JPH09157668A - 天然ガスの熱量調節方法及び装置 - Google Patents
天然ガスの熱量調節方法及び装置Info
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- JPH09157668A JPH09157668A JP31821195A JP31821195A JPH09157668A JP H09157668 A JPH09157668 A JP H09157668A JP 31821195 A JP31821195 A JP 31821195A JP 31821195 A JP31821195 A JP 31821195A JP H09157668 A JPH09157668 A JP H09157668A
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- gas
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Abstract
(57)【要約】
【課題】 ＬＮＧ気化装置の始動時や負荷変動時等にお
けるＮＧ熱量の変動を抑え、目標熱量に安定させる。 【解決手段】 ＬＮＧ気化装置１０から導出されるＮＧ
の熱量を調節するための方法及び装置。上記ＮＧを混合
器１８に導入し、この混合器１８で、ＬＰＧ（もしくは
その他の高熱量炭化水素混合物）やＢＯＧを上記ＮＧに
添加する。上記混合器１８内に導入されるＮＧの熱量が
低い場合には、上記ＬＰＧの添加量を増やしてＮＧの熱
量を上げ、ＮＧの熱量が高い場合には、上記ＢＯＧの添
加量を増やしてＮＧの熱量を下げる。
けるＮＧ熱量の変動を抑え、目標熱量に安定させる。 【解決手段】 ＬＮＧ気化装置１０から導出されるＮＧ
の熱量を調節するための方法及び装置。上記ＮＧを混合
器１８に導入し、この混合器１８で、ＬＰＧ（もしくは
その他の高熱量炭化水素混合物）やＢＯＧを上記ＮＧに
添加する。上記混合器１８内に導入されるＮＧの熱量が
低い場合には、上記ＬＰＧの添加量を増やしてＮＧの熱
量を上げ、ＮＧの熱量が高い場合には、上記ＢＯＧの添
加量を増やしてＮＧの熱量を下げる。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、液化天然ガス（以
下、ＬＮＧと称する。）気化装置で生成される天然ガス
（以下、ＮＧと称する。）の熱量を目標熱量に調節する
ための方法及び装置に関するものである。
下、ＬＮＧと称する。）気化装置で生成される天然ガス
（以下、ＮＧと称する。）の熱量を目標熱量に調節する
ための方法及び装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】一般に、ＬＮＧ気化装置で生成されるＮ
Ｇのもつ熱量は、定常運転時には安定しているが、それ
以外の時には大きく変動することがある。例えば、実公
平２−４５６５０号公報に示されるように、ＬＮＧ気化
装置の運転停止時にも同装置内に小量のＬＮＧを導入し
ておき、このＬＮＧによる予冷で装置の迅速な立ち上げ
を図る場合には、上記装置内でＬＮＧ中の重質成分が蒸
発し、同装置内に濃縮された残留液化ガスが残存するた
め、そのままの状態で装置を始動させると、上記残留液
化ガスが生成ＮＧに混じることにより、実際のＮＧ熱量
が目標熱量から大きくはね上がるおそれがある。また、
ＬＮＧ気化装置の運転時においても、その運転途中で装
置の負荷が変更されると、これに応じてＮＧ熱量が大き
く変動しやすい。このようにＮＧ熱量が適正な熱量から
外れた状態のまま、当該ＮＧが各種設備に供給される
