JP7145101B2 - 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 - Google Patents
燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP7145101B2 JP7145101B2 JP2019032416A JP2019032416A JP7145101B2 JP 7145101 B2 JP7145101 B2 JP 7145101B2 JP 2019032416 A JP2019032416 A JP 2019032416A JP 2019032416 A JP2019032416 A JP 2019032416A JP 7145101 B2 JP7145101 B2 JP 7145101B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- line
- quality
- reliquefied
- lng
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
本発明は、燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関し、特に、高発熱量の燃料ガスおよび低発熱量の燃料ガスを需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関するものである。
従来から、ＬＮＧ基地では、タンク（ＬＮＧタンク）に貯蔵された液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、「ＬＮＧ」と称す）を気化して、一般家庭等に「都市ガス」（以下、「ＬＮＧ」を気化させた天然ガスを「ＮＧ」と称す）を供給するほか、その他の需要先、例えば、ガス発電機に用いられる「ＮＧ」（以下、「発電用ガス」と称す）を発電所等に供給する運用をおこなっている。
一般に、ＬＮＧ基地から供給される「ＮＧ」は、その需要先の使用用途等に応じて、その性状（品質）が定められている場合が少なくない。
具体的に、「都市ガス」にあっては、需要先での利用に適した発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ3」）が厳密に規定される一方、「発電用ガス」にあっては、「都市ガス」ほどの厳密な規定はないものの、契約等によって定められた要求発熱量（例えば、「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」）に調整等することが求められている。
具体的に、「都市ガス」にあっては、需要先での利用に適した発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ3」）が厳密に規定される一方、「発電用ガス」にあっては、「都市ガス」ほどの厳密な規定はないものの、契約等によって定められた要求発熱量（例えば、「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」）に調整等することが求められている。
このため、ＬＮＧ基地では、「都市ガス」の規定発熱量や「発電用ガス」の要求発熱量を確保するため、例えば、
（ａ）タンクに受け入れる「ＬＮＧ」種（例えば、リッチガスやシェールガス）を選定したうえ、
（ｂ）受け入れた「ＬＮＧ」が「都市ガス」の規定発熱量等に達していない場合、その発熱量をいわば強制的に上昇させる措置（以下、「熱量調整処理」という）を講じる、
ようにしている。
（ａ）タンクに受け入れる「ＬＮＧ」種（例えば、リッチガスやシェールガス）を選定したうえ、
（ｂ）受け入れた「ＬＮＧ」が「都市ガス」の規定発熱量等に達していない場合、その発熱量をいわば強制的に上昇させる措置（以下、「熱量調整処理」という）を講じる、
ようにしている。
このような「熱量調整処理」としては、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混合するほか、例えば、特許文献１に記載の技術が知られている。
この特許文献１の技術は、
「ＬＮＧ」を気化して「ＮＧ」を生成する「ＬＮＧ気化器」と、
「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称す）を昇圧する「ＢＯＧ圧縮機」と、
液化石油ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、以下、「ＬＰＧ」と称す）を気化してＬＰＧ気化ガスを生成する「ＬＰＧ気化器」と、
「ＬＰＧ気化器」により生成されたＬＰＧ気化ガスの送出量（流量）を調整する「流量調節弁」と、
「ＢＯＧ圧縮機」により昇圧された「ＢＯＧ」と、「流量調節弁」により流量調整されたＬＰＧ気化ガスとを混合する「ミキサ」と、
「ミキサ」により混合された「ＢＯＧ」と、「ＬＰＧ気化器」により生成された「ＮＧ」とを合流させた状態で、需要先に「ＮＧ」を供給する「ガス導管」と、
を備えたものである。
「ＬＮＧ」を気化して「ＮＧ」を生成する「ＬＮＧ気化器」と、
「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称す）を昇圧する「ＢＯＧ圧縮機」と、
液化石油ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、以下、「ＬＰＧ」と称す）を気化してＬＰＧ気化ガスを生成する「ＬＰＧ気化器」と、
「ＬＰＧ気化器」により生成されたＬＰＧ気化ガスの送出量（流量）を調整する「流量調節弁」と、
「ＢＯＧ圧縮機」により昇圧された「ＢＯＧ」と、「流量調節弁」により流量調整されたＬＰＧ気化ガスとを混合する「ミキサ」と、
「ミキサ」により混合された「ＢＯＧ」と、「ＬＰＧ気化器」により生成された「ＮＧ」とを合流させた状態で、需要先に「ＮＧ」を供給する「ガス導管」と、
を備えたものである。
このような技術によれば、「流量調節弁」や「ミキサ」等を設けることにより「都市ガス」等の「ＮＧ」を所望の発熱量まで上昇させることが可能である。
しかしながら、一般に、「ＬＮＧ」や「ＮＧ」の増熱に用いられる「ＬＰＧ」は、比較的高価であるため、特許文献１の技術では、その使用量の増加に伴って、コスト（ガス製造単価）が割高になる、といった問題があった。
また、特許文献１の技術では、「ＬＰＧ」が混合された「ＢＯＧ」を、「ＮＧ」が流れる「ガス導管」に直接導入するように構成されているため、比較的能力（吐出圧力等）の高い「ＢＯＧ圧縮機」を用いなければならず、駆動頻度等によっては、消費電力の増加を招く、といった問題も生じる。
さらに、特許文献１の技術では、比較的能力の高い「ＢＯＧ圧縮機」によって「ＢＯＧ」が圧縮されると、その温度が高温となるため、場合によっては、昇温された「ＢＯＧ」が原因で、その周囲等に設けられる機器（例えば、計器類）に不具合が生じるおそれがある。
かかる場合、「流量調整弁」の開閉量の制御に加え、「都市ガス」等の発熱量を考慮しつつ、例えば、「ＬＮＧ気化器」による「ＮＧ」の気化量を調整する制御もおこなわなければならないため、制御内容等によっては、常に、一定品質の「都市ガス」や「発電用ガス」を需要先に供給することができない、といった問題を生じる。
本発明は、このような問題を解決するためになされたものであり、その目的は、「ＬＰＧ」等の増熱用燃料の使用量を抑えつつ、発熱量の異なる燃料ガス（例えば、「都市ガス」および「発電用ガス」）を、一定の品質でかつ安定して需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法を提供することにある。
上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給システムによれば、低温液体を貯蔵する低温タンクと、前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する第１再液化ガス供給ラインと、前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記第１制御バルブおよび前記第２制御バルブの各開閉量を制御する制御装置と、を備え、前記制御装置は、前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を制御するとともに、前記第２制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を制御する、ことにより解決される。
また、上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給方法によれば、低温液体を貯蔵する低温タンクと、前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するための第１再液化ガス供給ラインと、前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するための第２再液化ガス供給ラインと、前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、前記第２払出ラインを介して需要先に供給される前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、前記燃料ガス供給方法は、前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定工程と、前記判定工程をおこなうことによって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を変更するとともに、前記第２制御バルブの開閉量を変更することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を変更するバルブ開閉量変更工程と、を含む、ことによっても解決される。
なお、ここでいう「低温液体」とは、いわゆる超低温または極低温の液体を意味し、例えば、「ＬＮＧ」や「ＬＰＧ」が該当する。
また、上記「蒸発ガス」とは、例えば、「低温液体」が、「ＬＮＧ」であればメタンガスやエタンガス等の成分を含む「ＢＯＧ」が、また、「ＬＰＧ」であればプロパンガスやブタンガス等の成分を含む「ＢＯＧ」が、それぞれ、該当する。
さらに、上記（「第１発熱量」の）「第１燃料ガス」および（「第１発熱量よりも低い第２発熱量」の）「第２燃料ガス」とは、例えば、「低温液体」が「ＬＮＧ」であれば、「都市ガス」（例えば、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）が「第１燃料ガス」に、また、「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」）が「第２燃料ガス」に、それぞれ、該当する。
上記構成では、第２払出ライン（以下、「低発熱量ガス供給ライン」と称す）から需要先に供給される第２燃料ガス（以下、「低発熱量燃料ガス」と称す）の品質が、
（ａ）品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たしている場合、再液化ガスを「低発熱量ガス供給ライン」に導入する一方、
（ｂ）品質基準値を満たしていない場合、「低発熱量ガス供給ライン」に供給する再液化ガスの量を減じる（供給停止を含む）とともに、その減じた分の再液化ガスを、（第２燃料ガスよりも発熱量の高い）第１燃料ガス（以下、「高発熱量燃料ガス」と称す）が流れる第１払出ライン（以下、「高発熱量ガス供給ライン」と称す）に導入する、
