JP6591931B2 - 可搬式液化天然ガス供給設備 - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガスを気化させて得られた天然ガスを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、天然ガスが産出す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。近隣地域で天然ガス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、貯槽や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、本出願人は、下記の特許文献１〜３を把握している。

特開２０１３−９２１８４号公報 特開２００７−８５４０３号公報 特開２０１５−４３８４号公報

〔設置工事に関する問題〕
上述したＬＮＧサテライト設備の設置工事では、配管や機器の位置合わせに高い精度が要求される。上記設置工事では、液状のＬＮＧを移送する配管やガス状の天然ガスを移送する配管などに、圧力計や流量計などの機器を介在させる。このとき、上記配管や機器を、液やガスが漏れないよう、位置合わせを高精度にして溶接しなければならない。

このような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〕
特許文献１は、屋外の据え付け場所において、短期間で正確にかつ安全に設置するのに適したＬＮＧサテライト設備に関するものである。
特許文献１には以下の記載がある。

［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。ＬＮＧ用配管２１には、安全弁２１１、緊急遮断弁２１２、および手動弁２１３が設けられている。詳細は後述するが、気化ユニット３を経て蒸発気化した天然ガスの温度が所定温度に満たない場合、緊急遮断弁２１２が閉止して、気化ユニット３へのＬＮＧの導入を停止するようになっている。
［００２４］図１に示すように、気化ユニット３は、ＬＮＧを蒸発気化するための気化器３１と、ＬＮＧ導入配管３２と、ガス導出配管３３とを備えて構成されている。気化器３１は、底板３１１と、シェル状のハウジング３１２と、コイル状に巻かれた伝熱管３１３と、熱媒導入配管３１４と、熱媒オーバーフロー管３１５と、熱媒オーバーフロー管３１５に通じる熱媒導出配管３１６とを備えて構成されている。底板３１１とハウジング３１２との間には適宜のシール材（図示略）が介装されており、ハウジング３１２の内部の密閉状態が保たれるようになっている。

〔特許文献１の問題〕
上記特許文献１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問題は十分に解決されていない。

また、上記特許文献１では、液化天然ガスを貯槽１２から取り出す際の貯槽１２内の加圧に関して考慮されていない。したがって、天然ガスの消費量が増大して貯槽１２内の圧力が低下すると十分な液化天然ガスを取り出せなくなる。また、設置型の貯槽１２ではなく、タンクローリなどから液化天然ガスの供給を受ける場合は、タンク内の加圧設備をもつタンクローリでなければ供給を受けられないおそれがある。したがって、上記特許文献１に記載された技術では、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限が課されるという問題がある。

〔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。つまり、貯槽や供給能力がユーザーに応じた規模となるよう設計するのである。

このとき、貯槽の貯蔵量を３ｔ以上とする大規模設備では、耐震設計にすることが義務づけられる。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されたものを採用しなければならない。

貯槽の貯蔵量が３ｔ未満とする中小規模の設備では、耐震設計の義務はない。しかし、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以上の大規模設備に準じた設計が採用される。つまりそれだけ設置工事に手間がかかっている。

〔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。
上記特許文献２には、つぎの記載がある。

［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。
［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。

〔特許文献２の問題〕
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等の設備を工事により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は高精度が要求され、手間がかかるという問題は依然として解決しない。

また、特許文献２のサテライト基地２４では、バルク容器１６からＬＮＧ気化器８およびバッファタンク９にＬＮＧを取り出す取出し路から、加圧蒸発器にＬＮＧを導入するＬＮＧ導入路を分岐させている。このような構造では、天然ガス利用設備２８における天然ガスの消費量が増大すると、加圧蒸発器にＬＮＧが回らなくなる。つまり、バルク容器１６から取り出されたＬＮＧが、ＬＮＧ気化器８とバッファタンク９の方に優先的に流れてしまい、加圧蒸発器にＬＮＧが導入されなくなる。そうすると、加圧蒸発器からのバルク容器１６に導入される加圧ガスが不足し、バルク容器１６から取り出される液化天然ガスが不足するという問題がある。