と、これらの設備の運転に悪影響を与えるおそれがあ
る。
Ｇのもつ熱量は、定常運転時には安定しているが、それ
以外の時には大きく変動することがある。例えば、実公
平２−４５６５０号公報に示されるように、ＬＮＧ気化
装置の運転停止時にも同装置内に小量のＬＮＧを導入し
ておき、このＬＮＧによる予冷で装置の迅速な立ち上げ
を図る場合には、上記装置内でＬＮＧ中の重質成分が蒸
発し、同装置内に濃縮された残留液化ガスが残存するた
め、そのままの状態で装置を始動させると、上記残留液
化ガスが生成ＮＧに混じることにより、実際のＮＧ熱量
が目標熱量から大きくはね上がるおそれがある。また、
ＬＮＧ気化装置の運転時においても、その運転途中で装
置の負荷が変更されると、これに応じてＮＧ熱量が大き
く変動しやすい。このようにＮＧ熱量が適正な熱量から
外れた状態のまま、当該ＮＧが各種設備に供給される
と、これらの設備の運転に悪影響を与えるおそれがあ
る。
【０００３】そこで従来は、上記ＬＮＧ気化装置から排
出されるＮＧの熱量を調節する手段として、このＮＧに
ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い液化石油ガス
（以下、ＬＰＧと称する。）を混合し、これにより最終
的なＮＧ熱量を高める方法が知られている。
出されるＮＧの熱量を調節する手段として、このＮＧに
ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い液化石油ガス
（以下、ＬＰＧと称する。）を混合し、これにより最終
的なＮＧ熱量を高める方法が知られている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】上記方法の場合、実際
のＮＧ熱量が目標熱量より低い場合には対応できるもの
の、ＮＧ熱量が目標熱量より高い場合には対応できない
不都合がある。
のＮＧ熱量が目標熱量より低い場合には対応できるもの
の、ＮＧ熱量が目標熱量より高い場合には対応できない
不都合がある。
【０００５】なお、上記実公平２−４５６５０号公報に
は、ＬＮＧ気化装置を立ち上げる前に、この装置内に上
部ヘッダ側から気化ガスを圧入して装置内の残留液化ガ
スを追い出す方法が提案されているが、このような残留
液化ガスの追い出し作業には長い時間を要し、却って装
置立ち上げの迅速化の妨げとなるおそれがある。また、
この方法はＮＧ熱量を積極的に変化させるものではない
ので、このＮＧ熱量に高い精度が要求される場合や、装
置の立ち上げ時以外の時に他の要因でＮＧ熱量が変動す
る場合（例えばＬＮＧ気化装置の運転中に負荷が変更さ
れる場合）に対応できない。
は、ＬＮＧ気化装置を立ち上げる前に、この装置内に上
部ヘッダ側から気化ガスを圧入して装置内の残留液化ガ
スを追い出す方法が提案されているが、このような残留
液化ガスの追い出し作業には長い時間を要し、却って装
置立ち上げの迅速化の妨げとなるおそれがある。また、
この方法はＮＧ熱量を積極的に変化させるものではない
ので、このＮＧ熱量に高い精度が要求される場合や、装
置の立ち上げ時以外の時に他の要因でＮＧ熱量が変動す
る場合（例えばＬＮＧ気化装置の運転中に負荷が変更さ
れる場合）に対応できない。
【０００６】
【課題を解決するための手段】上記課題を解決するため
の手段として、本発明は、液化天然ガス気化装置で液化
天然ガスが気化されることにより生成された天然ガスの
熱量を目標熱量に調節するための天然ガスの熱量調節方
法であって、上記液化天然ガス気化装置から排出される
天然ガスの熱量が上記目標熱量よりも低い場合には、上