ように構成されている。
（ａ）品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たしている場合、再液化ガスを「低発熱量ガス供給ライン」に導入する一方、
（ｂ）品質基準値を満たしていない場合、「低発熱量ガス供給ライン」に供給する再液化ガスの量を減じる（供給停止を含む）とともに、その減じた分の再液化ガスを、（第２燃料ガスよりも発熱量の高い）第１燃料ガス（以下、「高発熱量燃料ガス」と称す）が流れる第１払出ライン（以下、「高発熱量ガス供給ライン」と称す）に導入する、
ように構成されている。
すなわち、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」側においては、
（ａ）原則として、低温タンクから払い出された低温液体（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の再液化ガス（例えば、発熱量が「３９．６ＭＪ／ｍ3」程度の再液化された「ＢＯＧ」（以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「低発熱量燃料ガス」の品質が品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たさなくなると、低温タンクから払い出された低温液体に、比較的少なめ（例えば、「２ｔ／ｈ」）の再液化ガスを混合したもの、または、低温タンクから払い出された低温液体のみを流通させることができる、
ように構成されている。
（ａ）原則として、低温タンクから払い出された低温液体（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の再液化ガス（例えば、発熱量が「３９．６ＭＪ／ｍ3」程度の再液化された「ＢＯＧ」（以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「低発熱量燃料ガス」の品質が品質基準値（例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を満たさなくなると、低温タンクから払い出された低温液体に、比較的少なめ（例えば、「２ｔ／ｈ」）の再液化ガスを混合したもの、または、低温タンクから払い出された低温液体のみを流通させることができる、
ように構成されている。
このため、上記構成では、「低発熱量燃料ガス」を、需要先に安定して供給することができるばかりか、比較的容易に、一定の品質（例えば、需要先との間で取り決めた要求発熱量）とすることが可能なため、ガス製造に要するコストを確実に低減することが可能である。
一方、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」への「再液化ガス」の導入量が減じられると、その減じた分の再液化ガスが、そのまま「高発熱量ガス供給ライン」に導入されるように構成されている。
すなわち、上記構成では、「低発熱量ガス供給ライン」への再液化ガスの導入量を減じた場合であっても、再液化装置による再液化ガスの生成処理を、中断することなく継続的におこなうことができるため、常に、一定品質の再液化ガスを安定して生成することが可能である。
なお、比較的需要の高い「都市ガス」（「高発熱量燃料ガス」）を供給する運用をおこなっている施設（例えば、ＬＮＧ基地）においては、「都市ガス」の規定発熱量を遵守する必要があることから、発熱量を調整するための設備、例えば、「ＬＰＧ」を添加して「ＬＮＧ」を増熱する熱量調整装置や、比較的発熱量の高い「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている場合がほとんどである。
このため、仮に、再液化ガスを「高発熱量ガス供給ライン」に供給することによって、「高発熱量ＮＧ」の発熱量が低下するような場合であっても、既存の設備を利用して、「高発熱量ＮＧ」を容易に増熱することが可能である。
この点、上記構成は、「低発熱量ＮＧ」のみならず、「高発熱量ＮＧ」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。
なお、上記構成では、再液化装置を用いて蒸発ガスの再液化処理をおこなっているため、例えば、低温液体が「ＬＮＧ」である場合、
（ａ）「ＢＯＧ」（蒸発ガス）を圧送するＢＯＧ圧縮機の能力（吐出圧力等）を、例えば、特許文献１の技術のように、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」を用いて間接的に冷却している場合にあっては、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
（ａ）「ＢＯＧ」（蒸発ガス）を圧送するＢＯＧ圧縮機の能力（吐出圧力等）を、例えば、特許文献１の技術のように、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」を用いて間接的に冷却している場合にあっては、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
このように、上記構成では、発熱量の異なる燃料ガス(例えば、「都市ガス」や「発電用ガス」)を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に需要先に供給することができるうえ、既存の設備に容易に適用することが可能である。
なお、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記品質基準値は、前記第２燃料ガスの最低限必要な品質を表す値として予め定めた最低品質基準値を含み、前記制御装置は、前記判定部によって前記品質値が前記最低品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２制御バルブを閉塞する制御をおこなう、と好適である。
また、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記品質基準値は、前記第２燃料ガスの最低限必要な品質よりも高い品質であることを表す値として予め定めた許容品質基準値を含み、前記制御装置は、前記判定部によって前記品質値が前記許容品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を絞るように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、と好適である。
さらに、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記燃料ガス供給システムは、前記第１払出ラインに接続され、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または当該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合して前記第１発熱量の前記第１燃料ガスを生成する熱量調整装置をさらに備える、と好適である。
以上のように、本発明にかかる燃料供給システムおよび燃料供給方法によれば、比較的簡単な構成でありながらも、発熱量の異なる燃料ガスを、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に提供することが可能なうえ、既存の設備に容易に適用することができる。
以下、発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。図１は本実施形態にかかるＬＮＧ供給システムを説明するための系統図、図２は図１のＬＮＧ供給システムの概略を示すブロック図、図３は制御装置の記憶部に記憶される情報を説明するための説明図、図４は本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法の内容を説明するためのフロー図、図５はシャットダウン処理をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図、図６はインターロック処理をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図である。
である。
である。
（ＬＮＧ供給システム１の構成）
図１は、本実施形態にかかるＬＮＧ供給システム１およびＬＮＧ供給方法が適用される施設（以下、「ＬＮＧ基地」と称す）の概要を示す配管系統図である。なお、上記ＬＮＧ供給システム１が特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給システム」に該当する。
図１は、本実施形態にかかるＬＮＧ供給システム１およびＬＮＧ供給方法が適用される施設（以下、「ＬＮＧ基地」と称す）の概要を示す配管系統図である。なお、上記ＬＮＧ供給システム１が特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給システム」に該当する。
図１に示すように、ＬＮＧ供給システム１は、「ＬＮＧ」を貯蔵するためのＬＮＧタンクＴと、ＬＮＧ受入ライン１０と、ＬＮＧ払出ライン２０と、冷却用ＬＮＧライン２５と、ＮＧ供給ライン３０と、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、再液化ＢＯＧ供給ライン５０と、制御装置６０とを備えている。なお、上記「ＬＮＧ」と、ＬＮＧタンクＴと、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、制御装置６０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「低温液体」と、「低温タンク」と、「蒸発ガス排出ライン」と、「再液化装置」と、「制御装置」とに該当する。
（ＬＮＧタンクＴ）
ＬＮＧタンクＴは、例えば、「ＬＮＧ」を貯蔵する内槽と、その周囲に設けられる外槽と、内槽と外槽との間に設けられ、保冷材（例えば、パーライト）が充填される保冷層とを備えた地下式の二重殻タンクである。
ＬＮＧタンクＴは、例えば、「ＬＮＧ」を貯蔵する内槽と、その周囲に設けられる外槽と、内槽と外槽との間に設けられ、保冷材（例えば、パーライト）が充填される保冷層とを備えた地下式の二重殻タンクである。
このＬＮＧタンクＴには、ＬＮＧ受入ライン１０、ＬＮＧ払出ライン２０およびＢＯＧ排出ライン４０等の各種配管が接続されるとともに、その内部には、ＬＮＧ払出ライン２０を介して「ＬＮＧ」を払い出すための払出ポンプＰ１が設けられている。
（ＬＮＧ受入ライン１０）
ＬＮＧ受入ライン１０は、アンローディングアーム２を介してＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「ＬＮＧ」をＬＮＧタンクＴに受け入れるための管路である。
ＬＮＧ受入ライン１０は、アンローディングアーム２を介してＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「ＬＮＧ」をＬＮＧタンクＴに受け入れるための管路である。
（ＬＮＧ払出ライン２０）
ＬＮＧ払出ライン２０は、ＬＮＧ払出ポンプＰ１から吐出された「ＬＮＧ」を、ＮＧ供給ライン３０（後述する第１ＮＧ供給ライン３０Ａおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂ）に払い出すための管路であって、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとを有している。なお、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