〔特許文献３〕
上記特許文献３は、ＬＮＧサテライトの建設時間・コスト・設置スペース・撤去に関する問題点を解消し、搬送を簡便にして有効に再運用し続けるようにしたＬＮＧモバイルサテライトシステムを開示する。
上記特許文献３には、つぎの記載がある。

［００１９］以下、本発明の実施例を図面に基づいて説明する。なお、詳細については以下に後述するが、図１に本発明のユニットパッケージ化されたＬＮＧモバイルサテライトの構成例を示す。図１はＬＮＧモバイルサテライトの実施例１タイプＡならびに実施例２タイプＢの双方を示したものである。各図において、本発明がＬＮＧモバイルサテライトユニットパッケージ構成であって、コンテナ専用輸送車両によって搬送可能な形態を有することを示すために寸法が記入されている（単位ｍｍ）。実施例１をタイプＡとし、ＬＮＧ貯槽１、ＬＮＧ蒸発器（気化器）２および圧力調整装置３を含む附属部品を１つのフレーム上に載置し、ユニットパッケージとしてタイプＡユニットパッケージ１０を構成し、それを天然ガス消費場所の土台ベース２１（図８参照）上に設置した時にタイプＡ ＬＮＧモバイルサテライト１００Ａとなる。この場合には、一つの一体構造のユニットパッケージとして構成している。また、実施例２をタイプＢとし、ＬＮＧ貯槽１を１つのパッケージとしたタイプＢタンクパッケージ１１およびＬＮＧ蒸発器（気化器）２および圧力調整装置３を含む附属部品を１つのパッケージのタイプＢベーパーパッケージ１２からなるユニットパッケージとしている。この場合には、別体形態のユニットパッケージとして構成している。一体的にそれらを天然ガス消費場所の土台ベースに設置した時にタイプＢ ＬＮＧモバイルサテライト１００Ｂとなる。

〔特許文献３の問題〕
特許文献３に開示されたＬＮＧモバイルサテライトシステムは、液化天然ガスをＬＮＧ貯槽１から取り出す際のＬＮＧ貯槽１内の加圧に関して考慮されていない。したがって、天然ガスの消費量が増大してＬＮＧ貯槽１内の圧力が低下すると十分な液化天然ガスを取り出せなくなる。また、設置型のＬＮＧ貯槽１ではなく、タンクローリなどから液化天然ガスの供給を受ける場合は、タンク内の加圧設備をもつタンクローリでなければ供給を受けられないおそれがある。したがって、上記特許文献３に記載された技術では、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限が課されるという問題がある。

〔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。
設置工事を簡略化して工期を短縮でき、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さない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。
貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するための供給手段と、
上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、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、
上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第１のユニットにする第１ユニット化手段と、
上記供給手段を搬送可能な第２のユニットにする第２ユニット化手段と、を備え、
上記第１のユニットには、
上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第１の受入口と、
上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第２の受入口と、
上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻すための送出口と、
が設けられ、
上記第１のユニットには、
上記第１の受入口、上記第２の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、
複数設けられている。

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２のユニットは、
上記第１の受入口、第２の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている。

請求項３記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項１または２記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記供給手段は、
上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む。

請求項４記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項１〜３のいずれか一項に記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記供給手段は、
上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む。

請求項１記載の発明は、気化手段と、供給手段と、加圧手段とを備えている。
上記気化手段は、貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。上記供給手段は、上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給する。上記加圧手段は、上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、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。

そして、請求項１記載の発明は、上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第１のユニットにする第１ユニット化手段と、上記供給手段を搬送可能な第２のユニットにする第２ユニット化手段と、を備えている。

すなわち、請求項１記載の発明は、上記気化手段および上記加圧手段を第１ユニット化手段によって第１のユニットとし、供給手段を第２ユニット化手段によって第２のユニットとする。これにより、本発明は、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。つまり、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第１のユニットと第２のユニットを作りあげ、それをそのまま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、たとえばべた基礎のうえに第１のユニットと第２のユニットを設置し、あとは簡単な配管接続を行えばすむ。つまり、配管や機器の取り付けといった煩雑な作業のうち大部分を、天候に左右される屋外で行わなくてすむ。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し、設置工事を簡略化して工期を短縮できるのである。