記液化天然ガスよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化
水素混合物の添加によって上記天然ガスの熱量を上げる
一方、上記液化天然ガス気化装置から排出される天然ガ
スの熱量が上記目標熱量よりも高い場合には、上記液化
天然ガスのボイルオフガスの添加によって上記天然ガス
の熱量を下げるものである。
の手段として、本発明は、液化天然ガス気化装置で液化
天然ガスが気化されることにより生成された天然ガスの
熱量を目標熱量に調節するための天然ガスの熱量調節方
法であって、上記液化天然ガス気化装置から排出される
天然ガスの熱量が上記目標熱量よりも低い場合には、上
記液化天然ガスよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化
水素混合物の添加によって上記天然ガスの熱量を上げる
一方、上記液化天然ガス気化装置から排出される天然ガ
スの熱量が上記目標熱量よりも高い場合には、上記液化
天然ガスのボイルオフガスの添加によって上記天然ガス
の熱量を下げるものである。
【０００７】この方法によれば、ＬＮＧ気化装置から排
出されるＮＧの熱量が上記目標熱量よりも低い場合に
は、上記ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化
水素混合物（例えばＬＰＧ）の添加により、ＮＧ熱量を
上げて上記目標熱量に調節できる一方、上記ＮＧ熱量が
上記目標熱量より低い場合にも、このＮＧに上記ＬＮＧ
のボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）、すなわ
ちＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が低いガスの添加
によってＮＧ熱量を下げることにより、上記と同様にＮ
Ｇ熱量を目標熱量に調節することができる。
出されるＮＧの熱量が上記目標熱量よりも低い場合に
は、上記ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化
水素混合物（例えばＬＰＧ）の添加により、ＮＧ熱量を
上げて上記目標熱量に調節できる一方、上記ＮＧ熱量が
上記目標熱量より低い場合にも、このＮＧに上記ＬＮＧ
のボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）、すなわ
ちＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が低いガスの添加
によってＮＧ熱量を下げることにより、上記と同様にＮ
Ｇ熱量を目標熱量に調節することができる。
【０００８】なお、上記炭化水素混合物やＢＯＧの添加
は、実際にＮＧの熱量に変動があった時点から開始して
も良いが、この熱量変動が予測できるものである場合に
は、前もって炭化水素混合物及びＢＯＧをＮＧに適量添
加しておき、もしくはその添加の準備をしておくことに
より、高い応答性を得ることができる。
は、実際にＮＧの熱量に変動があった時点から開始して
も良いが、この熱量変動が予測できるものである場合に
は、前もって炭化水素混合物及びＢＯＧをＮＧに適量添
加しておき、もしくはその添加の準備をしておくことに
より、高い応答性を得ることができる。
【０００９】具体的に、上記ＬＮＧ気化装置の始動によ
りこのＬＮＧ気化装置からＮＧが排出され始める際に
は、これに先立って上記炭化水素混合物とＢＯＧとを上
記目標熱量に対応する割合で混合して上記ＬＮＧ気化装
置の下流側に流しておき、その後、上記ＬＮＧ気化装置
より排出されるＮＧを上記炭化水素混合物とＢＯＧの混