ＬＮＧ払出ライン２０は、ＬＮＧ払出ポンプＰ１から吐出された「ＬＮＧ」を、ＮＧ供給ライン３０（後述する第１ＮＧ供給ライン３０Ａおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂ）に払い出すための管路であって、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとを有している。なお、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａは、後述する第１気化器Ｖ１に接続され、その管路中には、
・第１気化器Ｖ１への「ＬＮＧ」の供給量を調整するための制御弁（図示省略）等が設けられるとともに、
・後述する冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａ、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５ＢおよびＬＰＧ払出ライン７２が、それぞれ、下流側に向かって順に接続されている。
・第１気化器Ｖ１への「ＬＮＧ」の供給量を調整するための制御弁（図示省略）等が設けられるとともに、
・後述する冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａ、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５ＢおよびＬＰＧ払出ライン７２が、それぞれ、下流側に向かって順に接続されている。
一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂは、後述する第２気化器Ｖ２に接続され、その管路中には、後述する第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂが分岐接続されるとともに、その下流側に流量計２１が設けられている。
（冷却用ＬＮＧライン２５）
冷却用ＬＮＧライン２５は、再液化装置Ｒに導入された「ＢＯＧ」を冷却して再液化するための管路であって、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａと、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂとを有している。なお、上記「ＢＯＧ」が特許請求の範囲に記載の「蒸発ガス」に該当する。
冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａは、再液化装置Ｒに「ＬＮＧ」を供給するための管路であって、その管路中に、再液化装置Ｒへの「ＬＮＧ」の吐出量（導入量）を可変することが可能な冷却用ＬＮＧポンプＰ２が設けられている。
冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂは、再液化装置Ｒから排出された「ＬＮＧ」を、再度、ＬＮＧ払出ライン２０Ａに戻すための管路である。
冷却用ＬＮＧライン２５は、再液化装置Ｒに導入された「ＢＯＧ」を冷却して再液化するための管路であって、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａと、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂとを有している。なお、上記「ＢＯＧ」が特許請求の範囲に記載の「蒸発ガス」に該当する。
冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａは、再液化装置Ｒに「ＬＮＧ」を供給するための管路であって、その管路中に、再液化装置Ｒへの「ＬＮＧ」の吐出量（導入量）を可変することが可能な冷却用ＬＮＧポンプＰ２が設けられている。
冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂは、再液化装置Ｒから排出された「ＬＮＧ」を、再度、ＬＮＧ払出ライン２０Ａに戻すための管路である。
（ＮＧ供給ライン３０）
ＮＧ供給ライン３０は、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとを有している。なお、上記第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
ＮＧ供給ライン３０は、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとを有している。なお、上記第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。
（第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２）
ここで、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２について説明する。なお、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２は、ほぼ同様な構成を有しているため、以下においては、第１気化器Ｖ１について説明し、必要がある場合を除き、第２気化器Ｖ２についての説明を省略する。
ここで、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２について説明する。なお、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２は、ほぼ同様な構成を有しているため、以下においては、第１気化器Ｖ１について説明し、必要がある場合を除き、第２気化器Ｖ２についての説明を省略する。
第１気化器Ｖ１は、公知の気化器と同様に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを介して供給された「ＬＮＧ」を海水等で気化させて「ＮＧ」（「都市ガス」）を生成するための装置である。
本実施形態では、第１気化器Ｖ１が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）を、また、また、第２気化器Ｖ２が「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４２．５～４６ＭＪ／ｍ3」）を、それぞれ、生成するための装置として、設けられている。なお、上記「都市ガス」と、「発電用ガス」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１発熱量」の「第１燃料ガス」と、「第２発熱量」の「第２燃料ガス」とに該当する。
本実施形態では、第１気化器Ｖ１が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）を、また、また、第２気化器Ｖ２が「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４２．５～４６ＭＪ／ｍ3」）を、それぞれ、生成するための装置として、設けられている。なお、上記「都市ガス」と、「発電用ガス」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１発熱量」の「第１燃料ガス」と、「第２発熱量」の「第２燃料ガス」とに該当する。
すなわち、本実施形態では、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａが「都市ガス」を供給するためのラインとして、また、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが「発電用ガス」を供給するためのラインとして系統分けされている。
（熱調設備７０）
ところで、本実施形態にかかる「ＬＮＧ基地」では、「都市ガス」（第１気化器Ｖ１により生成される「ＮＧ」）の発熱量を増熱することが可能な熱調設備７０が設けられている。なお、上記熱調設備７０が特許請求の範囲に記載の「熱量調整装置」に該当する。
具体的に、本実施形態にかかる熱調設備７０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク７１と、ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに供給するＬＰＧ払出ライン７２と、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の導入量を調整する流量調整弁７３（例えば、電動弁）とを備えている。なお、上記「ＬＰＧ」が特許請求の範囲に記載の「増熱用燃料」に該当する。
ところで、本実施形態にかかる「ＬＮＧ基地」では、「都市ガス」（第１気化器Ｖ１により生成される「ＮＧ」）の発熱量を増熱することが可能な熱調設備７０が設けられている。なお、上記熱調設備７０が特許請求の範囲に記載の「熱量調整装置」に該当する。
具体的に、本実施形態にかかる熱調設備７０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク７１と、ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに供給するＬＰＧ払出ライン７２と、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の導入量を調整する流量調整弁７３（例えば、電動弁）とを備えている。なお、上記「ＬＰＧ」が特許請求の範囲に記載の「増熱用燃料」に該当する。
本実施形態では、このような熱調設備７０が設けられているため、仮に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる「ＬＮＧ」の発熱量が「都市ガス」の規定発熱量（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）に満たない場合であっても、「ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を添加することによって、これを規定発熱量まで増熱することができるように構成されている。
なお、本実施形態では、「ＬＮＧ」を増熱する方式として、いわゆる「液－液熱調方式」を採用したが、これに代えて（または、これに加えて）、例えば、
・「ガス－ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を気化させたものと、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、ミキサ等のガス－ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式、特許文献１のような熱調方式）を採用してもよく、また、
・「液－ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、いわゆる液－ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式）を採用することも可能である。