請求項１記載の発明はまた、上記第１のユニットに加圧手段を備える。このため、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。本発明は、それにともなう２つの問題を解決し、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さない。
第１は、ＬＮＧの取り出しを貯留タンクの内圧だけに頼ると、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。本発明は第１のユニットに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、ＬＮＧの取り出しを貯留タンクの内圧だけに頼ると、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。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。本発明は第１のユニットに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。
したがって、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、加圧手段をもたない貯留タンクから液化天然ガスの供給を受けることができ、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さないのである。

請求項１記載の発明はまた、設置した液化天然ガス供給設備に対し、たとえばタンクコンテナのような可搬式の貯留タンクを利用して運搬してきたＬＮＧを供給することができる。

請求項１記載の発明は、上記第１のユニットには、第１の受入口と、第２の受入口と、送出口とが設けられている。
上記第１の受入口は、上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記第２の受入口は、上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記送出口は、上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻す。

上記第１の受入口と第２の受入口とは、独立した別の配管系統に設けられる。このため、特許文献２のように、貯留容器に対する加圧が不足して取り出される液化天然ガスが不足するという問題が解決する。つまり、天然ガス利用設備における天然ガスの消費量が増大し、上記第１の受入口を通して上記気化手段に流れる液化天然ガスの流量が増大したとしても、上記第２の受入口を通して上記加圧手段に受け入れる液化天然ガスの流量には影響しない。したがって、上記加圧手段から上記貯留タンクに対して戻される天然ガスの流量はほとんど変動しない。上記貯留タンクが加圧不足になることはなく、貯留タンクからの液化天然ガスの取り出し量が不足するという問題は解消する。

請求項１記載の発明は、上記第１のユニットに、上記第１の受入口、上記第２の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、複数設けられている。
このため、たとえばつぎのような運用が可能となる。ＬＮＧを供給するときは、まず１基目の可搬式の貯留タンクを第１の配管系統に属する第１の受入口および第２の受入口に接続する。１基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、２基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて第２の配管系統に属する第１の受入口および第２の受入口に接続し、ＬＮＧの供給を開始する。空になった１基目の貯留タンクは接続を解除し、一次基地に戻ってＬＮＧを補充する。そして、２基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、１基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて第１の配管系統に属する第１の受入口および第２の受入口に接続し、再びＬＮＧの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンクの交換のせいでＬＮＧの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。

請求項２記載の発明は、上記第２のユニットが、上記第１の受入口、第２の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている。
このため、上記第１の受入口、第２の受入口および送出口にそれぞれ接続されるフレキシブルホースなどの接続配管内にパージガスを供給することができる。上記貯留タンクを交換するとき、あらかじめ上記接続配管内をパージガスで満たしてから、上記接続配管の接続を解除することができる。このようにすることにより、接続配管の接続を解除したときに、天然ガスが周囲に飛び出すのを防止でき、安全性を確保できる。このようなパージガス供給手段をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

請求項３記載の発明は、上記供給手段が、上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む。上記バッファタンクをユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

請求項４記載の発明は、上記供給手段が、上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む。上記減圧手段をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

本発明の前提となる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。 上記形態の主として配管構造を説明する図である。 本発明の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。

〔前提となる形態〕
図１および図２は、本発明の前提となる可搬式液化天然ガス供給設備を示す形態である。図１は主として外観構造を示す平面図である。図２は主として配管構造を示す。

〔全体構成〕
本形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、貯留タンク１から液化天然ガスの供給を受け、供給を受けた液化天然ガスを気化し、得られた天然ガスを天然ガス使用設備（図示していない）に供給する。この例では、上記貯留タンク１は、牽引車２で牽引可能なコンテナ型のトレーラー３に搭載されている。