合物に混合するとともに、上記ＮＧの熱量変動に応じて
上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少なくとも一方の添加量
を変化させるようにすればよい。
りこのＬＮＧ気化装置からＮＧが排出され始める際に
は、これに先立って上記炭化水素混合物とＢＯＧとを上
記目標熱量に対応する割合で混合して上記ＬＮＧ気化装
置の下流側に流しておき、その後、上記ＬＮＧ気化装置
より排出されるＮＧを上記炭化水素混合物とＢＯＧの混
合物に混合するとともに、上記ＮＧの熱量変動に応じて
上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少なくとも一方の添加量
を変化させるようにすればよい。
【００１０】また、上記ＬＮＧ気化装置の負荷変動によ
りこのＬＮＧ気化装置から排出されるＮＧの熱量が変動
することが予測される場合には、その変動前に予め上記
炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応する割
合でＮＧに添加しておき、上記ＬＮＧ気化装置の負荷変
動に伴うＮＧの熱量変動が生じた時点から、このＮＧの
熱量変動に応じて上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少なく
とも一方の添加量を変化させるようにすればよい。
りこのＬＮＧ気化装置から排出されるＮＧの熱量が変動
することが予測される場合には、その変動前に予め上記
炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応する割
合でＮＧに添加しておき、上記ＬＮＧ気化装置の負荷変
動に伴うＮＧの熱量変動が生じた時点から、このＮＧの
熱量変動に応じて上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少なく
とも一方の添加量を変化させるようにすればよい。
【００１１】例えば、ＮＧの熱量が目標熱量よりも下が
った場合には、炭化水素混合物の添加量を増やし、もし
くはＢＯＧの添加量を減らせば良く、逆にＮＧの熱量が
目標熱量よりも上がった場合には、炭化水素混合物の添
加量を減らし、もしくはＢＯＧの添加量を増やせば良
い。
った場合には、炭化水素混合物の添加量を増やし、もし
くはＢＯＧの添加量を減らせば良く、逆にＮＧの熱量が
目標熱量よりも上がった場合には、炭化水素混合物の添
加量を減らし、もしくはＢＯＧの添加量を増やせば良
い。
【００１２】上記方法において、炭化水素混合物とＢＯ
Ｇの双方をＮＧに添加する場合、これらを個別に添加す
るようにしてもよいが、予め上記炭化水素混合物とＢＯ
Ｇとを混合してから両者を上記ＮＧ内に噴霧するように
すれば、炭化水素混合物を単独で添加するよりもその気
化を促進できる利点が得られる。
Ｇの双方をＮＧに添加する場合、これらを個別に添加す
るようにしてもよいが、予め上記炭化水素混合物とＢＯ
Ｇとを混合してから両者を上記ＮＧ内に噴霧するように
すれば、炭化水素混合物を単独で添加するよりもその気
化を促進できる利点が得られる。
【００１３】また本発明は、上記方法を実施するための
ＮＧの熱量調節装置であって、上記ＬＮＧ気化装置で気
化されたＮＧが導入される混合器と、この混合器内に上
記ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化水素混
合物を導入する炭化水素混合物導入手段と、この炭化水
素混合物導入手段による炭化水素混合物の導入量を変化