・「ガス－ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」を気化させたものと、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、ミキサ等のガス－ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式、特許文献１のような熱調方式）を採用してもよく、また、
・「液－ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク７１から払い出された「ＬＰＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、いわゆる液－ガス熱調装置で混合して、これを第１ＮＧ供給ライン３０Ａに供給する方式）を採用することも可能である。
（ＢＯＧ排出ライン４０）
ＢＯＧ排出ライン４０は、ＬＮＧタンクＴ内で自然気化した「ＢＯＧ」をＬＮＧタンクＴ外に排出するための管路であって、その管路中には、ＢＯＧ圧縮機４１が設けられている。
本実施形態では、ＢＯＧ圧縮機４１により昇圧された「ＢＯＧ」が、ＢＯＧ排出ライン４０を介して再液化装置Ｒに導入されるように構成されている。
ＢＯＧ排出ライン４０は、ＬＮＧタンクＴ内で自然気化した「ＢＯＧ」をＬＮＧタンクＴ外に排出するための管路であって、その管路中には、ＢＯＧ圧縮機４１が設けられている。
本実施形態では、ＢＯＧ圧縮機４１により昇圧された「ＢＯＧ」が、ＢＯＧ排出ライン４０を介して再液化装置Ｒに導入されるように構成されている。
（再液化装置Ｒ）
ここで、再液化装置Ｒについて説明すると、本実施形態にかかる再液化装置Ｒは、公知の再液化装置と同様に、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａを介して導入された「ＬＮＧ」の冷熱を利用して、ＢＯＧ排出ライン４０を介して導入された「ＢＯＧ」を再液化するための装置である。
ここで、再液化装置Ｒについて説明すると、本実施形態にかかる再液化装置Ｒは、公知の再液化装置と同様に、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａを介して導入された「ＬＮＧ」の冷熱を利用して、ＢＯＧ排出ライン４０を介して導入された「ＢＯＧ」を再液化するための装置である。
（再液化ＢＯＧ供給ライン５０）
再液化ＢＯＧ供給ライン５０は、再液化装置Ｒにより再液化された「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」）をＬＮＧ払出ライン２０に導入するための管路であって、「再液化ＢＯＧ」を圧送するためのコンデンセントポンプＰ３と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとを有している。なお、上記「再液化ＢＯＧ」と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「再液化ガス」と、「第１再液化ガス供給ライン」と、「第２再液化ガス供給ライン」とに該当する。
再液化ＢＯＧ供給ライン５０は、再液化装置Ｒにより再液化された「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」）をＬＮＧ払出ライン２０に導入するための管路であって、「再液化ＢＯＧ」を圧送するためのコンデンセントポンプＰ３と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとを有している。なお、上記「再液化ＢＯＧ」と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「再液化ガス」と、「第１再液化ガス供給ライン」と、「第２再液化ガス供給ライン」とに該当する。
第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａは、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに接続され、その管路中には、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を可変することが可能な流量調整弁５１（例えば、電動弁）が設けられている。なお、上記流量調整弁５１が特許請求の範囲に記載の「第１制御バルブ」に該当する。
第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂは、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに接続され、その管路中には、「再液化ＢＯＧ」の流通を遮断することが可能な緊急遮断弁５２（例えば、電磁弁）と、流量計５３と、その流量を調整することが可能な流量調整弁５４（例えば、電動弁）とが、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに向かって順に設けられている。なお、上記緊急遮断弁５２および流量調整弁５４が特許請求の範囲に記載の「第２制御バルブ」に該当する。
（制御装置６０）
図１～図３に示すように、制御装置６０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）６１と、記憶部６２とを有し、例えば、「ＬＮＧ基地」のガス製造設備の運転等を監視するコントロールセンターに設けることが可能なものである。なお、上記中央制御部６１が特許請求の範囲に記載の「判定部」に該当する。
図１～図３に示すように、制御装置６０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）６１と、記憶部６２とを有し、例えば、「ＬＮＧ基地」のガス製造設備の運転等を監視するコントロールセンターに設けることが可能なものである。なお、上記中央制御部６１が特許請求の範囲に記載の「判定部」に該当する。
中央制御部６１は、例えば、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに設けられた流量計２１、
・第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設けられた熱量計３１Ａ，３１Ｂ、
・第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂに設けられた流量計５３
等によって計測された計測値や、
・ガス成分（本実施形態では、サンプリング配管９１を介して導入された「ＢＯＧ」のガス成分、および、サンプリング配管９２介して導入された「発電用ガス」のガス成分）を分析するガスクロマトグラフ８０による分析値
等の計測結果と、後述する記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」および「第２品質基準値」とに基づいて、
・冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３を駆動する制御や、
・流量調整弁５１，５４および緊急遮断弁５２を開閉する制御
等をおこなう。なお、上記計測値と、流量計２１、熱量計３１Ａ，３１Ｂ、流量計５３およびガスクロマトグラフ８０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「品質値」と、「計測装置」とに該当する。
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに設けられた流量計２１、
・第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設けられた熱量計３１Ａ，３１Ｂ、
・第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂに設けられた流量計５３
等によって計測された計測値や、
・ガス成分（本実施形態では、サンプリング配管９１を介して導入された「ＢＯＧ」のガス成分、および、サンプリング配管９２介して導入された「発電用ガス」のガス成分）を分析するガスクロマトグラフ８０による分析値
等の計測結果と、後述する記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」および「第２品質基準値」とに基づいて、
・冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３を駆動する制御や、
・流量調整弁５１，５４および緊急遮断弁５２を開閉する制御
等をおこなう。なお、上記計測値と、流量計２１、熱量計３１Ａ，３１Ｂ、流量計５３およびガスクロマトグラフ８０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「品質値」と、「計測装置」とに該当する。
制御装置６０の記憶部６２は、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の半導体メモリーからなり、ＬＮＧ供給システム１の基本動作を司る基本動作プログラムが記憶される記憶領域のほか、
・「都市ガス」の品質基準値を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）、
・「発電用ガス」の契約値（「発電用ガス」を供給する需要先との間で取り決めた値、以下、「第１品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ3」、窒素：「４．０ｍｏｌ％」）、および、
・「発電用ガス」の自主管理値（上記契約値よりも「発電用ガス」の品質が高くなるように「ＬＮＧ基地」側で予め定めた値、以下、「第２品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」、窒素：「０．３ｍｏｌ％」）、
が記憶される記憶領域等を有している。なお、上記「第１品質基準値」と、「第２品質基準値」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「最低品質基準値」（「品質基準値」）と、「許容品質基準値」（「品質基準値」）とに該当する。
・「都市ガス」の品質基準値を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）、
・「発電用ガス」の契約値（「発電用ガス」を供給する需要先との間で取り決めた値、以下、「第１品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ3」、窒素：「４．０ｍｏｌ％」）、および、
・「発電用ガス」の自主管理値（上記契約値よりも「発電用ガス」の品質が高くなるように「ＬＮＧ基地」側で予め定めた値、以下、「第２品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」、窒素：「０．３ｍｏｌ％」）、
が記憶される記憶領域等を有している。なお、上記「第１品質基準値」と、「第２品質基準値」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「最低品質基準値」（「品質基準値」）と、「許容品質基準値」（「品質基準値」）とに該当する。
詳しくは後述するが、中央制御部６１は、「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」および「第２品質基準値」の何れの基準値を満たしていると判定すると、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５１，５４等の制御をおこなう（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５１，５４等の制御をおこなう（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