上記可搬式液化天然ガス供給設備１００は、気化手段１１と、供給手段１３と、加圧手段１２とを備えている。そして、本形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、上記気化手段１１および上記加圧手段１２を搬送可能な第１のユニット２１にする第１ユニット化手段２３と、上記供給手段１３およびパージガス供給手段１７を搬送可能な第２のユニット２２にする第２ユニット化手段２４とを備えている。

上記第１のユニット２１は、液化天然ガスを貯留タンク１から受け入れるための受け入れ側ユニットとして機能する。また、第１のユニット２１は、貯留タンク１から受け入れた液化天然ガスを気化するための気化ユニットとしても機能する。

上記第２のユニット２２は、天然ガス使用設備に天然ガスを供給するための供給側ユニットとして機能する。また、第２のユニット２２は、天然ガス使用設備に供給する天然ガスを一時的に貯留するバッファユニットとしても機能する。

〔貯留タンク〕
上記貯留タンク１は、コンテナ台に搭載され、搬送可能なコンテナ型のトレーラー３を構成している。上記貯留タンク１は、低温の液化天然ガスを貯留するために、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、貯留タンク１の内部に貯留された液化天然ガスを取り出す第１の液体取出路３１と第１の取出口３１ａが設けられている。また、上記貯留タンク１には、貯留タンク１の内部に貯留された液化天然ガスを取り出す第２の液体取出路３２と第２の取出口３２ａが設けられている。また、上記貯留タンク１には、上記貯留タンク１の内圧を確保するために、貯留タンク１の内部に上記加圧手段１２から天然ガスを戻す加圧路３３と加圧口３３ａが設けられている。また、上記貯留タンク１には、放出口３４が設けられている。

この例では、上記トレーラー３は、長さ９１２２ｍｍ、縦横がそれぞれ２４９０ｍｍの横型である。貯留タンク１の容量は約１０ｔである。内圧はおよそ０．３〜０．４ＭＰａに設定される。

〔第１のユニット〕
上記第１のユニット２１は、第１ユニット化手段２３により、上記気化手段１１および上記加圧手段１２が搬送可能にユニット化されて構成されている。

上記第１ユニット化手段２３は、この例では、上記気化手段１１および上記加圧手段１２が搭載される長方形の基台と、上記気化手段１１および上記加圧手段１２の周囲を枠状に囲うフレームとから構成されている。上記第１ユニット化手段１２に、上記気化手段１１と加圧手段１２が搭載されて固定される。上記気化手段１１および加圧手段１２と必要な機器が必要な配管により接続されている。

上記第１のユニット２１には、第１の受入口２７と、第２の受入口２８と、送出口２９とが設けられている。

上記第１の受入口２７は、フレキシブルホース３０ａによって貯留タンク１の第１の取出口３１ａと接続されている。上記第２の受入口２８は、フレキシブルホース３０ｂによって貯留タンク１の第２の取出口３２ａと接続されている。上記送出口２９は、フレキシブルホース３０ｃによって貯留タンク１の加圧口３３ａと接続されている。

上記第１の受入口２７は、上記貯留タンク１から上記気化手段１１に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記第２の受入口２８は、上記貯留タンク１から上記加圧手段１２に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記送出口２９は、上記加圧手段１２から天然ガスを上記貯留タンク１に対して戻すためのものである。

また、上記第１のユニット２１には、天然ガスを導出する第１の導出口３７および第２の導出口３８と、パージガス受入口３９が設けられている。

上記第１の導出口３７は、上記気化手段１１からの天然ガスをバッファタンク１５に対して受け渡すために導出する。上記第２の導出口３８は、加圧手段１２で得られた天然ガスの一部を供給路１８に合流させるために導出する。上記パージガス受入口３９は、上記パージガス供給手段１７が供給するパージガスを受け入れる。

〔気化手段〕
上記気化手段１１は、貯留タンク１から供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。

本形態では、上記気化手段１１は、第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂが並列に接続されて構成されている。