させる炭化水素混合物操作手段と、上記混合器内に上記
ＬＮＧのＢＯＧを導入するＢＯＧ導入手段と、このＢＯ
Ｇ導入手段によるＢＯＧの導入量を変化させるＢＯＧ操
作手段とを備え、上記混合器内に導入される炭化水素混
合物及びＢＯＧがこの混合器内で上記ＮＧに混合される
ように構成したものである。
ＮＧの熱量調節装置であって、上記ＬＮＧ気化装置で気
化されたＮＧが導入される混合器と、この混合器内に上
記ＬＮＧよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化水素混
合物を導入する炭化水素混合物導入手段と、この炭化水
素混合物導入手段による炭化水素混合物の導入量を変化
させる炭化水素混合物操作手段と、上記混合器内に上記
ＬＮＧのＢＯＧを導入するＢＯＧ導入手段と、このＢＯ
Ｇ導入手段によるＢＯＧの導入量を変化させるＢＯＧ操
作手段とを備え、上記混合器内に導入される炭化水素混
合物及びＢＯＧがこの混合器内で上記ＮＧに混合される
ように構成したものである。
【００１４】さらに、上記ＬＮＧ気化装置から排出され
るＮＧの熱量を検出する熱量検出手段と、上記ＮＧの流
量を検出する流量検出手段と、これら熱量検出手段及び
流量検出手段で検出されたＮＧの熱量及び流量に基づ
き、このＮＧの熱量を予め設定された目標熱量に調節す
るための上記炭化水素混合物の添加量及び上記ＢＯＧの
添加量を演算する演算手段と、この演算手段の演算結果
に基づいて上記炭化水素混合物導入手段による上記混合
器内への炭化水素混合物導入量を調節する炭化水素混合
物調節手段と、上記演算手段の演算結果に基づいて上記
ＢＯＧ導入手段による上記混合器内へのＢＯＧ導入量を
調節するＢＯＧ調節手段とを付加したものでは、実際の
ＮＧ熱量に応じて炭化水素混合物添加量及びＢＯＧ添加
量が自動的に調節されることになる。
るＮＧの熱量を検出する熱量検出手段と、上記ＮＧの流
量を検出する流量検出手段と、これら熱量検出手段及び
流量検出手段で検出されたＮＧの熱量及び流量に基づ
き、このＮＧの熱量を予め設定された目標熱量に調節す
るための上記炭化水素混合物の添加量及び上記ＢＯＧの
添加量を演算する演算手段と、この演算手段の演算結果
に基づいて上記炭化水素混合物導入手段による上記混合
器内への炭化水素混合物導入量を調節する炭化水素混合
物調節手段と、上記演算手段の演算結果に基づいて上記
ＢＯＧ導入手段による上記混合器内へのＢＯＧ導入量を
調節するＢＯＧ調節手段とを付加したものでは、実際の
ＮＧ熱量に応じて炭化水素混合物添加量及びＢＯＧ添加
量が自動的に調節されることになる。
【００１５】上記混合器は、炭化水素混合物及びＢＯＧ
を個別にＮＧに添加するものでもよいが、導入された炭
化水素混合物とＢＯＧとを予め混合してから両者を上記
ＮＧ内に向けて噴霧するものが、より好ましい。
を個別にＮＧに添加するものでもよいが、導入された炭
化水素混合物とＢＯＧとを予め混合してから両者を上記
ＮＧ内に向けて噴霧するものが、より好ましい。
【００１６】また、上記ＢＯＧ導入手段とＢＯＧ操作手
段との間にＢＯＧ貯留器を介在させ、上記ＢＯＧ導入手
段により送られるＢＯＧの少なくとも一部が上記ＢＯＧ
貯留器内に貯留されるように構成したものによれば、Ｂ
ＯＧ必要量が低い場合に余剰のＢＯＧを上記ＢＯＧ貯留
器に貯留しておき、ＢＯＧ必要量が高い場合や、ＢＯＧ
必要量が急上昇した場合（例えば緊急でＬＮＧ気化装置
が急速に立ち上げられる場合）に上記ＢＯＧ貯留器から
ＢＯＧを払い出すことにより、常に適正な量のＢＯＧの
供給ができる。
段との間にＢＯＧ貯留器を介在させ、上記ＢＯＧ導入手
段により送られるＢＯＧの少なくとも一部が上記ＢＯＧ
貯留器内に貯留されるように構成したものによれば、Ｂ
ＯＧ必要量が低い場合に余剰のＢＯＧを上記ＢＯＧ貯留
器に貯留しておき、ＢＯＧ必要量が高い場合や、ＢＯＧ
必要量が急上昇した場合（例えば緊急でＬＮＧ気化装置
が急速に立ち上げられる場合）に上記ＢＯＧ貯留器から
ＢＯＧを払い出すことにより、常に適正な量のＢＯＧの
供給ができる。
【００１７】
【発明の実施の形態】本発明の第１の実施の形態を図１
及び図２に基づいて説明する。
及び図２に基づいて説明する。
【００１８】図１に示す装置は、ＬＮＧ気化装置１０、
ＬＰＧタンク１２、ＬＰＧポンプ１４、ＢＯＧ圧縮機１
６、及び混合器１８を備えている。
ＬＰＧタンク１２、ＬＰＧポンプ１４、ＢＯＧ圧縮機１
６、及び混合器１８を備えている。
【００１９】ＬＮＧ気化装置１０は、図略のＬＮＧタン
クから導入されたＬＮＧを気化し、ＮＧ配管２０を通じ
て上記混合器１８に排出するものであり、オープンラッ
ク型をはじめとする各種気化装置が適用可能なものであ
る。
クから導入されたＬＮＧを気化し、ＮＧ配管２０を通じ
て上記混合器１８に排出するものであり、オープンラッ
ク型をはじめとする各種気化装置が適用可能なものであ
る。
【００２０】ＬＰＧタンク１２は、ＬＰＧ（すなわち、
メタンよりも炭素数の多い炭化水素からなる混合ガスを
液化したもの）を貯留し、ＬＰＧポンプ（炭化水素混合
物導入手段）１４は、上記ＬＰＧタンク１２内に貯留さ
れたＬＰＧをＬＰＧ配管２２を通じて上記混合器１８へ
送出するものであり、上記ＬＰＧ配管２２の途中には、
ＬＰＧ流量を変化させるための流量調節弁（炭化水素混
合物操作手段）２４が設けられている。
メタンよりも炭素数の多い炭化水素からなる混合ガスを
液化したもの）を貯留し、ＬＰＧポンプ（炭化水素混合
物導入手段）１４は、上記ＬＰＧタンク１２内に貯留さ
れたＬＰＧをＬＰＧ配管２２を通じて上記混合器１８へ
送出するものであり、上記ＬＰＧ配管２２の途中には、
ＬＰＧ流量を変化させるための流量調節弁（炭化水素混
合物操作手段）２４が設けられている。
【００２１】ＢＯＧ圧縮機（ボイルオフガス導入手段）
１６は、上記ＬＮＧタンク内で発生したＬＮＧのＢＯＧ
を圧縮し、ＢＯＧ配管２６を通じて上記混合器１８内に
導入するものであり、ＢＯＧ配管２６の途中には、ＢＯ
Ｇ流量を変化させるための流量調節弁（ボイルオフガス
操作手段）２８が設けられている。
１６は、上記ＬＮＧタンク内で発生したＬＮＧのＢＯＧ
を圧縮し、ＢＯＧ配管２６を通じて上記混合器１８内に
導入するものであり、ＢＯＧ配管２６の途中には、ＢＯ
Ｇ流量を変化させるための流量調節弁（ボイルオフガス
操作手段）２８が設けられている。
【００２２】混合器１８は、ＬＮＧ気化装置１０から送
られてくるＮＧに、上記ＬＰＧ配管２２を通じて導入さ
れるＬＰＧと、上記ＢＯＧ配管２６を通じて導入される
ＢＯＧとを混合するためのものであり、図２に示すよう
なＮＧ管３０と導入管３２とで構成されている。ＮＧ管
３０の一端は、上記ＮＧ配管２０が接続されるＮＧ入口
３３とされ、他端は、図略の発電設備（もしくはその他
ＮＧが利用される設備）に接続されるＮＧ出口３４とさ
れている。導入管３２の一方の端部は、ＬＰＧ入口３５
とＢＯＧ入口３６とに分岐しており、ＬＰＧ入口３５に
上記ＬＰＧ配管２２が接続され、ＢＯＧ入口３６に上記
ＢＯＧ配管２６が接続されている。導入管３２の他方の
端部は、上記ＮＧ管３０内に側方から挿入され、かつこ
のＮＧ管３０内でＮＧの流れ方向を向くように屈曲して
おり、その最先端は、中央に小径の噴霧口３８をもつノ
ズル部３９とされている。
られてくるＮＧに、上記ＬＰＧ配管２２を通じて導入さ
れるＬＰＧと、上記ＢＯＧ配管２６を通じて導入される
ＢＯＧとを混合するためのものであり、図２に示すよう
なＮＧ管３０と導入管３２とで構成されている。ＮＧ管
３０の一端は、上記ＮＧ配管２０が接続されるＮＧ入口
３３とされ、他端は、図略の発電設備（もしくはその他
ＮＧが利用される設備）に接続されるＮＧ出口３４とさ
れている。導入管３２の一方の端部は、ＬＰＧ入口３５
とＢＯＧ入口３６とに分岐しており、ＬＰＧ入口３５に
上記ＬＰＧ配管２２が接続され、ＢＯＧ入口３６に上記
ＢＯＧ配管２６が接続されている。導入管３２の他方の
端部は、上記ＮＧ管３０内に側方から挿入され、かつこ
のＮＧ管３０内でＮＧの流れ方向を向くように屈曲して
おり、その最先端は、中央に小径の噴霧口３８をもつノ
ズル部３９とされている。
【００２３】さらに、前記図１に示す装置は、熱量計
（熱量検出手段）４０、流量計（流量検出手段）４２、
演算器（演算手段）４４、及び流量調節計４６，４８を
備えている。
（熱量検出手段）４０、流量計（流量検出手段）４２、
演算器（演算手段）４４、及び流量調節計４６，４８を
備えている。
【００２４】熱量計４０は、上記ＮＧ配管２０内を流れ
るＮＧの単位体積当たりの熱量を検出するものであり、
流量計４２は、上記ＮＧの流量を検出するものである。
るＮＧの単位体積当たりの熱量を検出するものであり、
流量計４２は、上記ＮＧの流量を検出するものである。
【００２５】演算器４４は、次の演算動作を行うもので
ある。
ある。
【００２６】Ａ）ＬＮＧ気化装置１０が始動してＮＧ配
管２０内にＮＧが流れ始めるまでの期間：ＬＰＧとＢＯ
Ｇとを混合した場合にその混合物の熱量が予め設定され
た目標熱量に合致するようなＬＮＧとＢＯＧの混合比率
を演算し、この混合比率に基づいてＬＮＧ及びＢＯＧの
初期導入量（単位時間当たりの最低添加量）を演算す
る。そして、ＬＮＧ気化装置１０の始動時点よりも前の
時点から両流量調節計４６，４８に指令信号を出力す
る。
管２０内にＮＧが流れ始めるまでの期間：ＬＰＧとＢＯ
Ｇとを混合した場合にその混合物の熱量が予め設定され
た目標熱量に合致するようなＬＮＧとＢＯＧの混合比率
を演算し、この混合比率に基づいてＬＮＧ及びＢＯＧの
初期導入量（単位時間当たりの最低添加量）を演算す
る。そして、ＬＮＧ気化装置１０の始動時点よりも前の
時点から両流量調節計４６，４８に指令信号を出力す
る。
【００２７】Ｂ）ＮＧ配管２０内にＮＧが流れ始めた後
の期間：上記熱量計４０及び流量計４２から入力される
検出信号に基づき、単位時間当たりに上記混合器１８内
へ導入されるＮＧの保有熱量を演算する。そして、この
熱量を予め設定された目標熱量に合わせるための単位時
間当たりのＬＰＧ添加量及びＢＯＧ添加量を演算する。
の期間：上記熱量計４０及び流量計４２から入力される
検出信号に基づき、単位時間当たりに上記混合器１８内
へ導入されるＮＧの保有熱量を演算する。そして、この
熱量を予め設定された目標熱量に合わせるための単位時
間当たりのＬＰＧ添加量及びＢＯＧ添加量を演算する。
【００２８】流量調節計４６は、流量調節弁２４の下流
側のＬＰＧ流量を検出し、このＬＰＧ流量を上記演算器
４４で演算されたＬＰＧ添加量に合わせるように流量調
節弁２４の開度を変えるものである。同様に、流量調節
計４８は、流量調節弁２８の下流側のＢＯＧ流量を検出
し、このＢＯＧ流量を上記演算器４４で演算されたＢＯ
Ｇ添加量に合わせるように流量調節弁２８の開度を変え
るものである。
側のＬＰＧ流量を検出し、このＬＰＧ流量を上記演算器
４４で演算されたＬＰＧ添加量に合わせるように流量調