また、中央制御部６１は、
（ａ）「発電用ガス」の品質が、「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、流量調整弁５１，５４等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減じるとともに（導入量：「１３ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１３ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「インターロック処理Ｓ５００」）をおこなう一方（図６参照）、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」を満たしていない判定すると、流量調整弁５１および緊急遮断弁５２等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする（シャットダウンする）とともに（導入量：「１５ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１５ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「シャットダウン処理Ｓ４００」と称す）をおこなう（図５参照）、
ように構成されている（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
（ａ）「発電用ガス」の品質が、「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、流量調整弁５１，５４等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減じるとともに（導入量：「１３ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１３ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「インターロック処理Ｓ５００」）をおこなう一方（図６参照）、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」を満たしていない判定すると、流量調整弁５１および緊急遮断弁５２等を制御して、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする（シャットダウンする）とともに（導入量：「１５ｔ／ｈ」減）、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１５ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「シャットダウン処理Ｓ４００」と称す）をおこなう（図５参照）、
ように構成されている（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
ところで、本実施形態では、ＬＮＧタンクＴに発熱量が「４４．８ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」が貯蔵されている状態で、再液化装置Ｒによって「ＢＯＧ」が再液化されると、例えば、発熱量が「３９．６ＭＪ／ｍ３」程度の「再液化ＢＯＧ」（低発熱量の「ＬＮＧ」）が生成されるように構成されている。
そうすると、上述したような「シャットダウン」する制御がおこなわれた場合には、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入が遮断（シャットダウン）されるため、「発電用ガス」の発熱量が急上昇してしまうことが懸念される。
すなわち、一般に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が多くなるほど、「発電用ガス」の発熱量の低下幅が大きくなる傾向があるため、かかる場合、熱量変化幅は大きくなる（熱量変化速度が速くなる）結果、「発電用ガス」の品質が低下する、といった問題が生じやすい。
すなわち、一般に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が多くなるほど、「発電用ガス」の発熱量の低下幅が大きくなる傾向があるため、かかる場合、熱量変化幅は大きくなる（熱量変化速度が速くなる）結果、「発電用ガス」の品質が低下する、といった問題が生じやすい。
この点、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量は、
・再液化装置Ｒの運転状況や、
・「シャットダウン処理」時における第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の振替スピード、
などを考慮したうえで、予め制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）するのが望ましい、といえる。
・再液化装置Ｒの運転状況や、
・「シャットダウン処理」時における第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の振替スピード、
などを考慮したうえで、予め制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）するのが望ましい、といえる。
（ＬＮＧ供給方法の構成）
次に、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法について、図１～図６を参照しつつ説明する。
なお、以下においては、説明の便宜上、
・ＬＮＧタンクＴに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量が「４４．８ＭＪ／ｍ３」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」および
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」、
であること、
・中央制御部６１による冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３の制御によって再液化装置Ｒから送出される「再液化ＢＯＧ」の総送出量が「１６ｔ／ｈ」となっていること、
・中央制御部６１による流量調整弁７３の制御（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の払出量の制御）等によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ３」となっていること、
を前提として説明する。
次に、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法について、図１～図６を参照しつつ説明する。
なお、以下においては、説明の便宜上、
・ＬＮＧタンクＴに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量が「４４．８ＭＪ／ｍ３」、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」および
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」、
であること、
・中央制御部６１による冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３の制御によって再液化装置Ｒから送出される「再液化ＢＯＧ」の総送出量が「１６ｔ／ｈ」となっていること、
・中央制御部６１による流量調整弁７３の制御（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の払出量の制御）等によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ３」となっていること、
を前提として説明する。
図２～図４に示すように、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法は、主として、制御装置６０の中央制御部６１においておこなわれ、第１判定処理Ｓ１００と、第２判定処理Ｓ２００と、通常運転処理Ｓ３００と、シャットダウン処理Ｓ４００と、インターロック処理Ｓ５００とを備えている。なお、上記第１判定処理Ｓ１００および第２判定処理Ｓ２００と、シャットダウン処理Ｓ４００およびインターロック処理Ｓ５００とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「判定工程」と、「バルブ開閉量変更工程」とに該当する。
（第１判定処理Ｓ１００）
中央制御部６１は、第１判定処理Ｓ１００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」（契約値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４０．８ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「４．０ｍｏｌ％」超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、第１判定処理Ｓ１００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第１品質基準値」（契約値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４０．８ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「４．０ｍｏｌ％」超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
なお、本実施形態では、「発電用ガス」の発熱量を計測する熱量計として２つの熱量計３１Ａ，３１Ｂを設けたが、何れか一方の熱量計を省略してもよく、また、３つ以上の熱量計を設けることも可能である。また、２つ以上の熱量計を設けた場合にあっては、何れか１つの熱量計によって「発電用ガス」の発熱量が「４０．８ＭＪ／ｍ３」未満であることが計測された時点で、すぐさま、「第１品質基準値」を満たしていない、と判断するように構成するのが望ましい。
また、「発電用ガス」の発熱量は、熱量計３１Ａ，３１Ｂおよびガスクロマトグラフ８０の何れにおいても計測することできるが、ガスクロマトグラフによっては計測結果が「リアルタイム」で出力（後進）されないものも存在するため、かかる場合、熱量計３１Ａ，３１Ｂで計測するのが望ましい。
中央制御部６１は、「第１品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ２００に処理を移し、「第１品質基準値」を満たしていないと判定すると、ステップＳ４００に処理を移す。なお、本実施形態では、本処理において、「発電用ガス」の発熱量およびその窒素濃度の双方を判定するように構成したが、例えば、何れか一方のみ（例えば、「発電用ガス」の発熱量のみ）を判定するように構成してもよい。
（第２判定処理Ｓ２００）