上記第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂは、分岐した第１の受入路２７ａを介してそれぞれ第１の受入口２７と接続されている。つまり、第１の受入口２７に受け入れた液化天然ガスが、第１の受入路２７ａを通って第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂに導入されるようになっている。

上記第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂは、それぞれ大気加熱式の熱交換器である。上記第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂを交互に使用して液化天然ガスを気化し、天然ガスを途切れないように供給しうるようになっている。すなわち、第１気化器１１ａを使用して液化天然ガスを気化しているうちに、大量の霜が付着して熱交換性能が低下してくると、第２気化器１１ｂに切り換えて液化天然ガスを気化する。第２気化器１１ｂを使用している間に、たとえば温水シャワーで霜を溶解して第１気化器１１ａを復旧させ、使用できる状態にする。第２気化器１１ｂに大量の霜が付着して熱交換性能が低下してくると、第１気化器１１ａに切り換え、第２気化器１１ｂを復旧させる。

上記第１気化器１１ａと第２気化器１１ｂには、上記第１の導出口３７に対して天然ガスを送るための第１の導出路３７ａが接続されている。

上記気化手段１１で発生させ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１２は、液化天然ガスを気化して上記貯留タンク１に戻すことにより、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。

上記加圧手段１２は、大気加熱式の熱交換器であり、貯留タンク１から供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスとする。加圧手段１２を出た天然ガスは、圧力調整弁１２ａによって所定の加圧力に調整され、貯留タンク１戻される。

上記加圧手段１２は、上記第２の受入口２８と連通する第２の受入路２８ａが接続されている。上記加圧手段１２には、貯留タンク１から第２の受入口２８に受け入れた液化天然ガスが、第２の受入路２８ａを通して導入される。

上記加圧手段１２は、上記送出口２９と連通する送出路２９ａが接続されている。上記送出路２９ａには圧力調整弁１２ａが設けられている。上記加圧手段１２で液化天然ガスを気化して得られた天然ガスは、送出路２９ａおよび送出口２９を介して貯留タンク１に戻される。このとき、上記圧力調整弁１２ａにより所定の加圧力に調整される。

上記加圧手段１２から天然ガスが戻されて加圧された貯留タンク１の内部圧力は、例えば０．３〜０．４ＭＰａに設定することができる。

また、上記第１のユニット２１には、上記送出路２９ａから分岐して、上記第２の導出口３８を介して、加圧手段１２で得られた天然ガスの一部を供給路１８に合流させるための第２の導出路３８ａが設けられている。上記第２の導出路３８ａには、加圧手段１２から送出される天然ガスを、天然ガス使用設備に供給する所定の供給圧力まで減圧する減圧弁３８ｂが設けられている。

また、上記第１のユニット２１には、上記パージガス受入口３９と第１の受入路２７ａ・第２の受入路２８ａおよび送出路２９ａを接続するパージガス受入路３９ａが設けられている。上記パージガス受入路３９ａは、上記パージガス供給手段１７から受け入れたパージガスを第１の受入路２７ａ・第２の受入路２８ａおよび送出路２９ａに合流させる。これにより、フレキシブルホース３０ａ・フレキシブルホース３０ｂおよびフレキシブルホース３０ｃの内部が、第１の受入口２７・第２の受入口２８および送出口２９を介してそれぞれパージガスでパージされる。

〔第２のユニット〕
上記第２のユニット２２は、第２ユニット化手段２４により、上記供給手段１３およびパージガス供給手段１７が搬送可能にユニット化されて構成されている。

上記第２ユニット化手段２４は、この例では、上記供給手段１３およびパージガス供給手段１７が取り付けられる長方形の基台である。上記第２ユニット化手段２４上に、上記バッファタンク１５・減圧手段１６およびパージガス供給手段１７等が搭載されて固定される。上記バッファタンク１５・減圧手段１６およびパージガス供給手段１７と必要な機器は、必要な配管により接続される。

