JP7216570B2 - 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 - Google Patents
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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。
ところで、近年、地球温暖化対策の観点などからＬＮＧの需要が世界的に拡大しており、生産量が増加傾向にある「非在来型ＬＮＧ」（例えば、シェールガス）が注目されている。
このような「非在来型ＬＮＧ」は、比較的調達しやすく、価格が低位安定化等しているため、今後、ＬＮＧ基地において、総ＬＮＧ調達量に占める「非在来型ＬＮＧ」の割合が増加していくことが見込まれる。
このような「非在来型ＬＮＧ」は、比較的調達しやすく、価格が低位安定化等しているため、今後、ＬＮＧ基地において、総ＬＮＧ調達量に占める「非在来型ＬＮＧ」の割合が増加していくことが見込まれる。
しかしながら、一般に、「非在来型ＬＮＧ」の発熱量は、比較的低いため（例えば、「４０～４２.５ＭＪ／ｍ3」）、総ＬＮＧ調達量に占める「非在来型ＬＮＧ」の割合が増加すると、その分、ＬＮＧ基地が保有するＬＮＧの平均保有発熱量も低下してしまう、といった問題が生じる。
かかる場合、
（ａ）「都市ガス」にあっては、規定発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ3」）からかけ離れていくのはもちろんのこと、
（ｂ）「発電用ガス」にあっては、要求発熱量に適合する「ＬＮＧ」（例えば、「４１ＭＪ／ｍ3」）をＬＮＧタンクに受け入れる（貯蔵する）運用をおこなっている場合、これを維持することが困難になる（例えば、「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」の範囲外になる）おそれが生じる。
（ａ）「都市ガス」にあっては、規定発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ3」）からかけ離れていくのはもちろんのこと、
（ｂ）「発電用ガス」にあっては、要求発熱量に適合する「ＬＮＧ」（例えば、「４１ＭＪ／ｍ3」）をＬＮＧタンクに受け入れる（貯蔵する）運用をおこなっている場合、これを維持することが困難になる（例えば、「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」の範囲外になる）おそれが生じる。
そこで、このような不都合を解消するための手法として、例えば、特許文献１のような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、
タンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称する）を圧縮する「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」によって流量調整された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、
タンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称する）を圧縮する「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」によって流量調整された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」等を所定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、所定発熱量の「都市ガス」等を得るため、「流量調整弁」の開閉量などを比較的高い精度で制御しなければならず、制御内容によっては、発熱量にばらつきが生じ、常に、一定品質の「都市ガス」等を需要先に供給することができない、といった問題が生じる。
さらに、特許文献１の技術では、「ＬＰＧ」が添加された「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、といった問題を招来する。
本発明の目的は、このような課題を解決することであり、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第１低温タンクと、前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、前記第１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、前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第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、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合することによって前記第２燃料ガスを生成可能な熱量調整装置と、を備え、前記第１低温タンクには、前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体が貯蔵される、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第１低温タンクと、前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、前記第１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、前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第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、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、前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体を前記第１低温タンクに貯蔵する貯蔵工程を含む、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（「第１発熱量」の）「第１燃料ガス」および（「第１発熱量」よりも高い「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、「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５～４２．５ＭＪ／ｍ3」）が「第１燃料ガス」に、また、「都市ガス」（例えば、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）が「第２燃料ガス」に、それぞれ、該当する。
上記構成では、
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第１払出ラインを介して需要先に供給される（第１発熱量（以下、「低発熱量」と称す）の）第１燃料ガスが生成される一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第２払出ラインを介して需要先に供給される（第２発熱量（以下、「高発熱量」と称す）の）第２燃料ガスが生成される、
ように構成されている。
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第１払出ラインを介して需要先に供給される（第１発熱量（以下、「低発熱量」と称す）の）第１燃料ガスが生成される一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第２払出ラインを介して需要先に供給される（第２発熱量（以下、「高発熱量」と称す）の）第２燃料ガスが生成される、
ように構成されている。
すなわち、上記構成では、
（ａ）第１払出ラインが「低発熱量」の第１燃料ガス（例えば、「発電用ガス」）を供給するための系統、
（ｂ）第２払出ラインが「高発熱量」の第２燃料ガス（例えば、「都市ガス」）を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。
（ａ）第１払出ラインが「低発熱量」の第１燃料ガス（例えば、「発電用ガス」）を供給するための系統、
（ｂ）第２払出ラインが「高発熱量」の第２燃料ガス（例えば、「都市ガス」）を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。
また、上記構成では、
（ａ）「低発熱量」の低温液体が、第１低温タンクに、また、
（ｂ）「高発熱量」の低温液体が、第２低温タンクに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。
（ａ）「低発熱量」の低温液体が、第１低温タンクに、また、
（ｂ）「高発熱量」の低温液体が、第２低温タンクに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。
このため、上記構成では、例えば、「ＬＮＧ」種（例えば、シェール・ガス）が多様化しても、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混ぜることなく（均一化することなく）柔軟に受け入れる（対応する）ことが可能なため、「ＬＮＧ」の発熱量の管理や受け入れ等を容易におこなうことができる。
さらに、上記構成では、２系統のガス供給ライン（「発電用ガス」供給ラインおよび「都市ガス」供給ライン）と、２基以上の低温タンクとが、既に設けられている施設（例えば、ＬＮＧ基地）にあっては、大がかりな工事等を要することなく、ほとんどそのまま利用することが可能である。
さらに、上記構成では、第１低温タンクおよび第２低温タンクに貯蔵される低温液体によっては、
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「低発熱量」の第１燃料ガスを供給することができる一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「高発熱量」の第２燃料ガスを供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の燃料ガス（第１燃料ガスおよび第２燃料ガス）を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「低発熱量」の第１燃料ガスを供給することができる一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「高発熱量」の第２燃料ガスを供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の燃料ガス（第１燃料ガスおよび第２燃料ガス）を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。
特に、上記構成では、第１低温タンクに貯蔵される低温液体の品質に問題がなければ、需要先（例えば、発電所）で使用される第１燃料ガス（「発電用ガス」）の要求性状を十分に確保することが可能である。