中央制御部６１は、第２判定処理Ｓ２００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４２．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「０．３ｍｏｌ％」を超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、第２判定処理Ｓ２００において、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された計測値が、記憶部６２に記憶された「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、熱量計３１Ａ，３１Ｂやガスクロマトグラフ８０により計測された、
（ａ）「発電用ガス」の発熱量が、「４２．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定するとともに、
（ｂ）「発電用ガス」の窒素濃度が、「０．３ｍｏｌ％」を超えているか否かを判定する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、「第２品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ３００に処理を移し、「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、ステップＳ５００に処理を移す。なお、本実施形態では、本処理において、「発電用ガス」の発熱量およびその窒素濃度の双方を判定するように構成したが、例えば、何れか一方のみ（例えば、「発電用ガス」の発熱量のみ）を判定するように構成することも可能である。
（通常運転処理Ｓ３００）
図１、図２および図４に示すように、中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００において、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの再液化ＢＯＧの導入量が、通常時の運転状態となるための制御をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５１の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５４の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
図１、図２および図４に示すように、中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００において、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの再液化ＢＯＧの導入量が、通常時の運転状態となるための制御をおこなう。
具体的に、中央制御部６１は、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５１の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５４の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部６１は、通常運転処理Ｓ３００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
なお、「シャットダウン処理」（シャットダウン処理Ｓ４００）をおこなった際に生じうる「発電用ガス」の熱量変化幅を抑制するため、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）している場合、中央制御部６１は、
（ａ）流量計２１，５３等により計測される計測値を監視するとともに、
（ｂ）予め定めた「再液化ＢＯＧ」の導入量を超えた場合、流量調整弁５１の開閉量を絞る、
等の制御をおこなえばよい。
（ａ）流量計２１，５３等により計測される計測値を監視するとともに、
（ｂ）予め定めた「再液化ＢＯＧ」の導入量を超えた場合、流量調整弁５１の開閉量を絞る、
等の制御をおこなえばよい。
（シャットダウン処理Ｓ４００）
図２および図５に示すように、中央制御部６１は、「第１品質基準値」（契約値）を満たしていないと判定すると（第１判定処理Ｓ１００）、シャットダウン処理Ｓ４００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、緊急遮断弁５２を閉位置に移動させるとともに（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５１を所定量開移動させる（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ増））、
制御をおこなう。
図２および図５に示すように、中央制御部６１は、「第１品質基準値」（契約値）を満たしていないと判定すると（第１判定処理Ｓ１００）、シャットダウン処理Ｓ４００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、緊急遮断弁５２を閉位置に移動させるとともに（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５１を所定量開移動させる（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ増））、
制御をおこなう。
これにより、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」（低発熱量（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ３」）で、かつ、窒素成分が多く含まれがちな液化燃料）の導入が遮断されるため、「発電用ガス」の発熱量を上昇させることができるうえ、その窒素濃度も低下させることが可能となる。
中央制御部６１は、シャットダウン処理Ｓ４００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
中央制御部６１は、シャットダウン処理Ｓ４００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
なお、シャットダウン処理Ｓ４００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第１品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）緊急遮断弁５２を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
（ａ）緊急遮断弁５２を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
（インターロック処理Ｓ５００）
図２および図６に示すように、中央制御部６１は、「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしていないと判定すると（第２判定処理Ｓ２００）、インターロック処理Ｓ５００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側において、流量調整弁５４の開閉量を絞って、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させるとともに（１３ｔ／ｈ減）、
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側において、流量調整弁５１の開閉量を増加させることによって、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させる（１３ｔ／ｈ増）、
制御をおこなう。
図２および図６に示すように、中央制御部６１は、「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしていないと判定すると（第２判定処理Ｓ２００）、インターロック処理Ｓ５００において、
（ａ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側において、流量調整弁５４の開閉量を絞って、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させるとともに（１３ｔ／ｈ減）、
（ｂ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側において、流量調整弁５１の開閉量を増加させることによって、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させる（１３ｔ／ｈ増）、
制御をおこなう。
これにより、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入が減じられるため、上述したシャットダウン処理Ｓ４００と同様に、「発電用ガス」の発熱量を（徐々に）上昇させることができるうえ、その窒素濃度も（徐々に）低下させることが可能となる。
中央制御部６１は、インターロック処理Ｓ５００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
中央制御部６１は、インターロック処理Ｓ５００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
なお、インターロック処理Ｓ５００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第２品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）流量調整弁５４を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
（ａ）流量調整弁５４を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５１を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部６１による制御）でおこなうことも可能である。
以上のように、本実施形態では、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「発電用ガス」の品質が、
（ａ）「第１品質基準値」（契約値、例えば、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）の何れの基準値も満たしている場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入し、
（ｂ）「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させる一方（「１３ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させるとともに（「１３ｔ／ｈ」増）、
（ｃ）「第１品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増加させる（「１５ｔ／ｈ」増）、
ように構成されている。
