているコンテナ固定器具（図示せず）によって連結された状態で船体に固定される。積み込みが完了した後に、バージ船１８はバルクコンテナ１０を、サテライト基地２４の最寄りの貨物港２２（受け入れ港）まで海上輸送する。貨物港２２では積み込み作業と逆の手順で、コンテナ固定器具の解除した後に、コンテナクレーンを用いてバルクコンテナ１０を荷下ろしする。貨物港２２に荷下ろしされたバルクコンテナ１０は、コンテナ輸送に用いられる一般的なトレーラー２０に乗せ代えられて、液化天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地２４まで輸送される。
〔００１９〕ここでバルクコンテナ１０は、図２に示すように、ＬＮＧを超低温に保持するための断熱構造を有する略楕円柱形上のバルク容器１６を、鉄骨材で直方体形状に形成したラーメン構造のコンテナ本体３４の内部に寝かせた状態で固定したものである。このバルク容器１６は、従来のタンクローリー車のタンク部分（バルク容器）と同様の構造である。図からもわかるように、コンテナ本体３４には鉄骨材の筋交いおよび垂直材が補強のために取り付けられている。バルク容器１６はコンテナ本体３４に内包されているが、その全体が覆われているわけではないので外部からその状態を観察することができる。その一方、バルク容器１６がコンテナ本体によって保護されているので、バルクコンテナ１０をトレーラー２０に搭載して輸送している際に、トレーラー２０が万一交通事故等にあったとしても、従来のバルク容器がむき出しになった状態のタンクローリー車と比べてバルク容器１６が破損する危険性を少なくすることができる。
〔００２０〕輸送されたバルクコンテナ１０は、そのままサテライト基地２４に一時的に設置される（図１参照）。設置されたバルクコンテナ１０は、従来の各サテライト基地に建設されていたＬＮＧタンク６を兼用するものである。したがって、従来のように各サテライト基地にＬＮＧタンクを建設する必要がなくなり、サテライト基地の設備及び運転費用を低減することができる。
〔００２１〕バルクコンテナのサテライト基地への設置は、トレーラーの荷台から下ろしたバルクコンテナ１０をサテライト基地に設けた基礎台の上に載置して、バルクコンテナのみをＬＮＧタンクとして使用もよいし（図示せず）、図１に示すようにトレーラーの台車部分４２全体を切り離し、車輪３６と支持台３８を用いてサテライト基地２４にこれを固定し、トレーラーの台車部分４２とバルクコンテナ１０を一体的にＬＮＧタンクとして使用してもよい。
〔００２２〕設置されたバルクコンテナ１０はガス管２６に接続され、バルク容器１６内に貯蔵されたＬＮＧはガス管２６を通して加圧蒸発器およびＬＮＧ気化器８で気化された後に、バッファタンク９を介して需要家１４の天然ガス利用設備２８に供給される。

ところが、特許文献２に開示されたサテライト基地２４では、加圧蒸発器、ＬＮＧ気化器８およびバッファタンク９等の設備を設置しなければならない。このようなサテライト基地２４も特許文献１と同様に、基本的には貯蔵量３ｔ以上の規模に準じた設計や構成が採用される。したがって、設置工事に手間がかかるという問題は依然として解決しない。

〔目的〕
本発明は、上記の課題を解決するためつぎの目的をもってなされたものである。
設置工事の手間を大幅に簡略化した可搬式液化天然ガス供給設備を提供する。

請求項１記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、上記目的を達成するため、つぎの構成を採用した。
液化天然ガスを貯留する貯留タンクと、
上記貯留タンクから取り出された上記液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
上記気化手段で気化された上記天然ガスの一部を上記貯留タンクに戻し、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
上記気化手段で気化された上記天然ガスの残部を天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する減圧手段とを備え、
上記気化手段は、
上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第１の加温塔と、
上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第２の加温塔から構成され、
上記貯留タンク、上記第１の加温塔と第２の加温塔から構成された気化手段、上記加圧手段および上記減圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段とを備えている。

請求項２記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項１記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記第１の加温塔と第２の加温塔は、両者を並行して使う使用状態と、両者を切り換えて使う使用状態が、選択可能に構成されている。

請求項１記載の発明は、上記貯留タンク、上記第１の加温塔と第２の加温塔から構成された気化手段、上記加圧手段および上記減圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段を備えている。
このように、液化天然ガス供給設備をひとつのユニットにすることで、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なってユニットを作りあげ、それをユニットごと設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、べた基礎のうえにユニットを設置すればほとんど済んでしまう。つまり、設置現場において、配管や機器の取り付けといった作業は、屋外ですることがなくなり、天候などに左右されることがない。このように、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、設置工事の手間を大幅に簡略化することができるのである。特に、貯留タンクの容量が３ｔ未満でよい中小規模のユーザーは、耐震設計にする必要がないことから、耐震用の基礎部分を作る必要がないため、容易に可搬式にできる。

請求項１記載の発明はまた、上記ユニットに加圧手段を備えるため、ＬＮＧの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段がなければ、貯留タンクからのＬＮＧの取り出しは、貯留タンクの内圧だけに頼ることになる。そうすると、つぎの２つの問題が発生する。
第１は、貯留タンク内のＬＮＧがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのＬＮＧを補充しなければならなくなることである。本発明は加圧手段を備えているので、貯留タンク内のＬＮＧがなくなるまで取り出してから、つぎのＬＮＧを補充すればよい。
第２は、貯留タンク内からＬＮＧを取り出す内圧が、環境温度の影響を受けることである。たとえば、夏場は貯留タンク内からＬＮＧを取り出しやすく、冬場は貯留タンク内からＬＮＧを取り出しにくい。本発明は加圧手段を備えているので、貯留タンク内のＬＮＧを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
さらに請求項１記載の発明は、上記気化手段は、上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第１の加温塔と、
上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第２の加温塔から構成されている。
したがって、熱交換のための加熱媒体の供給系統などを共用化でき、部品点数を節減するとともに、設備を簡素化できる。

請求項２記載の発明は、上記第１の加温塔と第２の加温塔は、両者を並行して使う使用状態と、両者を切り換えて使う使用状態が、選択可能に構成されている。
たとえば、天然ガスの消費量が一時的に増加したときは、第１の加温塔と第２の加温塔を並行して使う。これにより、一時的な天然ガスの消費が増加することに対応することができる。また、第１の加温塔と第２の加温塔をメンテナンスするときは、一方を停止してメンテナンスするあいだ、他方だけを使用する。これにより、装置全体を停止することなく、第１の加温塔と第２の加温塔をメンテナンスすることができる。

本発明の第１実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備の主として外観構造を説明する図である。 上記第１実施形態の主として配管構造を説明する図である。

つぎに、本発明を実施するための形態を説明する。
図１および図２は、本発明が適用された可搬式液化天然ガス供給設備を示す第１実施形態である。図１は主として外観構造を示し、（Ａ）は平面図、（Ｂ）は正面図である。図２は主として配管構造を示す。

〔全体構成〕
本実施形態は、貯留タンク１と、気化手段２と、加圧手段３と、減圧手段４と、ユニット手段５とを備えて構成されている。

〔貯留タンク〕
上記貯留タンク１は、液化天然ガスを貯留する。上記貯留タンク１は、低温液化ガスを貯留する真空断熱タイプのものを使うことができる。上記貯留タンク１には、ＬＮＧを充填する充填口１４つきの充填路１５が接続されている。上記貯留タンク１にＬＮＧを充填するときは、たとえばタンクローリ１２から充填口１４にフレキシブルホース１９を接続して行う。タンクローリ１２よりＬＮＧを貯留タンク１に圧送する。圧送の方法としては、たとえば、タンクローリ１２に低温ポンプ１３を搭載し、それを用いて圧送する方法を採用することができる。また、低温ポンプ１３を搭載しないタンクローリ１２内をあらかじめ高圧にしておき、圧力差で圧送する方法も採用できる。タンクローリ１２に搭載した低温ポンプ１３を用いる方法によれば、小分け配送したときにガスのロスが少なくなる。

この例では、上記貯留タンク１は、略円筒状の横型である。直径が２４７４ｍｍ、軸方向の長さが２７６０ｍｍ、容量は７０００Ｌのものを例示した。上記貯留タンク１を横型とすることにより、ユニットを輸送するときの高さ制限をクリアできる。上記ユニット手段５によってユニット化することにより、全体にコンパクトに収まる。容量は３ｔ未満のものが好ましい。耐震設計が義務づけられておらず、ユニット手段５によるユニット化が行いやすいからである。また、設置現場へのユニットの設置も行いやすい。

〔気化手段〕
上記気化手段２は、上記貯留タンク１から取り出された上記液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。

本実施形態では、上記気化手段２は２基の加温塔２ａ，２ｂから構成される。上記各加温塔２ａ，２ｂには、それぞれスチームを導入するスチーム導入路１６ａ，１６ｂが接続されている。各加温塔２ａ，２ｂの内部に導入されたスチームは、後述する熱交換によって冷却されて温水となる。各加温塔２ａ，２ｂの内部は、熱交換の程度により、スチームと温水の少なくともいずれかで満たされる。

第１の加温塔２ａには、第１の熱交換部２４ａと第２の熱交換部２５ａが設けられている。上記第１の熱交換部２４ａと第２の熱交換部２５ａは、第１の加温塔２ａの内部に満たされたスチームや温水と接触する。

上記第１の熱交換部２４ａには、貯留タンク１に接続された第１液体取出路２１で取り出されたＬＮＧが通される。上記第１の熱交換部２４ａを通過するＬＮＧは、第１の加温塔２ａの内部に満たされたスチームや温水と熱交換して気化し、天然ガスとなる。第１の熱交換部２４ａから出てきた天然ガスは、ガス供給路２３を通って減圧手段４に導入される。

上記第２の熱交換部２５ａには、貯留タンク１に接続された第２液体取出路２２で取り出されたＬＮＧが通される。上記第２の熱交換部２５ａを通過するＬＮＧは、第１の加温塔２ａの内部に満たされたスチームや温水と熱交換して気化し、天然ガスとなる。第２の熱交換部２５ａから出てきた天然ガスは、加圧手段３に導入される。

第２の加温塔２ｂには、第１の熱交換部２４ｂと第２の熱交換部２５ｂが設けられている。上記第１の熱交換部２４ｂと第２の熱交換部２５ｂは、第２の加温塔２ｂの内部に満たされたスチームや温水と接触する。

上記第１の熱交換部２４ｂには、貯留タンク１に接続された第１液体取出路２１で取り出されたＬＮＧが通される。上記第１の熱交換部２４ｂを通過するＬＮＧは、第２の加温塔２ｂの内部に満たされたスチームや温水と熱交換して気化し、天然ガスとなる。第１の熱交換部２４ｂから出てきた天然ガスは、ガス供給路２３を通って減圧手段４に導入される。

上記第２の熱交換部２５ｂには、貯留タンク１に接続された第２液体取出路２２で取り出されたＬＮＧが通される。上記第２の熱交換部２５ｂを通過するＬＮＧは、第２の加温塔２ｂの内部に満たされたスチームや温水と熱交換して気化し、天然ガスとなる。第２の熱交換部２５ｂから出てきた天然ガスは、加圧手段３に導入される。

上記第１の加温塔２ａと第２の加温塔２ｂは、並行して使う場合と、切り換えて使う場合がある。たとえば、天然ガスの消費量が一時的に増加したときは、第１の加温塔２ａと第２の加温塔２ｂを並行して使う。これにより、一時的な天然ガスの消費が増加することに対応することができる。また、第１の加温塔２ａと第２の加温塔２ｂをメンテナンスするときは、一方を停止してメンテナンスするあいだ、他方だけを使用する。これにより、装置全体を停止することなく、第１の加温塔２ａと第２の加温塔２ｂをメンテナンスすることができる。

このように、第１の加温塔２ａは、上記第１の熱交換部２４ａで上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスを発生させ、上記第２の熱交換部２５ａで上記加圧手段３を介して上記貯留タンク１に戻す天然ガスを発生させる。
同様に、第２の加温塔２ｂは、上記第１の熱交換部２４ｂで上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスを発生させ、上記第２の熱交換部２５ｂで上記加圧手段３を介して上記貯留タンク１に戻す天然ガスを発生させる。

すなわち、上記気化手段２は、上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段３を介して上記貯留タンク１に戻す天然ガスとを、共通の媒体との熱交換により発生させる。

上記第１の加温塔２ａで発生させる、貯留タンク１を加圧するための天然ガスの発生圧力は、例えば０．３ＭＰａ程度である。
上記第２の加温塔２ｂで発生させる、上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスの発生圧力は、例えば０．３ＭＰａ程度である。

〔加圧手段〕
上記加圧手段３は、上記気化手段２で気化された上記天然ガスの一部を上記貯留タンク１に戻し、上記貯留タンク１に対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するためのものである。

上記加圧手段３は、加圧路１７と圧力調整弁２０とを含んで構成される。上記加圧路１７は、上記第１の加温塔２ａにおける第２の熱交換部２５ａから出た天然ガスを貯留タンク１に戻し、貯留タンク１内を加圧するためのものである。また、上記加圧路１７は、上記第２の加温塔２ｂにおける第２の熱交換部２５ｂから出た天然ガスを貯留タンク１に戻し、貯留タンク１内を加圧するためのものである。上記圧力調整弁２０は、上記加圧路１７に設けられて、貯留タンク１内に戻す天然ガスの圧力を調整する。上記圧力調整弁２０による圧力の調整は、一次側と二次側の圧力差に基づいて自力式で調整を行っている。この圧力調整により、貯留タンク１内の圧力を一定の範囲内になるよう制御する。上記加圧路１７に、天然ガスを放出する放出筒１１が分岐している。

上記加圧手段３によって天然ガスを戻すことにより、加圧された貯留タンク１の内部圧力を例えば０．３〜０．４ＭＰａに設定することができる。

上記加圧手段３による貯留タンク１内の加圧により、第１液体取出路２１からのＬＮＧの取出しが行われる。また、第２液体取出路２２からのＬＮＧの取り出しは、差圧によって行われる。

〔減圧手段〕
上記減圧手段４は、上記気化手段２で気化された上記天然ガスの残部を天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する。

上記減圧手段４は、上記ガス供給路２３に設けられた減圧弁を含んで構成される。上記減圧手段４を介して天然ガス使用設備に対して供給する天然ガスの供給圧力は、例えば０．１ＭＰａ程度に設定される。

〔パージガス〕
本実施形態は、上記充填口１４およびフレキシブルホース１９内をパージするためのパージガス用のパージガスボンベ２７と、パージガスボンベ２７から取り出したパージガスを一時的に貯留するバッファタンク２６を備えている。上記パージガスとしてたとえば窒素ガスを用いることができる。上記パージガスの一部は、弁の開閉動作などの計装用としても用いられる。

〔ユニット手段〕
上記ユニット手段５は、上記貯留タンク１、上記気化手段２、上記加圧手段３および上記減圧手段４を搬送可能なユニットにする。

上記ユニット手段５は、この例では、上記貯留タンク１、上記気化手段２、上記加圧手段３、上記減圧手段４およびパージガスボンベ２７等が取り付けられる長方形の基台である。上記ユニット手段５上に、上記貯留タンク１、上記気化手段２およびパージガスボンベ２７等が搭載されて固定される。必要な配管と上記加圧手段３および上記減圧手段４等の機器が接続される。

〔運用〕
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備は、ＬＮＧの貯蔵量が３ｔ以下の中小規模ユーザー向けのＬＮＧサテライト設備として、貯留タンク１と気化手段２と加圧手段３と減圧手段４を、ひとつのユニットとして構成している。このユニットを工場などの屋内で作製し、完成したユニットをそのままユーザーの敷地まで搬送して設置する。

本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備では、たとえばつぎのようにして貯留タンク１にＬＮＧを補充することができる。
一次基地でタンクローリ１２にＬＮＧを充填し、このタンクローリ１２を走らせて、充填したＬＮＧを各地の可搬式液化天然ガス供給設備まで陸上輸送する。可搬式液化天然ガス供給設備では、タンクローリ１２と充填口１４をフレキシブルホース１９で接続し、タンクローリ１２に搭載された低温ポンプ１３により、ＬＮＧを貯留タンク１に圧送する。貯留タンク１に対して必要量のＬＮＧを補充しおわると、つぎの可搬式液化天然ガス供給設備までタンクローリ１２を走らせて、充填したＬＮＧを輸送する。

〔実施形態の効果〕
本実施形態は、つぎの効果を奏する。
本実施形態は、上記貯留タンク１、上記気化手段２、上記加圧手段３および上記減圧手段４を搬送可能なユニットにするユニット手段５を備えている。
このように、液化天然ガス供給設備をひとつのユニットにすることで、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なってユニットを作りあげ、それをユニットごと設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、べた基礎のうえにユニットを設置すればほとんど済んでしまう。つまり、設置現場において、配管や機器の取り付けといった作業は、屋外ですることがなくなり、天候などに左右されることがない。このように、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、設置工事の手間を大幅に簡略化することができるのである。特に、貯留タンクの容量が３ｔ未満でよい中小規模のユーザーは、耐震設計にする必要がないことから、耐震用の基礎部分を作る必要がないため、容易に可搬式にできる。

本実施形態はまた、上記ユニットに加圧手段３を備えるため、ＬＮＧの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段３がなければ、貯留タンク１からのＬＮＧの取り出しは、貯留タンク１の内圧だけに頼ることになる。そうすると、つぎの２つの問題が発生する。
第１は、貯留タンク１内のＬＮＧがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのＬＮＧを補充しなければならなくなることである。本発明は加圧手段３を備えているので、貯留タンク１内のＬＮＧがなくなるまで取り出してから、つぎのＬＮＧを補充すればよい。
第２は、貯留タンク１内からＬＮＧを取り出す内圧が、環境温度の影響を受けることである。たとえば、夏場は貯留タンク１内からＬＮＧを取り出しやすく、冬場は貯留タンク１内からＬＮＧを取り出しにくい。本発明は加圧手段３を備えているので、貯留タンク１内のＬＮＧを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。

本実施形態は、上記気化手段２は、上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段３を介して上記貯留タンク１に戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により気化させる。
したがって、熱交換のための加熱媒体の供給系統などを共用化でき、部品点数を節減するとともに、設備を簡素化できる。

〔変形例〕
以上は本発明の特に好ましい実施形態について説明したが、本発明は図示した実施形態に限定する趣旨ではなく、各種の態様に変形して実施することができ、本発明は各種の変形例を包含する趣旨である。

１：貯留タンク
２：気化手段
２ａ：第１の加温塔
２ｂ：第２の加温塔
３：加圧手段
４：減圧手段
５：ユニット手段
１１：放出筒
１２：タンクローリ
１３：低温ポンプ
１４：充填口
１５：充填路
１６ａ：スチーム導入路
１６ｂ：スチーム導入路
１７：加圧路
１８：圧力計
１９：フレキシブルホース
２０：圧力調整弁
２１：第１液体取出路
２２：第２液体取出路
２３：ガス供給路
２４ａ：第１の熱交換部
２４ｂ：第１の熱交換部
２５ａ：第２の熱交換部
２５ｂ：第２の熱交換部
２６：バッファタンク
２７：パージガスボンベ

Claims (2)

1. 液化天然ガスを貯留する貯留タンクと、
   上記貯留タンクから取り出された上記液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
   上記気化手段で気化された上記天然ガスの一部を上記貯留タンクに戻し、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
   上記気化手段で気化された上記天然ガスの残部を天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する減圧手段とを備え、
   上記気化手段は、
   上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第１の加温塔と、
   上記天然ガス使用設備に供給する天然ガスと、上記加圧手段を介して上記貯留タンクに戻す天然ガスとを、共通の加熱媒体との熱交換により発生させる第２の加温塔から構成され、
   上記貯留タンク、上記第１の加温塔と第２の加温塔から構成された気化手段、上記加圧手段および上記減圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段とを備えている
   ことを特徴とする可搬式液化天然ガス供給設備。
2. 上記第１の加温塔と第２の加温塔は、両者を並行して使う使用状態と、両者を切り換えて使う使用状態が、選択可能に構成されている
   請求項１記載の可搬式液化天然ガス供給設備。

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