ここで、発電用のガスタービンを例にとって説明すると、この種のガスタービンは、「ＮＧ」の発熱量や燃焼速度が一定であれば、安定した運転をおこなうことができるように構成されているのが一般的である。
すなわち、上記構成では、発熱量および燃焼速度が一定で、かつ、需要先（発電所等）の要求性状を満たす「ＬＮＧ」を第１低温タンクに貯蔵するだけで、ガスタービンの運転に支障をきたすことのない「発電用ガス」を発電所等に提供することが可能である。
すなわち、上記構成では、発熱量および燃焼速度が一定で、かつ、需要先（発電所等）の要求性状を満たす「ＬＮＧ」を第１低温タンクに貯蔵するだけで、ガスタービンの運転に支障をきたすことのない「発電用ガス」を発電所等に提供することが可能である。
一方、上記構成では、第２低温タンクに貯蔵される低温液体が、第２燃料ガスとして必要な発熱量（例えば、都市ガスであれば、「４５ＭＪ／ｍ３」）を満足しない場合も想定される。
しかしながら、第２低温タンクには、そもそも、発熱量の比較的高い低温液体（例えば、「４４．５ＭＪ／ｍ３」の低温液体）が貯蔵されているため、増熱に要する負担を低減（例えば、「ＬＰＧ」の添加量を削減）することが可能である。
しかしながら、第２低温タンクには、そもそも、発熱量の比較的高い低温液体（例えば、「４４．５ＭＪ／ｍ３」の低温液体）が貯蔵されているため、増熱に要する負担を低減（例えば、「ＬＰＧ」の添加量を削減）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、前記燃料ガス供給システムは、前記第１低温タンクおよび前記第２低温タンクの少なくとも何れか一方の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再液化ガス供給ラインと、前記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制御バルブと、前記第１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制御バルブの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１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制御バルブの開閉量を制御する、と好適である。
この場合、前記燃料ガス供給システムは、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、をさらに備え、前記制御装置は、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２払出ラインに供給するように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、とより好適である。
この場合、前記燃料ガス供給システムは、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、をさらに備え、前記制御装置は、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２払出ラインに供給するように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、とより好適である。
以上のように、このような構成を具備する本発明によれば、比較的簡単な構成でありながらも、既存の設備に容易に適用することが可能なうえ、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３はシャットダウン工程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４はインターロック工程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５は都市ガス供給量増加工程をおこなった際の都市ガス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、熱調設備６０と、制御装置７０とを備えている。なお、上記「ＬＮＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、制御装置７０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、「熱量調整装置」と、「制御装置」とに該当する。
（ＬＮＧタンクＴ）
ＬＮＧタンクＴは、第１発熱量（本実施形態では、「４２．５ＭＪ／ｍ３」）の「ＬＮＧ」（以下、「低発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵ずる第１ＬＮＧタンクＴＬと、第１発熱量よりも発熱量の高い第２発熱量（本実施形態では、「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」（以下、「高発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵する第２ＬＮＧタンクＴＨとを有している。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬと、第２ＬＮＧタンクＴＨとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１低温タンク」と、「第２低温タンク」とに該当する。
ＬＮＧタンクＴは、第１発熱量（本実施形態では、「４２．５ＭＪ／ｍ３」）の「ＬＮＧ」（以下、「低発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵ずる第１ＬＮＧタンクＴＬと、第１発熱量よりも発熱量の高い第２発熱量（本実施形態では、「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」（以下、「高発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵する第２ＬＮＧタンクＴＨとを有している。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬと、第２ＬＮＧタンクＴＨとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１低温タンク」と、「第２低温タンク」とに該当する。
これら第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨは、何れも、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。
第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨには、ＬＮＧ受入ライン１０およびＬＮＧ払出ライン２０等の各種配管が接続され、これらの内部には、それぞれ、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａと、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂとが設けられている。
（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って、第１ＬＮＧタンクＴＬに接続される第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａと、第２ＬＮＧタンクＴＬに接続される第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂとを有している。
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って、第１ＬＮＧタンクＴＬに接続される第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａと、第２ＬＮＧタンクＴＬに接続される第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂとを有している。
本実施形態では、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた、「低発熱量ＬＮＧ」を、第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａを介して第１ＬＮＧタンクＴＬに（そのまま）導入する一方、「高発熱量ＬＮＧ」を、第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂを介して第２ＬＮＧタンクＴＨに（そのまま）導入するように構成されている。
（ＬＮＧ払出ライン２０）
ＬＮＧ払出ライン２０は、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａに接続される第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂに接続される第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂと、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａから分岐して延びる第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃ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、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａに接続される第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂに接続される第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂと、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａから分岐して延びる第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃ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、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａから圧送された「低発熱量ＬＮＧ」を、後述する第１気化器Ｖ１を介して、第１ＮＧ供給ライン３０Ａに払い出すための管路である。本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａの管路中に、再液化ＢＯＧ供給ライン５０（後述する第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ）が分岐接続されている。