（ａ）「第１品質基準値」（契約値、例えば、発熱量：「４０．８ＭＪ／ｍ３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）の何れの基準値も満たしている場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入し、
（ｂ）「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させる一方（「１３ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させるとともに（「１３ｔ／ｈ」増）、
（ｃ）「第１品質基準値」を満たしていない場合、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増加させる（「１５ｔ／ｈ」増）、
ように構成されている。
すなわち、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ側においては、
（ａ）原則、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」））を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」（「第２品質基準値」）を満たさなくなると、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」のみ（「ＬＮＧ」に「比較的少なめ」（例えば、「２ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」を混合したもの）を流通させることができる、
ように構成されている。
（ａ）原則、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に、比較的多め（例えば、「１５ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」））を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」（「第２品質基準値」）を満たさなくなると、ＬＮＧタンクＴから払い出された「ＬＮＧ」のみ（「ＬＮＧ」に「比較的少なめ」（例えば、「２ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」を混合したもの）を流通させることができる、
ように構成されている。
このため、本実施形態では、「発電用ガス」を、需要先に安定して供給することができるばかりか、比較的容易に、一定の品質（「第１品質基準値」および「第２品質基準値」を満たす品質）とすることが可能なため、ガス製造に要するコストを確実に低減することが可能である。
一方、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ガス」の導入量が減じられると、その減じた分の「再液化ガス」が、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに導入されるように構成されている。
すなわち、本実施形態では、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ガス」の導入量を減じる場合であっても、再液化装置Ｒによる「再液化ガス」の生成処理を、中断することなく継続的におこなうことができるため、常に、一定品質の「再液化ガス」を安定して生成することが可能である。
なお、一般に、「都市ガス」を供給する運用をおこなっている施設（本実施形態のような「ＬＮＧ基地」）においては、「都市ガス」の規定発熱量（発熱量「４５ＭＪ／ｍ3」を遵守する必要があることから、熱調設備７０のような設備や、比較的発熱量の高い「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている場合がほとんどである。
このため、本実施形態のように、「再液化ガス」を第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに供給することによって、「都市ガス」の発熱量が低下するような場合であっても、既存の設備を利用して、「高発熱量ＮＧ」を増熱することが可能である。
この点、本実施形態では、「発電用ガス」のみならず、「都市ガス」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。
この点、本実施形態では、「発電用ガス」のみならず、「都市ガス」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。
なお、本実施形態では、再液化装置Ｒを用いて「ＢＯＧ」の再液化処理をおこなっているため、
（ａ）ＢＯＧ圧縮機４１の吐出圧力等を、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」の冷熱を利用して間接的に「ＢＯＧ」を冷却しているため、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
（ａ）ＢＯＧ圧縮機４１の吐出圧力等を、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」の冷熱を利用して間接的に「ＢＯＧ」を冷却しているため、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。
このように、本実施形態によれば、発熱量の異なる「都市ガス」および「発電用ガス」を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に、需要先に供給することができるうえ、様々な「ＬＮＧ基地」等の施設に容易に適用することが可能である。
なお、本実施形態では、低温液体としての「ＬＮＧ」を需要先に供給する場合を例にとって説明したが、本発明は、これに限られず、他の低温液体（例えば、ＬＰＧ）を供給する場合にも適用することが可能である。
また、本実施形態では、「第１品質基準値」および「第２品質基準値」として所定の「発熱量」や「窒素濃度」を設定したが、これに加えて（または、「発熱量」や「窒素濃度」の何れか一方に代えて）、他の基準値、例えば、「熱量変化速度」（例えば、「第１品質基準値」としては「熱量変化速度：５．０％／ｍｉｎ」、また、「第２品質基準値」としては「熱量変化速度：３．０％／ｍｉｎ」）を設定してもよい。
さらに、本実施形態では、「都市ガス」側の系統のみに熱調設備７０を設けたが、必要に応じて、「発電用ガス」側の系統にもこれと同様な熱調設備を設けてもよいことはいうまでもない。
以上、本発明者によってなされた発明を適用した実施形態について説明したが、この実施形態による本発明の開示の一部をなす論述および図面により、本発明は限定されるものではない。すなわち、この実施形態に基づいて当業者等によりなされる他の実施形態、実例および運用技術等はすべて本発明の範疇に含まれることはもちろんであることを付け加えておく。
１ ＬＮＧ供給システム
２ アンローディングアーム
１０ ＬＮＧ受入ライン
２０ ＬＮＧ払出ライン
２０Ａ 第１ＬＮＧ払出ライン
２０Ｂ 第２ＬＮＧ払出ライン
２１ 流量計
２５ 冷却用ＬＮＧライン
２５Ａ 冷却用ＬＮＧ往きライン
２５Ｂ 冷却用ＬＮＧ戻りライン
３０ ＮＧ供給ライン
３０Ａ 第１ＮＧ供給ライン
３０Ｂ 第２ＮＧ供給ライン
３１Ａ，３１Ｂ 熱量計
４０ ＢＯＧ排出ライン
４１ ＢＯＧ圧縮機
５０ 再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ａ 第１再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ｂ 第２再液化ＢＯＧ供給ライン
５１，５４ 流量調整弁
５２ 緊急遮断弁
５３ 流量計
６０ 制御装置
６１ 中央制御部
６２ 記憶部
７０ 熱調設備
７１ ＬＰＧタンク
７２ ＬＰＧ払出ライン
７３ 流量調整弁
８０ ガスクロマトグラフ
９１，９２ サンプリング配管
Ｔ ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１ ＬＮＧ払出ポンプ
Ｐ２ 冷却用ＬＮＧポンプ
Ｐ３ コンデンセントポンプ
Ｖ１ 第１気化器
Ｖ２ 第２気化器
２ アンローディングアーム
１０ ＬＮＧ受入ライン
２０ ＬＮＧ払出ライン
２０Ａ 第１ＬＮＧ払出ライン
２０Ｂ 第２ＬＮＧ払出ライン
２１ 流量計
２５ 冷却用ＬＮＧライン
２５Ａ 冷却用ＬＮＧ往きライン
２５Ｂ 冷却用ＬＮＧ戻りライン
３０ ＮＧ供給ライン
３０Ａ 第１ＮＧ供給ライン
３０Ｂ 第２ＮＧ供給ライン
３１Ａ，３１Ｂ 熱量計
４０ ＢＯＧ排出ライン
４１ ＢＯＧ圧縮機
５０ 再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ａ 第１再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ｂ 第２再液化ＢＯＧ供給ライン
５１，５４ 流量調整弁
５２ 緊急遮断弁
５３ 流量計
６０ 制御装置
６１ 中央制御部
６２ 記憶部
７０ 熱調設備
７１ ＬＰＧタンク
７２ ＬＰＧ払出ライン
７３ 流量調整弁
８０ ガスクロマトグラフ
９１，９２ サンプリング配管
Ｔ ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１ ＬＮＧ払出ポンプ
Ｐ２ 冷却用ＬＮＧポンプ
Ｐ３ コンデンセントポンプ
Ｖ１ 第１気化器
Ｖ２ 第２気化器
Claims (5)
- 低温液体を貯蔵する低温タンクと、
前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、
前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する第１再液化ガス供給ラインと、
前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、
前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、
前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、
前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、
前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記第１制御バルブおよび前記第２制御バルブの各開閉量を制御する制御装置と、を備え、
前記制御装置は、
前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、
前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を制御するとともに、前記第２制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする燃料ガス供給システム。 - 前記品質基準値は、
前記第２燃料ガスの最低限必要な品質を表す値として予め定めた最低品質基準値を含み、
前記制御装置は、
前記判定部によって前記品質値が前記最低品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２制御バルブを閉塞する制御をおこなう、
ことを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス供給システム。 - 前記品質基準値は、