上記第２のユニット２２は、第１のガス受入口４１と、供給口１８ａと、第２のガス受入口４２と、パージガス供給口４３とを備えている。

上記第１のガス受入口４１は、第１のユニット２１の第１の導出口３７と接続されている。上記供給口１８ａは、図示しない天然ガス使用設備に対して接続される。上記第２のガス受入口４２は、第１のユニット２１の第２の導出口３８と接続される。上記パージガス供給口４３は、第１のユニット２１のパージガス受入口３９と接続される。

上記第１のガス受入口４１は、上記気化手段１１からの天然ガスを上記バッファタンク１５に受け入れるためのものである。上記供給口１８ａは、上記バッファタンク１５から天然ガス使用設備に対して天然ガスを供給するためのものである。上記第２のガス受入口４２は、上記加圧手段１２からの天然ガスの一部を、上記供給口１８ａに対して合流させるために受け入れる。上記パージガス供給口４３は、パージガス供給手段１７から上記第１のユニット２１に対してパージガスを供給するためのものである。

〔供給手段〕
上記供給手段１３は、上記気化手段１１で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給する。この例では、上記供給手段１３は、バッファタンク１５と減圧手段１６とを含んで構成される。

〔バッファタンク〕
上記バッファタンク１５は、上記気化手段１１で気化された上記天然ガスを一時的に貯留する。上記バッファタンク１５は、第１のガス受入路４１ａによって第１のガス受入口４１と接続され、上記気化手段１１で気化された上記天然ガスが導入される。上記バッファタンク１５には、バッファタンク１５内の天然ガスを天然ガス使用設備に供給するための供給路１８が接続されている。この供給路１８に減圧手段１６が設けられている。

上記バッファタンク１５に貯留する天然ガスの貯留圧力は、例えば０．３ＭＰａ程度である。

〔減圧手段〕
上記減圧手段１６は、上述したように上記供給路１８に設けられ、上記気化手段１１で得られた天然ガスを減圧する。上記減圧手段１６は、この例では、上記バッファタンク１５に一時的に貯留された上記天然ガス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１６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。

また、上記第２のユニット２２は、上記供給路１８に対して天然ガスを合流させるための第２のガス受入路４２ａを有している。上記第２のガス受入路４２ａは、第２のガス受入口４２と供給路１８の減圧手段１６より下流側とを接続する。

〔パージガス供給手段〕
上記パージガス供給手段１７は、上記第１の受入口２７、第２の受入口２８および送出口２９に対してパージガスを供給する。

上記パージガス供給手段１７では、パージガス供給路４３ａにより、各パージガスタンク１７ａがパージガス供給口４３に接続されている。上記パージガス供給路４３ａには減圧弁４３ｂが設けられている。これにより、上記パージガス供給手段１７から上記第１のユニット２１に対してパージガスが供給される。

上記パージガス供給手段１７は、貯留タンク１と第１のユニットを接続するフレキシブルホース３０ａ・フレキシブルホース３０ｂ・フレキシブルホース３０ｃ内をそれぞれパージガスでパージする。これにより、各フレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃを安全に取りはずすことができる。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ることができる。

〔運用〕
本形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、第１のユニット２１と第２のユニット２２を工場などの屋内で作製し、完成した第１のユニット２１と第２のユニット２２をそのままユーザーの敷地まで搬送して設置する。現場では、設置した第１のユニット２１と第２のユニット２２同士を接続する作業だけを行う。

本形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、たとえばつぎのようにして運用される。

一次基地でトレーラー３の貯留タンク１にＬＮＧを充填し、このトレーラー３を牽引車２で搬送して、ＬＮＧを各地の可搬式液化天然ガス供給設備１００まで陸上輸送する。輸送された貯留タンク１をフレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃで可搬式液化天然ガス供給設備１００に接続し、液化天然ガスを可搬式液化天然ガス供給設備１００に供給する。可搬式液化天然ガス供給設備１００において、液化天然ガスを気化して利用設備に供給する。

上記加圧手段１２によって貯留タンク１内が加圧されることにより、第１の液体取出路３１および第２の液体取出路３２から液化天然ガスが取り出される。バッファタンク１５と減圧手段１６を用いる事で、安全な圧力調整が可能となる。パージガス供給手段１７により、貯留タンク１の交換を安全に行うことができる。

可搬式液化天然ガス供給設備１００を、液化天然ガスを受入れる受入側の第１のユニット２１と、天然ガスを供給する供給側の第２のユニット２２とに分離している。このため、受入側と供給側のいずれかにトラブルが生じたときは、第１のユニット２１か第２のユニット２２をユニットごと交換すればよい。また、供給側の第２のユニット２２にパージガス供給手段１７を搭載することによりスペースを有効に活用し、第１のユニット２１と第２のユニット２２を同じ程度の大きさの構造体に構成でき、搬送の便宜が良好である。

〔本形態の効果〕
本形態は、つぎの効果を奏する。

上記形態は、上記気化手段１１および上記加圧手段１２を第１ユニット化手段２３によって第１のユニット２１とし、供給手段１３を第２ユニット化手段２４によって第２のユニット２２とする。これにより、本形態は、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。つまり、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第１のユニット２１と第２のユニット２２を作りあげ、それをそのまま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、たとえばべた基礎のうえに第１のユニット２１と第２のユニット２２を設置し、あとは簡単な配管接続を行えばすむ。つまり、配管や機器の取り付けといった煩雑な作業のうち大部分を、天候に左右される屋外で行わなくてすむ。このように、本形態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し、設置工事を簡略化して工期を短縮できるのである。

上記形態はまた、上記第１のユニット２１に加圧手段１２を備える。このため、ＬＮＧの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段１２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。本形態は、それにともなう２つの問題を解決し、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンク１のタイプに制限を課さない。
第１は、ＬＮＧの取り出しを貯留タンク１の内圧だけに頼ると、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。本形態は第１のユニット２１に加圧手段１２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、ＬＮＧの取り出しを貯留タンク１の内圧だけに頼ると、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。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。本形態は第１のユニット２１に加圧手段１２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。
したがって、本形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、加圧手段１２をもたない貯留タンク１から液化天然ガスの供給を受けることができ、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンク１のタイプに制限を課さないのである。

上記形態はまた、設置した液化天然ガス供給設備１００に対し、たとえばタンクコンテナのような可搬式の貯留タンク１を利用して運搬してきたＬＮＧを供給することができる。

上記形態は、上記第１の受入口２７と第２の受入口２８とは、独立した別の配管系統に設けられる。このため、特許文献２のように、貯留容器に対する加圧が不足して取り出される液化天然ガスが不足するという問題が解決する。つまり、天然ガス利用設備における天然ガスの消費量が増大し、上記第１の受入口２７を通して上記気化手段１１に流れる液化天然ガスの流量が増大したとしても、上記第２の受入口２８を通して上記加圧手段１２に受け入れる液化天然ガスの流量には影響しない。したがって、上記加圧手段１２から上記貯留タンク１に対して戻される天然ガスの流量はほとんど変動しない。上記貯留タンク１が加圧不足になることはなく、貯留タンク１からの液化天然ガスの取り出し量が不足するという問題は解消する。

上記形態は、上記第１の受入口２７、第２の受入口２８および送出口２９にそれぞれ接続されるフレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃ内にパージガスを供給することができる。上記貯留タンク１を交換するとき、あらかじめ上記フレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃ内をパージガスで満たしてから、上記フレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃの接続を解除することができる。このようにすることにより、フレキシブルホース３０ａ・３０ｂ・３０ｃの接続を解除したときに、天然ガスが周囲に飛び出すのを防止でき、安全性を確保できる。このようなパージガス供給手段１７をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

上記形態は上記バッファタンク１５をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

上記形態は、上記減圧手段１６をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。

〔本発明の実施形態〕
図３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実施形態であり、主として配管構造を示す図である。

この実施形態では、上記第１のユニット２１に、上記形態で説明した上記第１の受入口２７、上記第２の受入口２８および上記送出口２９に加え、第１の受入口２７Ｘ、第２の受入口２８Ｘおよび送出口２９Ｘが設けられている。

上記第１の受入口２７Ｘは、上記第１の受入路２７ａに接続されている。上記第２の受入口２８Ｘは、上記第２の受入路２８ａに接続されている。上記送出口２９Ｘは、上記送出路２９ａに接続されている。

すなわち、この実施形態では、上記第１のユニット２１に、上記第１の受入口２７，２７Ｘ、上記第２の受入口２８，２８Ｘおよび上記送出口２９，２９Ｘを備えた配管系統が、複数設けられている。
それ以外は、上記形態と同様であり、同様の部分には同じ符号を付している。

本実施形態では、たとえばつぎのような運用が可能となる。
ＬＮＧを供給するときは、まず１基目の可搬式の貯留タンク１を第１の配管系統に属する第１の受入口２７および第２の受入口２８に接続する。１基目の貯留タンク１が残り少なくなったとき、２基目の可搬式の貯留タンク１Ｘ（図示せず）を運搬してきて第２の配管系統に属する第１の受入口２７Ｘおよび第２の受入口２８Ｘに接続し、ＬＮＧの供給を開始する。空になった１基目の貯留タンク１は接続を解除し、一次基地に戻ってＬＮＧを補充する。そして、２基目の貯留タンク１Ｘが残り少なくなったとき、１基目の可搬式の貯留タンク１を運搬してきて第１の配管系統に属する第１の受入口２７および第２の受入口２８に接続し、再びＬＮＧの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンク１，１Ｘの交換のせいでＬＮＧの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。
それ以外は、上記形態と同様の作用効果を奏する。

〔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：牽引車
３：トレーラー
１１：気化手段
１１ａ：第１気化器
１１ｂ：第２気化器
１２：加圧手段
１２ａ：圧力調整弁
１３：供給手段
１５：バッファタンク
１６：減圧手段
１７：パージガス供給手段
１７ａ：パージガスタンク
１８：供給路
１８ａ：供給口
２１：第１のユニット
２２：第２のユニット
２３：第１ユニット化手段
２４：第２ユニット化手段
２７：第１の受入口
２７Ｘ：第１の受入口
２７ａ：第１の受入路
２８：第２の受入口
２８Ｘ：第２の受入口
２８ａ：第２の受入路
２９：送出口
２９Ｘ：送出口
２９ａ：送出路
３０ａ：フレキシブルホース
３０ｂ：フレキシブルホース
３０ｃ：フレキシブルホース
３１：第１の液体取出路
３１ａ：第１の取出口
３２：第２の液体取出路
３２ａ：第２の取出口
３３：加圧路
３３ａ：加圧口
３４：放出口
３７：第１の導出口
３７ａ：第１の導出路
３８：第２の導出口
３８ａ：第２の導出路
３８ｂ：減圧弁
３９：パージガス受入口
３９ａ：パージガス受入路
４１：第１のガス受入口
４１ａ：第１のガス受入路
４２：第２のガス受入口
４２ａ：第２のガス受入路
４３：パージガス供給口
４３ａ：パージガス供給路
４３ｂ：減圧弁
１００：可搬式液化天然ガス供給設備

Claims (4)

1. 貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
   上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するための供給手段と、
   上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、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、
   上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第１のユニットにする第１ユニット化手段と、
   上記供給手段を搬送可能な第２のユニットにする第２ユニット化手段と、を備え、
   上記第１のユニットには、
   上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第１の受入口と、
   上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第２の受入口と、
   上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻すための送出口と、
   が設けられ、
   上記第１のユニットには、
   上記第１の受入口、上記第２の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、
   複数設けられている
   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２のユニットは、
   上記第１の受入口、第２の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている
   請求項１記載の可搬式液化天然ガス供給設備。
3. 上記供給手段は、
   上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む
   請求項１または２記載の可搬式液化天然ガス供給設備。
4. 上記供給手段は、
   上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む
   請求項１〜３のいずれか一項に記載の可搬式液化天然ガス供給設備。

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