一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂは、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂから吐出された「高発熱量ＬＮＧ」を、後述する第２気化器Ｖ２を介して第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに払い出すための管路である。本実施形態では、この第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂの管路中に、後述する冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａ、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５ＢおよびＬＰＧ払出ライン６２が、それぞれ、下流側に向かって順に接続されている。
また、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃは、「低発熱量ＬＮＧ」を、後述する第３気化器Ｖ３および第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃを介して第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに払い出すための管路である。本実施形態では、この第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃの管路中に、第３気化器Ｖ３への「低発熱量ＬＮＧ」の導入量を可変することが可能な流量調整弁２１（例えば、電動弁）が設けられるとともに、後述するＬＰＧ払出分岐ライン６４が接続されている。
なお、本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとをバイパスする管路として、２つのバイパスライン２２Ａ，２２Ｂが設けられている。これらバイパスライン２２Ａ，２２Ｂの管路中には、それぞれ、開閉弁２３Ａ，２３Ｂが設けられ、本実施形態において、これら開閉弁２３Ａ，２３Ｂは、工事をおこなうなどの特別な場合を除いて、何れも常時閉としている。
（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。
一方、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、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに戻すための管路である。
一方、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、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂから分岐され、第３気化器Ｖ３に接続される第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃとを有している。
第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃには、その管路中に、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂへの「都市ガス」の導入量を可変することが可能な流量調整弁３１（例えば、電動弁）が設けられている。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、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂから分岐され、第３気化器Ｖ３に接続される第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃとを有している。
第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃには、その管路中に、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂへの「都市ガス」の導入量を可変することが可能な流量調整弁３１（例えば、電動弁）が設けられている。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～第３気化器Ｖ３）
ここで、第１気化器Ｖ１～第３気化器Ｖ３について説明する。なお、第１気化器Ｖ１～第３気化器Ｖ３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および第３気化器Ｖ３についての説明を省略する。
ここで、第１気化器Ｖ１～第３気化器Ｖ３について説明する。なお、第１気化器Ｖ１～第３気化器Ｖ３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および第３気化器Ｖ３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「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５～４２.５ＭＪ／ｍ3」）を、また、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／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「発電用ガス」と、「都市ガス」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「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５～４２.５ＭＪ／ｍ3」）を、また、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／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「発電用ガス」と、「都市ガス」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「発電用ガス」を供給するためのラインとして、また、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが「都市ガス」を供給するためのラインとして系統分けされている。
上述したように、本実施形態では、上述したように、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２に加え、「低発熱量ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ3」）を気化して、「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ3」）を生成する第３気化器Ｖ３が設けられている。
本実施形態では、このような第３気化器Ｖ３が設けられているため、需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる）「低発熱量ＬＮＧ」を利用して「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となっている。
本実施形態では、このような第３気化器Ｖ３が設けられているため、需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる）「低発熱量ＬＮＧ」を利用して「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となっている。
詳しくは後述するが、本実施形態では、「都市ガス」の供給量を増加する際、
・第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに設けられた流量調整弁２１、および、後述するＬＰＧ払出分岐ライン６４に設けられた流量調整弁６５の開閉量を、それぞれ、増加させて、「ＬＰＧ」が添加された「低発熱量ＬＮＧ」（増熱された「ＬＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ3」））を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃに設けられた流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３により生成された「ＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ3」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
ように構成されている。
・第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに設けられた流量調整弁２１、および、後述するＬＰＧ払出分岐ライン６４に設けられた流量調整弁６５の開閉量を、それぞれ、増加させて、「ＬＰＧ」が添加された「低発熱量ＬＮＧ」（増熱された「ＬＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ3」））を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃに設けられた流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３により生成された「ＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ3」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
ように構成されている。
（ＢＯＧ排出ライン４０）
ＢＯＧ排出ライン４０は、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨ内のそれぞれにおいて、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、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨ内のそれぞれにおいて、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「ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」、以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）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、「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「ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ3」、以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）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、「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、「再液化ＢＯＧ」の流通を遮断することが可能な緊急遮断弁５１（例えば、電磁弁）と、その流量を調整することが可能な流量調整弁５２（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５１および流量調整弁５２が特許請求の範囲に記載の「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、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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５３（例えば、電動弁）が設けられている。なお、上記流量調整弁５３が特許請求の範囲に記載の「第２制御バルブ」に該当する。
（熱調設備６０）
熱調設備６０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク６１と、ＬＰＧタンク６１から払い出された「ＬＰＧ」を第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに供給するＬＰＧ払出ライン６２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６３（例えば、電動弁）と、ＬＰＧ払出ライン６２から分岐して延び、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに接続されるＬＰＧ払出分岐ライン６４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６５（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。
熱調設備６０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク６１と、ＬＰＧタンク６１から払い出された「ＬＰＧ」を第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに供給するＬＰＧ払出ライン６２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６３（例えば、電動弁）と、ＬＰＧ払出ライン６２から分岐して延び、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに接続されるＬＰＧ払出分岐ライン６４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６５（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６０が設けられているため、例えば、
（ａ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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、「高発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、これを増熱することができるうえ、
（ｂ）需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃを流れる「低発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、「都市ガス」の供給量を増加させることができる、
ように構成されている。
（ａ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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、「高発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、これを増熱することができるうえ、
（ｂ）需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃを流れる「低発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、「都市ガス」の供給量を増加させることができる、
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６１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２ＮＧ供給ライン３０Ｂ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６１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２ＮＧ供給ライン３０Ｂ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６１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２ＮＧ供給ライン３０Ｂ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６１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２ＮＧ供給ライン３０Ｂに供給する方式）を採用することも可能である。
（制御装置７０）
制御装置７０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）７１と、記憶部７２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７１が特許請求の範囲に記載の「判定部」に該当する。
制御装置７０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）７１と、記憶部７２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７１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７１は、例えば、
（ａ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の発熱量を監視（例えば、熱量計（図示省略））して流量調整弁６３の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の供給量を監視（例えば、流量計（図示省略））して流量調整弁２１，３１，６５の開閉量を制御するほか、
（ｃ）
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる「低発熱量ＬＮＧ」の流量、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量やガス成分、
・第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量、
・ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」のガス成分等の計測値と、後述する記憶部７２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の駆動を制御するとともに、流量調整弁５２，５３および緊急遮断弁５１の開閉量を制御する。なお、上記計測値と、この計測値を測定する計測装置（例えば、流量計、熱量計およびガスクロマトグラフ）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。
（ａ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の発熱量を監視（例えば、熱量計（図示省略））して流量調整弁６３の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の供給量を監視（例えば、流量計（図示省略））して流量調整弁２１，３１，６５の開閉量を制御するほか、
（ｃ）
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる「低発熱量ＬＮＧ」の流量、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量やガス成分、
・第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量、
・ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」のガス成分等の計測値と、後述する記憶部７２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の駆動を制御するとともに、流量調整弁５２，５３および緊急遮断弁５１の開閉量を制御する。なお、上記計測値と、この計測値を測定する計測装置（例えば、流量計、熱量計およびガスクロマトグラフ）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７０の記憶部７２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」）、
・「ＬＮＧ基地」側で予め定めた「都市ガス」の供給量を示す情報、
・「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：「４０．５ＭＪ／ｍ3」）、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（例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ3」）、
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」および「第２品質基準値」が特許請求の範囲に記載の「品質基準値」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」）、
・「ＬＮＧ基地」側で予め定めた「都市ガス」の供給量を示す情報、
・「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：「４０．５ＭＪ／ｍ3」）、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（例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ3」）、
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」および「第２品質基準値」が特許請求の範囲に記載の「品質基準値」に該当する。
詳しくは後述するが、中央制御部７１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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５２，５３等の制御をおこなう（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５２，５３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７１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５２，５３等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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「インターロック工程Ｓ７００」）をおこなう一方（図４参照）、
（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、緊急遮断弁５１および流量調整弁５３および等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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「シャットダウン工程Ｓ６００」）をおこなう、
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５２，５３等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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「インターロック工程Ｓ７００」）をおこなう一方（図４参照）、
（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、緊急遮断弁５１および流量調整弁５３および等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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「シャットダウン工程Ｓ６００」）をおこなう、
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、「再液化ＢＯＧ」の発熱量は、ＬＮＧタンクに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量（第１ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ３」、第２ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ３」）よりも低くなるのが一般的である（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ３」）。
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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入が遮断されるため、「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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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。
次に、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法（特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給方法」に該当）について、図１～図５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、
・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７１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７１による流量調整弁６３の制御によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ３」となっていること（中央制御部７１による流量調整弁２１，３１，６５の制御を除く）、
を前提として説明する。
なお、以下においては、説明の便宜上、
・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７１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７１による流量調整弁６３の制御によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ３」となっていること（中央制御部７１による流量調整弁２１，３１，６５の制御を除く）、
を前提として説明する。
図２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７０の中央制御部７１においておこなわれ（後述する貯蔵工程Ｓ２００を除く）、第１判定工程Ｓ１００と、貯蔵工程Ｓ２００と、第２判定工程Ｓ３００と、第３判定工程Ｓ４００と、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００と、シャットダウン工程Ｓ６００と、インターロック工程Ｓ７００と、第４判定工程Ｓ８００と、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００とを備えている。
（第１判定工程Ｓ１００）
図１および図２に示すように、中央処理部７１は、第１判定工程Ｓ１００において、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに、予め定めた貯蔵量（以下、「規定貯蔵量」と称す）の「低発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定するとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに、「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定する、
処理をおこなう。
図１および図２に示すように、中央処理部７１は、第１判定工程Ｓ１００において、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに、予め定めた貯蔵量（以下、「規定貯蔵量」と称す）の「低発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定するとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに、「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定する、
処理をおこなう。
例えば、このような判定は、第１ＬＮＧタンクＴＬ（第２ＬＮＧタンクＴＬ）に設置された貯蔵量計測装置（例えば、液量計）から送信される貯蔵量と、記憶部７２に予め記憶された貯蔵量（「規定貯蔵量」）とを比較することによって実現することが可能である。
本実施形態では、中央処理部７１において、第１ＬＮＧタンクＴＬ（第２ＬＮＧタンクＴＨ）に「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていないと判定されると、ステップＳ２００に移行する一方、「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていると判定されると、ステップＳ３００に移行するように構成されている。なお、中央処理部７１は、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨの少なくとも何れか一方に、「規定貯蔵量」の「ＬＮＧ」が貯蔵されていないと判定した場合、その旨を監視員等に知らしめるための処理（例えば、警告音等を発する等の報知処理）をおこなうのが望ましい。
本実施形態では、中央処理部７１において、第１ＬＮＧタンクＴＬ（第２ＬＮＧタンクＴＨ）に「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていないと判定されると、ステップＳ２００に移行する一方、「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていると判定されると、ステップＳ３００に移行するように構成されている。なお、中央処理部７１は、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨの少なくとも何れか一方に、「規定貯蔵量」の「ＬＮＧ」が貯蔵されていないと判定した場合、その旨を監視員等に知らしめるための処理（例えば、警告音等を発する等の報知処理）をおこなうのが望ましい。
（貯蔵工程Ｓ２００）
貯蔵工程Ｓ２００では、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）を、第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａを介して、そのまま、第１ＬＮＧタンクＴＬに受け入れる作業をおこなうとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）を、第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂを介して、そのまま、第２ＬＮＧタンクＴＨに受け入れる作業をおこなう。
本実施形態では、このような受入作業をおこなった後、再び、ステップＳ１００に移行するように構成されている。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬに「低発熱量ＬＮＧ」を受け入れる作業が、特許請求の範囲に記載の「貯蔵工程」に該当する。
貯蔵工程Ｓ２００では、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）を、第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａを介して、そのまま、第１ＬＮＧタンクＴＬに受け入れる作業をおこなうとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ３」の「ＬＮＧ」）を、第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂを介して、そのまま、第２ＬＮＧタンクＴＨに受け入れる作業をおこなう。
本実施形態では、このような受入作業をおこなった後、再び、ステップＳ１００に移行するように構成されている。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬに「低発熱量ＬＮＧ」を受け入れる作業が、特許請求の範囲に記載の「貯蔵工程」に該当する。
（第２判定工程Ｓ３００）
中央処理部７１は、第２判定工程Ｓ３００において、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２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７１は、「発電用ガス」の発熱量が「４０．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。
中央処理部７１は、第２判定工程Ｓ３００において、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２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７１は、「発電用ガス」の発熱量が「４０．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。
中央制御部７１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Ｓ４００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Ｓ６００に処理を移す。なお、本実施形態では、「発電用ガス」の所定発熱量を「第１品質基準値」としたが、これに加えて（または、これに代えて）、例えば、「発電用ガス」の所定窒素濃度（「４．０ｍｏｌ％」）を「第１品質基準値」とすることも可能である。
（第３判定工程Ｓ４００）
中央制御部７１は、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２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７１は、「発電用ガス」の発熱量が、例えば、「４１．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。
中央制御部７１は、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２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７１は、「発電用ガス」の発熱量が、例えば、「４１．５ＭＪ／ｍ３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。
中央制御部７１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Ｓ５００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、インターロック工程Ｓ７００に処理を移す。なお、本実施形態では、「発電用ガス」の所定発熱量を「第２品質基準値」としたが、これに加えて（または、これに代えて）、例えば、「発電用ガス」の所定窒素濃度（「０．３ｍｏｌ％」）を「第１品質基準値」とすることも可能である。
（再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００）
中央制御部７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００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７１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「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５２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「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５３の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程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７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００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７１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「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５２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「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５３の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
（シャットダウン工程Ｓ６００）
図１～図３に示すように、中央制御部７１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２判定工程Ｓ３００）、シャットダウン工程Ｓ６００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、緊急遮断弁５１を閉位置に移動させるとともに（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させる（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１～図３に示すように、中央制御部７１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２判定工程Ｓ３００）、シャットダウン工程Ｓ６００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、緊急遮断弁５１を閉位置に移動させるとともに（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させる（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」（低発熱量（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ３」）の液化燃料）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可能となる。
中央制御部７１は、シャットダウン処理Ｓ６００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。
中央制御部７１は、シャットダウン処理Ｓ６００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。
なお、シャットダウン工程Ｓ６００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５１を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３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７１による制御）でおこなうことも可能である。
（ａ）緊急遮断弁５１を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３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７１による制御）でおこなうことも可能である。
（インターロック工程Ｓ７００）
図１、図２および図４に示すように、中央制御部７１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３判定工程Ｓ４００）、インターロック工程Ｓ７００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５２の開閉量を絞って、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させて、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１、図２および図４に示すように、中央制御部７１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３判定工程Ｓ４００）、インターロック工程Ｓ７００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５２の開閉量を絞って、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させて、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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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工程Ｓ６００と同様に、「発電用ガス」の発熱量を（徐々に）上昇させることが可能となる。
中央制御部７１は、インターロック工程Ｓ７００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。
中央制御部７１は、インターロック工程Ｓ７００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。
なお、インターロック工程Ｓ７００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５２を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３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７１による制御）でおこなうことも可能である。
（ａ）流量調整弁５２を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３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７１による制御）でおこなうことも可能である。
（第４判定工程Ｓ８００）
図１および図２に示すように、中央制御部７１は、第４判定工程Ｓ８００において、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」の供給量を増加させる必要があるか否かを判定する処理をおこなう。
例えば、このような判定は、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設置された流量計測装置（例えば、流量計）から送信される流量と、記憶部７２に記憶された供給量（「規定供給量」）とを比較することによって実現することが可能である。
中央制御部７１は、「都市ガス」の供給量を増加させる必要があると判定すると、ステップＳ９００に処理を移し、「都市ガス」の供給量を増加させる必要がないと判定すると、再度、ステップＳ１００に処理を移す。
図１および図２に示すように、中央制御部７１は、第４判定工程Ｓ８００において、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」の供給量を増加させる必要があるか否かを判定する処理をおこなう。
例えば、このような判定は、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設置された流量計測装置（例えば、流量計）から送信される流量と、記憶部７２に記憶された供給量（「規定供給量」）とを比較することによって実現することが可能である。
中央制御部７１は、「都市ガス」の供給量を増加させる必要があると判定すると、ステップＳ９００に処理を移し、「都市ガス」の供給量を増加させる必要がないと判定すると、再度、ステップＳ１００に処理を移す。
（都市ガス供給量増加工程Ｓ９００）
図１、図２および図５に示すように、中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００において、
（ａ）流量調整弁２１，６５の各開閉量を増加させて、「ＬＰＧ」が混合された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３から流出された「ＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
制御をおこなう
これにより、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂには、第２気化器Ｖ２を介した「ＮＧ」に加え、第３気化器Ｖ３を介した「ＮＧ」が流れることとなるため、「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となる。
中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００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５に示すように、中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００において、
（ａ）流量調整弁２１，６５の各開閉量を増加させて、「ＬＰＧ」が混合された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３から流出された「ＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
制御をおこなう
これにより、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂには、第２気化器Ｖ２を介した「ＮＧ」に加え、第３気化器Ｖ３を介した「ＮＧ」が流れることとなるため、「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となる。
中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。
以上のように、本実施形態では、原則、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を気化させることで、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを介して供給される「発電用ガス」（発熱量：「４０．５～４２.５ＭＪ／ｍ3」）が生成される一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ3」）を気化させることで、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」が生成される、
ように構成されている。
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ3」）を気化させることで、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを介して供給される「発電用ガス」（発熱量：「４０．５～４２.５ＭＪ／ｍ3」）が生成される一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ3」）を気化させることで、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」が生成される、
ように構成されている。
すなわち、本実施形態では、
（ａ）第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第１ＮＧ供給ライン３０Ａが、「発電用ガス」を供給するための系統、
（ｂ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが、「都市ガス」を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。
（ａ）第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第１ＮＧ供給ライン３０Ａが、「発電用ガス」を供給するための系統、
（ｂ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが、「都市ガス」を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。
また、本実施形態では、
（ａ）「低発熱量ＬＮＧ」が、第１ＬＮＧタンクＴＬに、また、
（ｂ）「高発熱量ＬＮＧ」が、第２ＬＮＧタンクＴＨに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。
このため、本実施形態では、例えば、「ＬＮＧ」種（例えば、シェール・ガス）が多様化しても、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混ぜることなく（均一化することなく）柔軟に受け入れる（対応する）ことが可能なため、「ＬＮＧ」の発熱量の管理や受け入れ等を容易におこなうことができる。
（ａ）「低発熱量ＬＮＧ」が、第１ＬＮＧタンクＴＬに、また、
（ｂ）「高発熱量ＬＮＧ」が、第２ＬＮＧタンクＴＨに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。
このため、本実施形態では、例えば、「ＬＮＧ」種（例えば、シェール・ガス）が多様化しても、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混ぜることなく（均一化することなく）柔軟に受け入れる（対応する）ことが可能なため、「ＬＮＧ」の発熱量の管理や受け入れ等を容易におこなうことができる。
さらに、本実施形態では、２系統のＬＮＧ供給ラインと、２基以上のＬＮＧタンクとが、既に設けられている施設（例えば、本実施形態のような「ＬＮＧ基地」）にあっては、大がかりな工事等を要することなく、ほとんどそのまま利用することが可能である。
さらに、本実施形態では、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量によっては、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「発電用ガス」を供給することができる一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「都市ガス」を供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の「発電用ガス」および「都市ガス」を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「発電用ガス」を供給することができる一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「都市ガス」を供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の「発電用ガス」および「都市ガス」を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。
特に、本実施形態では、第１ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「低発熱量ＬＮＧ」の品質に問題がなければ、需要先（例えば、発電所）で使用される「発電用ガス」の要求性状を十分に確保することが可能である。
また、本実施形態では、第２ＬＮＧタンクＴＨに、「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４、５ＭＪ／ｍ３」が貯蔵されているため、これをそのまま用いる場合であっても、増熱（「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ３」））に要する負担を低減（「ＬＰＧ」の添加量を削減）することが可能である。
さらに、本実施形態では、第１ＮＧ供給ライン３０Ａ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：「４０．５ＭＪ／ｍ３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ3」）の何れの基準値も満たしている場合、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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：「４０．５ＭＪ／ｍ３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ3」）の何れの基準値も満たしている場合、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ側においては、
（ａ）原則、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に比較的多め（「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、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」のみ（「低発熱量ＬＮＧ」に比較的少なめ（「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、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ3」）に比較的多め（「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、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」のみ（「低発熱量ＬＮＧ」に比較的少なめ（「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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ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６０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２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂ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ＬＮＧ」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」を設定したが、これに加えて（または、これに代えて）、他の基準値、例えば、「窒素濃度」（例えば、「第１品質基準値」としては「窒素濃度：４．０ｍｏｌ％」、また、「第２品質基準値」としては「窒素濃度：０．３ｍｏｌ％」）や、「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、「再液化ＢＯＧ」を、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに導入するように構成したが、何れか一方の払出ライン２０に導入しないように構成してもよく、また、何れの払出ラインにも導入しないように構成することも可能である。
また、本実施形態では、「低発熱量ＬＮＧ」を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入するためのラインとして、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃ、第３気化器Ｖ３および第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃを設けたが、これらを省略することも可能である。
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６０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
１０Ａ 第１ＬＮＧ受入ライン
１０Ｂ 第２ＬＮＧ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
２０Ｃ 第１ＬＮＧ払出分岐ライン
２１ 流量調整弁
２２Ａ，２２Ｂ バイパスライン
２３Ａ，２３Ｂ 開閉弁
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
３０Ｃ 第２ＮＧ分岐供給ライン
３１ 流量調整弁
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 緊急遮断弁
５２，５３ 流量調整弁
６０ 熱調設備
６１ ＬＰＧタンク
６２ ＬＰＧ払出ライン
６３，６５ 流量調整弁
６４ ＬＰＧ払出分岐ライン
７０ 制御装置
７１ 中央制御部
７２ 記憶部
Ｔ ＬＮＧタンク
ＴＬ 第１ＬＮＧタンク
ＴＨ 第２ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１Ａ，Ｐ１Ｂ 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
Ｖ３ 第３気化器
２ アンローディングアーム
１０ ＬＮＧ受入ライン
１０Ａ 第１ＬＮＧ受入ライン
１０Ｂ 第２ＬＮＧ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
２０Ｃ 第１ＬＮＧ払出分岐ライン
２１ 流量調整弁
２２Ａ，２２Ｂ バイパスライン
２３Ａ，２３Ｂ 開閉弁
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
３０Ｃ 第２ＮＧ分岐供給ライン
３１ 流量調整弁
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 緊急遮断弁
５２，５３ 流量調整弁
６０ 熱調設備
６１ ＬＰＧタンク
６２ ＬＰＧ払出ライン
６３，６５ 流量調整弁
６４ ＬＰＧ払出分岐ライン
７０ 制御装置
７１ 中央制御部
７２ 記憶部
Ｔ ＬＮＧタンク
ＴＬ 第１ＬＮＧタンク
ＴＨ 第２ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１Ａ，Ｐ１Ｂ 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
Ｖ３ 第３気化器
Claims (4)
- 低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、
前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、
前記第１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、
前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第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、
前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合することによって前記第２燃料ガスを生成可能な熱量調整装置と、
前記第１低温タンクおよび前記第２低温タンクの少なくとも何れか一方の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再液化ガス供給ラインと、
前記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制御バルブと、
前記第１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制御バルブの開閉量を制御する制御装置と、を備え、
前記第１低温タンクには、
前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体が貯蔵され、
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１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。 - 前記燃料ガス供給システムは、
前記再液化装置によって再液化された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、をさらに備え、
前記制御装置は、
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２払出ラインに供給するように前記第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に記載の燃料ガス供給システム。 - 低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、
前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、
前記第１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、
前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第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、
前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合することによって前記第２燃料ガスを生成可能な熱量調整装置と、
前記第１低温タンクおよび前記第２低温タンクの少なくとも何れか一方の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再液化ガス供給ラインと、
前記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制御バルブと、
前記第１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制御バルブの開閉量を制御する制御装置と、
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、
前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体を前記第１低温タンクに貯蔵する貯蔵工程と、
前記制御装置が、前記品質値が品質基準値を満たしていないと判定すると、前記第１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制御バルブの開閉量を制御する工程と、を含む、
ことを特徴とする燃料ガス供給方法。 - 前記燃料ガス供給方法の前記燃料ガス供給システムは、
前記再液化装置によって再液化された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、をさらに備え、
前記燃料ガス供給方法は、
前記制御装置が、前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定すると、前記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２払出ラインに供給するように前記第２制御バルブの開閉量を制御する工程を含む、
ことを特徴とする請求項３に記載の燃料ガス供給方法。
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| JP2019032415A Active JP7216570B2 (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 |
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|---|---|---|---|---|
| WO2024105788A1 (ja) * | 2022-11-15 | 2024-05-23 | 株式会社日立製作所 | カーボンニュートラルメタン管理システム |
Citations (4)
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|---|---|---|---|---|
| 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 |
| WO2014010033A1 (ja) | 2012-07-11 | 2014-01-16 | 中国電力株式会社 | Ｌｎｇ基地、ｌｎｇ基地のガス及び／又はｌｎｇ供給方法 |
| 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
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Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| US20130139544A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Fluor Technologies Corporation | LNG Boiloff Gas Recondensation Configurations And Methods |
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