前記第２燃料ガスの最低限必要な品質よりも高い品質であることを表す値として予め定めた許容品質基準値を含み、
前記制御装置は、
前記判定部によって前記品質値が前記許容品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を絞るように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の燃料ガス供給システム。 - 前記燃料ガス供給システムは、
前記第１払出ラインに接続され、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または当該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合して前記第１発熱量の前記第１燃料ガスを生成する熱量調整装置をさらに備える、
ことを特徴とする請求項１～請求項３の何れか１項に記載の燃料ガス供給システム。 - 低温液体を貯蔵する低温タンクと、
前記低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも低い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
前記低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、
前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するための第１再液化ガス供給ラインと、
前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するための第２再液化ガス供給ラインと、
前記第１再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第１制御バルブと、
前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、
前記第２払出ラインを介して需要先に供給される前記第２燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、
を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、
前記燃料ガス供給方法は、
前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定工程と、
前記判定工程をおこなうことによって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第２払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記第２制御バルブの開閉量を変更するとともに、前記第２制御バルブの開閉量を変更することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第１払出ラインに供給するように前記第１制御バルブの開閉量を変更するバルブ開閉量変更工程と、を含む、
ことを特徴とする燃料ガス供給方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019032416A JP7145101B2 (ja) | 2019-02-26 | 2019-02-26 | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019032416A JP7145101B2 (ja) | 2019-02-26 | 2019-02-26 | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2020133872A JP2020133872A (ja) | 2020-08-31 |
| JP7145101B2 true JP7145101B2 (ja) | 2022-09-30 |
Family
ID=72262913
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2019032416A Active JP7145101B2 (ja) | 2019-02-26 | 2019-02-26 | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7145101B2 (ja) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008309190A (ja) | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| JP2008309195A (ja) | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| US20130139544A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Fluor Technologies Corporation | LNG Boiloff Gas Recondensation Configurations And Methods |
| WO2015128903A1 (ja) | 2014-02-28 | 2015-09-03 | 日揮株式会社 | 液化天然ガスの受入設備 |
| JP2018145403A (ja) | 2017-03-07 | 2018-09-20 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 液化燃料ガスの成分調整装置 |
-
2019
- 2019-02-26 JP JP2019032416A patent/JP7145101B2/ja active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008309190A (ja) | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| JP2008309195A (ja) | 2007-06-12 | 2008-12-25 | Tokyo Gas Co Ltd | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 |
| US20130139544A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Fluor Technologies Corporation | LNG Boiloff Gas Recondensation Configurations And Methods |
| WO2015128903A1 (ja) | 2014-02-28 | 2015-09-03 | 日揮株式会社 | 液化天然ガスの受入設備 |
| JP2018145403A (ja) | 2017-03-07 | 2018-09-20 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 液化燃料ガスの成分調整装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2020133872A (ja) | 2020-08-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7565811B2 (en) | Gaseous fluid production apparatus and method | |
| EP1866618B1 (en) | Liquid gas vaporization and measurement system and method | |
| US7328726B2 (en) | Ramp rate blender | |
| KR102265257B1 (ko) | 증발가스 재액화 시스템 및 선박 | |
| JP4996987B2 (ja) | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 | |
| JP5495713B2 (ja) | Ｌｎｇ受入基地タンクからのｌｎｇ出荷方法及びその装置 | |
| KR101368795B1 (ko) | 액화물의 재기화 시스템 및 방법 | |
| JP7216570B2 (ja) | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 | |
| JP7145101B2 (ja) | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 | |
| JP4737955B2 (ja) | 天然ガスの希釈熱量調整方法及び装置 | |
| KR20110021526A (ko) | 액화천연가스의 재기화 설비 | |
| JP2008309190A (ja) | Ｌｎｇ貯蔵タンク内に発生するｂｏｇの再液化装置と再液化方法 | |
| JP5260157B2 (ja) | 天然ガスのカロリ調整システム及びカロリ調整方法 | |
| JP3610251B2 (ja) | Ｌｎｇ利用のｂｏｇ再液化方法 | |
| JP2011105955A (ja) | 天然ガスの希釈熱量調整方法 | |
| KR20190110755A (ko) | 액화가스 운송선박 | |
| Lee et al. | Operational strategy to minimize operating costs in liquefied natural gas receiving terminals using dynamic simulation | |
| JP4194324B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| JP7335759B2 (ja) | 燃料供給システムおよびこれを用いた燃料供給方法 | |
| JP5648401B2 (ja) | 流体供給システム | |
| JP7155460B1 (ja) | 液化ガス受入設備およびその制御方法 | |
| KR20240105604A (ko) | 액화천연가스 디스펜서 | |
| KR20090086923A (ko) | 천연가스 공급방법 및 장치 | |
| EP3234724A1 (en) | Apparatus and method for supplying liquid fuel gas | |
| JP2020133829A (ja) | ガス供給方法およびガス供給システム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20211012 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20220818 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20220830 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20220916 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7145101 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |