JP6512888B2

JP6512888B2 - 液化天然ガス（ｌｎｇ）設備の運転制御装置

Info

Publication number: JP6512888B2
Application number: JP2015061239A
Authority: JP
Inventors: 眞輝山下; 飯田　淳; 淳飯田; 博之西上
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2015-03-24
Filing date: 2015-03-24
Publication date: 2019-05-15
Anticipated expiration: 2035-03-24
Also published as: JP2016180466A

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管を備え、
前記受入管に立上り管部及び横行管部を備えるとともに、前記立上り管部及び横行管部を経て前記貯蔵タンクの上部側に導かれたＬＮＧを貯蔵タンク内に受入れる構成で、
前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる受入循環管を備え、
前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受入管を介して受け入れる受入通常モードと、前記受入通常モードより圧力が高い加圧状態で前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受け入れる加圧循環モードとの間で、前記貯蔵タンクの配管の圧力を変更するＬＮＧ設備の運転制御装置に関する。

近年、ＬＮＧ設備においては、貯蔵タンクとして所謂ＰＣタンクが採用さている。このＰＣタンクは安全性、経済性、大容量化の点で優れており、順次その数が増加している。
ＰＣタンクは側板にノズルがなく、ノズルが全て屋根に設けられているため、受入管に立上り管部及び横行管部を備える構造となり、立上り管部は、その鉛直方向の距離が長いためガイザリングが起こりやすい構造となっている。

一方、最近、超高圧ポンプ（３ＭＰａ以上）を直接ＬＮＧタンク内に設置できる技術が開発されており、このポンプを採用するとセカンダリシステムが不要となり、コストダウンが可能であるが、このような超高圧ＬＮＧを冷却用のＬＮＧとして用いれば、高圧ＬＮＧは既に温度が高い状態であるため、ガイザリングが発生する。特許文献１及び文献２に開示の方式では、ポンプが超高圧ポンプの場合はガイザリングが発生するため加圧循環モードに戻すことができないことや立上り配管の圧力制御の手法が明らかでなくガイザリングを充分に防止しながら、効率の良い運転をすることができないという課題があった。

特開平７−１１９８９３号公報特開２００８−５１２８７号公報

解決しようとする課題の１つは、超高圧のＬＮＧポンプであっても冷却保持できるＬＮＧ設備の運転制御装置の提供である。
また、本発明の課題は、加圧ＬＮＧ置換モードから受入通常モードに変更する場合には、受入管の圧力を実質的にタンク圧力の５〜１５Ｐａｇとなるまで低下させる必要があり、加圧状態で温度が高くなっているため、ガイザリングが発生しやすい状況である。

本発明の目的は、加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更において、ガイザリングを発生することなく、迅速かつ確実に状態変更を行えるＬＮＧ設備の運転制御装置を提供することにある。

上記の課題を解決するため、請求項１に係る発明は、
液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管を備え、
前記受入管に立上り管部及び横行管部を備えるとともに、前記立上り管部及び横行管部を経て前記貯蔵タンクの上部側に導かれたＬＮＧを貯蔵タンク内に受入れる構成で、
前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる受入循環管を備え、
前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受入管を介して受け入れる受入通常モードと、前記受入通常モードより圧力が高い加圧状態で前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受け入れる加圧循環モードとの間で、前記貯蔵タンクの配管の圧力を変更するＬＮＧ設備の運転制御装置であって、
前記受入循環管に循環側制限オリフィスを設けるとともに、前記横行管部に圧力調節弁に対して並列に受入側制限オリフィスを設け、
前記受入通常モードを行うに先立って、受入管をＬＮＧにより置換する加圧ＬＮＧ置換モードを行う点を特徴とする。

すなわち、前記受入循環管に循環側制限オリフィスを、前記横行管部に前記圧力調節弁に対して並列に受入側制限オリフィスを立ち上がり管上部の圧力が循環するＬＮＧの予測温度から求めた蒸気圧以上になるようにかつ、立ち上がり管下部の圧力を上記の立ち上がり管上部圧力に液ヘッドを追加した圧力となるように設ける。これにより、前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる際に受入循環管の内部は、オリフィスにより降圧した圧力でもガイザリングが発生しない圧力での加圧状態となり安定した運転が継続できる。
また、この状態から受入通常モードを行うに先立って、受入管を温度の低いＬＮＧにより置換する加圧ＬＮＧ置換モードを行う際にも、受入管及び受入循環管の内部は、十分に内圧を高めた状態を保ったまま温度が少し上がってるＬＮＧを温度の低いＬＮＧに置換することができ、加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更において、ガイザリングを発生することなく、迅速かつ確実に状態変更を行えることになる。

また、上記課題を解決するため、請求項２にかかる発明は、
液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管を備え、
前記受入管に立上り管部及び横行管部を備えるとともに、前記立上り管部及び横行管部を経て前記貯蔵タンクの上部側に導かれたＬＮＧを貯蔵タンク内に受入れる構成で、
前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる受入循環管を備え、
前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受入管を介して受け入れる受入通常モードと、前記受入通常モードより圧力が高い加圧状態で前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受け入れる加圧循環モードとの間で、前記貯蔵タンクの配管の圧力を変更するＬＮＧ設備の運転制御装置であって、
前記立上り管部に温度検出部を設け、
前記立上り管部の上部で、前記横行管部の入口部位に圧力検出部を設け、
当該圧力検出部の設置位置より貯蔵タンク側に圧力調節弁を設け、
前記温度検出部及び前記圧力検出部からの検出情報に従って、前記圧力調節弁を動作制御する構成で、
ＬＮＧの沸点の特性を圧力及び温度で表した沸点特性線を、圧力差が２０ｋＰａｇから４０ｋＰａｇの範囲となるように高圧力側に平行移動させた、若しくは温度差が２℃から４℃の範囲となるように低温度側に平行移動させた降圧制御特性線を備え、
前記加圧循環モードから前記受入通常モードへ移行する加圧ＬＮＧ置換モードにおいて、
前記圧力検出部、前記温度検出部が検出した圧力及び温度が上記降圧制御特性線上に至るまで前記圧力調節弁を徐々に開弁制御し、検出する圧力及び温度が前記降圧制御特性線上に到達した段階で、前記圧力調節弁の開弁制御を停止する降圧制御手段を備えたことを特徴とする。

本願に係るＬＮＧ設備には、加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更において働く、制御手段が備えられる。この運転制御装置は、ＬＮＧの沸点の特性を圧力及び温度で表した沸点特性線（飽和線）を高圧力側若しくは低温度側に所定余裕分平行移動させた降圧制御特性線を基準に働く手段であり、加圧状態にある貯蔵タンク内のＬＮＧを順次、受入循環管を介して受入管内に導入しながら、圧力調節弁の制御を行って系の降圧を図っていく。圧力調節弁の開弁を行ないＬＮＧの受入管への再循環をおこなうと、圧力降下が先に進み、温度降下が順次進むが、この状態で、圧力検出部及び温度検出部でモニターされており、立上り管部上位置における圧力が降圧制御特性線に到達した段階で、圧力調節弁の開弁動作を自動的に停止する。よって、下限圧力が前記降圧制御特性線上の圧力とされガイザリングを発生する状態までＬＮＧが状態変化することはない。即ち、加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更を、ガイザリングを防止して迅速、安全かつ自動で加圧循環モードから徐々に行なえる。

受入通常モードから加圧循環モードに変更する手順について以下に説明する。
例えばＬＮＧ輸送を行う船に搭載される（以下船側と呼ぶ）のＬＮＧポンプを停止し、受入用バルブを閉止した状態は、配管内の状態は過冷却状態で低い温度となっており、閉止してすぐさまにガイザリング現象が生じる状況ではないが、上記構成の設備であれば、受入循環管に設置された遮断弁を開とすることにより、受入管をＬＮＧにより置換される際、制限オリフィスで受入配管内部が加圧される。すると受入配管が加圧されているため、ＬＮＧの沸点温度が上昇し、受入循環管中のガスの発生がなく、ガイザリングの発生は回避され、安定状態となる。また、オリフィスを流れる流量も一定のため、大きな温度上昇も生じず時間をおけば安定したものとなる。すなわち、オリフィスを設けるだけの非常に簡便な構成の変更で、簡便な操作によっても、安全で確実な運転が可能となる。

また、加圧循環モードから受入通常モードに変更する加圧ＬＮＧ置換モードについて以下に説明する。

加圧循環モードでは、配管内を加圧して、かつ温度が少し上昇している状況でＬＮＧが配管内を循環している状態である。この際にむやみに弁を開とすると、圧力が降下し、配管内のＬＮＧが気化し、更に液圧がなくなることで連続的にガス化が発生する。これがガイザリング現象である。そのためには、受入通常モードに移行する前に、船側のポンプなどを起動し、圧力低下が容易に起こらないように圧力をかけておくことが必要である。

このＬＮＧ設備の運転制御装置は、ＬＮＧの沸点の特性を圧力及び温度で表した沸点特性線（飽和線）を高圧力側若しくは低温度側に所定余裕分平行移動させた降圧制御特性線を基準に働く手段であり、加圧循環モードにある貯蔵タンク内のＬＮＧを順次、受入循環管を介して受入管内に導入しながら、圧力調節弁の制御を行って系の降圧を図っていく。圧力調節弁の開弁を行ないＬＮＧの受入管への再循環をおこなうと、圧力降下が先に進み、温度降下が順次進むが、この状態で、圧力検出部及び温度検出部でモニターされており、立上り管部上位置における圧力が降圧制御特性線に到達した段階で、圧力調節弁の開弁動作を自動的に停止する。よって、下限圧力が前記降圧制御特性線上の圧力とされガイザリングを発生する状態までＬＮＧが状態変化することはない。即ち、加圧循環状態から受入通常モードへの状態変更を、ガイザリングを防止して迅速、安全かつ自動で加圧循環モードから徐々に行なえる。

ここで、この加圧循環モードから受入通常モードへの制御の圧力範囲としては、立上り配管上部で２５０ｋＰａｇ（加圧状態）から５ｋＰａｇ（通常状態）の範囲を対象とすることが好ましい。立上り配管上部では例えば１００ｋＰａｇの加圧をすると、立上り配管下部では液圧の関係で更に加圧される。立ち上がり配管高さが仮に４０ｍとすると、立上り配管下部では３００ｋＰａｇ程度の圧力で加圧される。
尚、この構成にあっては、ガイザリングを起こすことなく、さらに、過度の圧力をかけることなく、加圧循環モードから受入通常モードへの移行を実現できる。
余裕分の圧力差が圧力差で２０ｋＰａｇから４０ｋＰａｇの範囲の場合、対応する温度差は温度差で２℃から４℃の範囲となる。

請求項３に係る発明は、上記いずれかの構成において、
前記降圧制御手段により前記圧力調節弁を開弁制御して前記検出する圧力及び温度が前記降圧制御特性線上に到達している状態で、前記温度検出部より検出される温度が所定の降温温度以上低下するまで前記圧力調節弁の開弁制御を停止する降温制御手段を備え、
前記温度検出部より検出される温度が所定の降温温度以上低下した後、前記降圧制御手段による制御を再開することにある。

所定の降圧動作の後、圧力調節弁の開弁動作を停止し、その状態を保持する。
この状態では、液置換が完了していることから立上り管部での降温が進む。そして、所定降温温度の低下を待って、再度、降圧制御手段による降圧動作を行う。
このようにして加圧循環モードから受入通常モードでの移行を、ガイザリングを起こすことなく容易且つ確実に実行することができる。

本発明に係るＬＮＧ受入設備の概略構成を模式的に示す図受入通常モードの説明図加圧循環モードの説明図加圧ＬＮＧ置換モードの説明図沸点特性線（飽和線）を示す図降圧制御手段及び降温制御手段による制御状態を示す説明図

以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。

図１は、本発明に係るＬＮＧ設備の一例としてのＬＮＧ受入基地の概略を模式的に示す構成図である。
ＬＮＧ受入基地１は、低温のＬＮＧを貯蔵するための貯蔵タンク２（ＰＣタンクである）と、ＬＮＧ船３で運搬されたＬＮＧを桟橋から貯蔵タンク２まで輸送するための受入管４と、貯蔵タンク２に貯蔵するＬＮＧをＬＮＧ気化器４３に輸送するための払出管５と、貯蔵タンク２内のＬＮＧを受入管４に通して循環させるための受入循環管６と、貯蔵タンク２内のＢＯＧ（ボイルオフガス）を貯蔵タンク２外に排出するためのＢＯＧ管７とを主として備える。

受入管４には、その上流側に位置する棧橋にＬＮＧ受入用のローディングアーム１１が設けられており、ローディングアーム１１から貯蔵タンク２に向けて略水平に延びる第１の水平部４ａと、その第１の水平部４ａから上方に略垂直に延びる立上り部４ｂと、その立上り部４ｂからタンク２頂部に向けて略水平に延びる第２の水平部４ｃとを有し、その下流側はタンク２上部に接続されている。この立上り部４ｂが本願にいう「立上り管部」であり、第２の水平部４ｃが本願にいう「横行管部」である。

第１の水平部４ａには、受入管４内で発生したＬＮＧの気化ガスを排出するためのガス貯め１２が設けられており、液位検出器１４の検出結果に基づき液位を一定に維持するように液位調節弁１６を開閉操作し、受入管４内の気化ガスをガス抜き管１８を介して排出可能となっている。

第１の水平部４ａには、ＬＮＧの受入操作に関してローディングアーム１１側との連通を切り替える受入操作弁３１と、受入管４内のＬＮＧの温度を検出するための温度検出部とが設けられている。温度検出部３２は立上り部４ｂの下部部位及び、第２の水平部４ｃにも設けられている。また、水平部４ｃには圧力検出器２５が設けられている。

第２の水平部４ｃとしては、吐出端が貯蔵タンク内に貯蔵されるＬＮＧの液相下部に設けられる下部受入路４ｃ１と、吐出端が貯蔵タンク内に貯蔵されるＬＮＧの液相上部に設けられる上部受入路４ｃ２とを備えて構成されている。
下部受入路４ｃ１には、下部受入操作弁４１を備えた受入路４２、受入側制限オリフィス４４を備えた制限オリフィス路４５、圧力調節弁４６を備えた圧力調節路４７が、並列に設けられている。

上部受入路４ｃ２には、上部受入操作弁４０１を備えた受入路４０２、受入側制限オリフィス４０４を備えた制限オリフィス路４０５が、並列に設けられている。
ここで、制限オリフィス路４５，４０５に設けられている受入側制限オリフィス４４、４０４は同一のものとされている。受入通常モードにおけるＬＮＧ下部受入中の状態を図２に太破線で示した。

払出管５は、その上流側が貯蔵タンク２の液層部Ｌに設けられた払出ポンプ（超高圧ポンプ）４１０に接続されており、また、下流側にはＬＮＧを気化するためのＬＮＧ気化器４３が設けられている。ＬＮＧ受入基地１からＬＮＧを払い出す際には、貯蔵タンク２内のＬＮＧは、払出ポンプ４１０によって貯蔵タンク２から送出された後に払出管５内を輸送されてＬＮＧ気化器４３へと送られる。このＬＮＧ気化器４３では、熱交換によりＬＮＧを気化させるための処理が行われ、そこで気化したＬＮＧ気化ガスは送ガス管４８を通して払出先に供給される。

受入循環管６は、払出管５の前記ＬＮＧ気化器４３の設置位置より上流側の部位から分岐して受入管４の上流部に接続される。
受入循環管６には、貯蔵タンク２からのＬＮＧの圧力及び流量を調節する循環側制限オリフィス６１と操作弁６２とが設けられている。この循環側制限オリフィス６１は超高圧から加圧すべき圧力まで圧力降下させ、圧力差が大きいため、多段オリフィスで構成される。
後述する加圧循環モードにおいては、払出管５からＬＮＧは受入管４を低温に保ちながら上部に上がって貯蔵タンク２に再び戻されるが、その際、圧力調節弁４６及び受入操作弁４１を閉止した状態で、制限オリフィス路４５および受入路４０２をＬＮＧが流れる運転とする。よって、制限オリフィス路４５には循環側制限オリフィス６１の半分の流量が流れ、且つ圧力は、循環側制限オリフィス６１の適切な設計により、ポンプの吐出圧力から圧損を持たせ降下させ、立上り下部にＬＮＧを導き、更に液圧や圧損で立上り管部上部において設定された加圧圧力となる。更に、受入側制限オリフィス４４、４０４両オリフィスに同一の流量が流れる状態で、受入側制限オリフィス４４、４０４は、設定された加圧圧力から貯蔵タンク２内のガス圧に降圧する。このような構成を採用することにより、受入管４内の圧力を所定の圧力に維持することができる。

ＢＯＧ管７は、その上流側が貯蔵タンク２の気層部Ｇに接続されており、その中間部で払出側とＢＯＧの燃焼処理を行うフレアスタック６４側に分岐した構成を有する。払出側は、輸送するＢＯＧを圧縮するためのＢＯＧ圧縮機６５が設けられており、ＬＮＧ気化器４３の後の送ガス管４８に接続されている。一方、フレアスタック６４側は、貯蔵タンク２内の圧力を調節するための圧力コントローラ６６と圧力コントローラ６６からの制御信号に基づき開度を調節する圧力調節弁６７が設けられている。また、貯蔵タンク２から排出されるＢＯＧの一部は、ＬＮＧを受け入れる際のＬＮＧ船３のタンク内の圧力を調節するために、配管７０を通ってリターンガスブロワ７１によって圧縮された後、ローディングアーム７２からＬＮＧ船３に戻される。この配管７０には、上述のガス抜き管１８が接続されており、ガス貯め１２から排出された気化ガスは、配管７０を通してフレアスタック６４またはＢＯＧ圧縮機６５に送られる。

以上が、本願に係るＬＮＧ受入基地１の構成である。
以下、このＬＮＧ受入基地１には、設備全体を運転制御するための運転制御装置８０が備えられており、この運転制御装置８０に受入通常モード制御手段８１、加圧循環モード制御手段８２、加圧ＬＮＧ置換モード制御手段８３を設けて、所定の運転モードを実行するように構成されている。

受入通常モード制御手段８１により実行される受入通常モードは、受入管４を介して外部から貯蔵タンク２内にＬＮＧを受入れるモードであり、ＬＮＧの圧力は５〜２０ｋＰａｇ（受入時通常状態）で操作される。

加圧循環モード制御手段８２により実行される加圧循環モードは、貯蔵タンク２内にＬＮＧを受入れた後、受入操作弁３１を閉め、操作弁６２を開とすれば、ＬＮＧのポンプの圧力とオリフィスにより自動的に受入れ配管内ＬＮＧの圧力を加圧することになり、例えばＬＮＧの圧力は最終的に立ち上り管上部で５０ｋＰａｇ〜２５０ｋＰａｇで立ち上がり管上部の圧力が循環するＬＮＧの予測温度から求めた蒸気圧以上になるように、かつ立ち上り管下部で２５０〜４５０ｋＰａｇで立ち上がり管下部の圧力を上記の立ち上がり管上部圧力に液ヘッドを追加した圧力となるように加圧される（加圧状態）。

加圧ＬＮＧ置換モード制御手段８３により実行される加圧ＬＮＧ置換モードは、加圧循環モードで受入管４の循環し少し温度の上昇したＬＮＧを貯蔵タンク２に戻して、受入管４を低い温度のＬＮＧに置換し冷却するモードである。加圧ＬＮＧ置換モードにおいては、受入管４の内部は、ＬＮＧ船等のポンプによって加圧されるが、弁操作等を誤ると受入管４の圧力が降下しすぎてガイザリングが発生する。

従って、ＬＮＧの受入れを行なう受入通常モードに入ろうとする場合、本願にいう加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更が必要となる。
このような加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更を、迅速且つ確実に効率良く自動で行なうために、運転制御装置８０には、状態変更手段８４としての降圧制御手段８４ａ及び降温制御手段８４ｂが備えられている。

以下順に説明する。
〔受入通常モード〕
この受入通常モードに於ける運転状態を図２に示した。
受入通常モードでは、受入操作弁３１，４１を開き、圧力調節弁４６を閉状態とすることで、図示しないＬＮＧ船３内に設置されたポンプ装置によって、ＬＮＧ船３からのＬＮＧが受入ルート（図中、実線矢印で示す）に沿ってローディングアーム１１を介して受入管４内を貯蔵タンク２まで輸送され、貯蔵タンク２内の液層部Ｌに供給される。また、受入循環管６における操作弁６２は閉じられ、貯蔵タンク２からのＬＮＧは遮断された状態となっている。

〔加圧循環モード〕
この加圧循環モードに於ける運転状態を図３に示した。
加圧循環モードでは、受入操作弁３１，４１を全閉にして受入管４内にＬＮＧを保持した状態とし、払出ポンプ４１０によって貯蔵タンク２内のＬＮＧを受入循環管６、循環側制限オリフィス６１を介して受入管４内に導入し、その後受入側制限オリフィス４４、４０４を通り降圧後、タンクに戻るラインを形成する。

このとき、受入循環管６においては、操作弁６２が開かれる。結果、循環側制限オリフィス６１を介するＬＮＧの循環が行なわれる。

このように、受入循環管６から循環側制限オリフィス６１を経て受入管４へ減圧された状態でＬＮＧが導入される。受入側制限オリフィス４４、４０４、循環側制限オリフィス６１により、立ち上がり管下部及び受入れ管４上部の立ち上がり管上部においてそれぞれ圧力を規定値まで上昇させ、受入管４内のＬＮＧが加圧された状態で保持され、ガス化が生じないつまりガイザリングが生じない状態で保持される。
つまり、受入側制限オリフィス４４、４０４、循環側制限オリフィス６１は、立ち上がり管上部の圧力が循環するＬＮＧの予測温度から求めた蒸気圧以上になるように、かつ立ち上がり管下部の圧力を上記の立ち上がり管上部圧力に液ヘッドを追加した圧力となるように設計される。以下に、制限オリフィス並びに超高圧ポンプの実施例を示す。この場合最もガス化しやすい立ち上がり上部で十分に蒸気圧以上となっており、ガイザリングは生じない。
ポンプ出口圧力６ＭＰａ
立ち上がり下部圧力０．３７ＭＰａ
立ち上がり上部圧力０．１８ＭＰａ立ち上がり上部蒸気圧０．１３ＭＰａ
循環側制限オリフィス流量２Ｔ／ｈ
受入側制限オリフィス流量各１Ｔ／ｈ

〔加圧ＬＮＧ置換モード〕
この加圧ＬＮＧ置換モードに於ける運転状態を図４に示した。
加圧ＬＮＧ置換モードは、上述の加圧循環モードにおいて新たにＬＮＧの受け入れが必要となった場合等に実行されるものであり、受入管４のＬＮＧを貯蔵タンク２内に強制的に戻すものである。

ここで、加圧ＬＮＧ置換モードのＬＮＧの循環ルートは、ＬＮＧ船３→ローディングアーム１１→受入操作弁３１→受入管４→貯蔵タンク２のように構成される。ただし、ＬＮＧ船等のポンプを起動させ、圧力を確保した後、受入操作弁３１を開とする必要がある。その後、受入循環管６の操作弁６２を閉止する。

この加圧ＬＮＧ置換モードでは、受入管４内の液が低密度かつ低温のＬＮＧに置換されるまでの間は、ＬＮＧ船等のポンプ圧力を上記の立ち上がり管下部の保持圧力以上として圧力調節弁４６を徐々に開とし液循環を増量し、液置換する。この加圧ＬＮＧ置換モードでの圧力調整弁の制御方法は、ガイザリング防止のため急激な圧力降下が生じないように徐々に操作を実施する必要があり、そのため、受入管４内の液が低密度かつ低温のＬＮＧに置換されるまでの間は、圧力調節弁４６により圧力検出器２５の位置における圧力を蒸気圧より高い圧力として液置換を実施する。この液置換の制御として、下記の状態変更制御、降圧制御手段を用い、安全かつ迅速に置換する。置換終了後は、受入通常モードとなり、下部受入操作弁４１または４０１を開とし受入れを実施する。

以上が、基本的な運転モードの説明であるが、上記の加圧ＬＮＧ置換モード（加圧循環モードから受入通常モードへの過渡期）において有効に働く、本願独特の構成に関して説明する。

〔状態変更制御〕
図１にも示すように、運転制御装置８０には、状態変更手段８４としての降圧制御手段８４ａ及び降温制御手段８４ｂが備えられている。以下詳細に説明する。
前記運転制御装置８０には、記憶手段８５にＬＮＧの沸点の特性を圧力及び温度で表した沸点特性線（飽和液線）Ｌｂを、高圧力側若しくは低温度側に所定余裕分平行移動させた降圧制御特性線Ｌｃが記憶されている。

図５に沸点特性線Ｌｂを、図６に沸点特性線Ｌｂと降圧制御特性線Ｌｃの関係を示した。これらの図は、横軸がＬＮＧの温度〔℃〕を、縦軸がＬＮＧの圧力〔ｋＰａｇ〕を示している。図５において、左上側の領域がＬＮＧが液として存在する領域であり、中央の領域がＬＮＧとＮＧとが混相状態で存在する領域であり、これら両領域の境界線（同図上実線で示す）が、本願にいう「沸点特性線Ｌｂ」である。

図６に、「沸点特性線Ｌｂ」に対して、本願で使用する「降圧制御特性線Ｌｃ」を示している。この「降圧制御特性線Ｌｃ」は、「沸点特性線Ｌｂ」に対して、圧力差で約３０ｋＰａｇ上側（範囲としては、２０ｋＰａｇ〜４０ｋＰａｇが好ましい）に設定される線であり、温度差では３℃左側（範囲としては、２℃〜４℃が好ましい）に設定される線である。
従って、この「降圧制御特性線Ｌｃ」上の状態は、圧力、温度に関して「沸点特性線Ｌｂ」上の状態より確実に液相となる状態となっており、ＬＮＧは液相を確実に維持する状態である。

〔降圧制御手段〕
降圧制御手段８４ａは、受入通常モードへの変更において、圧力検出器２５、温度検出部３２が検出した圧力及び温度が降圧制御特性線Ｌｃ上に至るまで圧力調節弁４６を徐々に開弁制御し、検出する圧力及び温度が降圧制御特性線Ｌｃ上に到達した段階で、圧力調節弁４６の開弁制御を停止する。
この制御状態を図６の下向きの矢印で示した。同図上、状態１から状態２に至る状態変更及び、状態３から状態４に至る状態変更及び状態５から状態６に至る状態変更が、この降圧制御手段による制御である。

〔降温制御手段〕
降温制御手段８４ｂは、前記降圧制御手段８４ａにより圧力調節弁を開弁制御して検出する圧力及び温度が前記降圧制御特性線Ｌｃ上に到達している状態（状態２、４、６）で、温度検出部３２より検出される温度が所定の降温温度以上低下するまで圧力調節弁４６の開弁制御を停止する。
この制御状態を図６の左向きの矢印で示した。同図上、状態２から状態３に至る状態変更及び、状態４から状態５が、この降温制御手段８４ｂによる制御である。

そして、このように順次制御を繰り返した後、温度検出部３２より検出される温度が所定の降温温度以上低下した後、降圧制御手段８４ａによる制御を再開する。結果、ＬＮＧの状態は、気化を起こさない状態で、加圧循環モードから受入通常モードまで確実に一定の基準に従って変化させることが可能となり、ガイザリングの問題を発生することなく、受入通常モードに移行可能となる。

超高圧のＬＮＧポンプであっても冷却保持できる運転制御方法を提供できた。
加圧循環モードから受入通常モードへの状態変更において、ガイザリングを発生することなく、迅速かつ確実に状態変更を行えるＬＮＧ設備を提供することができた。

１ＬＮＧ受入基地
２ＬＮＧタンク
４受入管
５払出管
６受入循環管
４１０払出ポンプ

Claims

液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管を備え、
前記受入管に立上り管部及び横行管部を備えるとともに、前記立上り管部及び横行管部を経て前記貯蔵タンクの上部側に導かれたＬＮＧを貯蔵タンク内に受入れる構成で、
前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる受入循環管を備え、
前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受入管を介して受け入れる受入通常モードと、前記受入通常モードより圧力が高い加圧状態で前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受け入れる加圧循環モードとの間で、前記貯蔵タンクの配管の圧力を変更するＬＮＧ設備の運転制御装置であって、
前記受入循環管に循環側制限オリフィスを設けるとともに、前記横行管部に圧力調節弁に対して並列に受入側制限オリフィスを設け、
前記受入通常モードを行うに先立って、受入管をＬＮＧにより置換する加圧ＬＮＧ置換モードを行うＬＮＧ設備の運転制御装置。
液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管を備え、
前記受入管に立上り管部及び横行管部を備えるとともに、前記立上り管部及び横行管部を経て前記貯蔵タンクの上部側に導かれたＬＮＧを貯蔵タンク内に受入れる構成で、
前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側にＬＮＧを循環させる受入循環管を備え、
前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受入管を介して受け入れる受入通常モードと、前記受入通常モードより圧力が高い加圧状態で前記ＬＮＧを受入先から前記貯蔵タンクに受け入れる加圧循環モードとの間で、前記貯蔵タンクの配管の圧力を変更するＬＮＧ設備の運転制御装置であって、
前記立上り管部に温度検出部を設け、
前記立上り管部の上部で、前記横行管部の入口部位に圧力検出部を設け、
当該圧力検出部の設置位置より貯蔵タンク側に圧力調節弁を設け、
前記温度検出部及び前記圧力検出部からの検出情報に従って、前記圧力調節弁を動作制御する構成で、
ＬＮＧの沸点の特性を圧力及び温度で表した沸点特性線を、圧力差が２０ｋＰａｇから４０ｋＰａｇの範囲となるように高圧力側に平行移動させた、若しくは温度差が２℃から４℃の範囲となるように低温度側に平行移動させた降圧制御特性線を備え、
前記加圧循環モードから前記受入通常モードへ移行する加圧ＬＮＧ置換モードにおいて、
前記圧力検出部、前記温度検出部が検出した圧力及び温度が上記降圧制御特性線上に至るまで前記圧力調節弁を徐々に開弁制御し、検出する圧力及び温度が前記降圧制御特性線上に到達した段階で、前記圧力調節弁の開弁制御を停止する降圧制御手段を備えたことを特徴とするＬＮＧ設備の運転制御装置。
前記降圧制御手段により前記圧力調節弁を開弁制御して前記検出する圧力及び温度が前記降圧制御特性線上に到達している状態で、前記温度検出部より検出される温度が所定の降温温度以上低下するまで前記圧力調節弁の開弁制御を停止する降温制御手段を備え、前記温度検出部より検出される温度が所定降温温度以上低下した後、前記降圧制御手段による制御を再開する請求項２に記載のＬＮＧ設備の運転制御装置。