節弁２４の開度を変えるものである。同様に、流量調節
計４８は、流量調節弁２８の下流側のＢＯＧ流量を検出
し、このＢＯＧ流量を上記演算器４４で演算されたＢＯ
Ｇ添加量に合わせるように流量調節弁２８の開度を変え
るものである。
【００２９】次に、この装置の作用を説明する。
【００３０】まず、ＬＮＧ気化装置１０の始動に先立っ
て、演算器４４より各流量調節計４６，４８へ指令信号
が出力され、この信号を受けた各流量調節計４６，４８
は、それぞれ流量調節弁２４，２８を適当な開度だけ開
く。これにより、ＬＰＧタンク１２内のＬＰＧがＬＰＧ
ポンプ１４を通じて混合器１８へ送られるとともに、Ｌ
ＮＧタンク内のＢＯＧもＢＯＧ圧縮機１６を通じて混合
器１８へ送られる。これらＬＰＧ及びＢＯＧは、混合器
１８の導入管３２内で予混合され、ノズル部３９の噴霧
口３８からＮＧ管３３内に噴霧される。
て、演算器４４より各流量調節計４６，４８へ指令信号
が出力され、この信号を受けた各流量調節計４６，４８
は、それぞれ流量調節弁２４，２８を適当な開度だけ開
く。これにより、ＬＰＧタンク１２内のＬＰＧがＬＰＧ
ポンプ１４を通じて混合器１８へ送られるとともに、Ｌ
ＮＧタンク内のＢＯＧもＢＯＧ圧縮機１６を通じて混合
器１８へ送られる。これらＬＰＧ及びＢＯＧは、混合器
１８の導入管３２内で予混合され、ノズル部３９の噴霧
口３８からＮＧ管３３内に噴霧される。
【００３１】ここで、各流量調節弁２４，２８の開度
は、演算器４４で演算されたＬＰＧ初期導入量及びＢＯ
Ｇ初期導入量が得られる開度に調節されているため、上
記ノズル部３９から噴霧される混合流体のもつ単位体積
当たりの熱量は、ＮＧの目標流量と略合致している。
は、演算器４４で演算されたＬＰＧ初期導入量及びＢＯ
Ｇ初期導入量が得られる開度に調節されているため、上
記ノズル部３９から噴霧される混合流体のもつ単位体積
当たりの熱量は、ＮＧの目標流量と略合致している。
【００３２】その後、ＬＮＧ気化装置１０が始動してＮ
Ｇが生成され、ＮＧ配管２０内を流れ始めると、このＮ
Ｇの熱量及び流量が熱量計４０及び流量計４２により検
出され、演算器４４に入力される。演算器４４は、この
入力された検出値に基づいて、単位時間当たりに混合器
１８内に導入されるＮＧの保有熱量を演算し、この演算
熱量と上記目標流量とを比較する。そして、演算熱量が
目標流量よりも低い場合には、その差分に応じた量だけ
ＬＰＧ添加量を増加し、逆に演算熱量が目標流量よりも
高い場合には、その差分に応じた量だけＢＯＧ添加量を
増加するように、各流量調節計４６，４８に信号を出力
する。
Ｇが生成され、ＮＧ配管２０内を流れ始めると、このＮ
Ｇの熱量及び流量が熱量計４０及び流量計４２により検
出され、演算器４４に入力される。演算器４４は、この
入力された検出値に基づいて、単位時間当たりに混合器
１８内に導入されるＮＧの保有熱量を演算し、この演算
熱量と上記目標流量とを比較する。そして、演算熱量が
目標流量よりも低い場合には、その差分に応じた量だけ
ＬＰＧ添加量を増加し、逆に演算熱量が目標流量よりも
高い場合には、その差分に応じた量だけＢＯＧ添加量を
増加するように、各流量調節計４６，４８に信号を出力
する。
【００３３】このような添加量調節が行われながら、Ｌ
ＰＧとＢＯＧの混合気がノズル部３９からＮＧ管３０内
のＮＧガス中に噴霧され、添加されることにより、混合
器１８を出るＮＧガスの熱量は常に上記目標流量にほぼ
保たれる。従って、このＮＧガスを支障なく次の発電設
備等へ供給することができる。
ＰＧとＢＯＧの混合気がノズル部３９からＮＧ管３０内
のＮＧガス中に噴霧され、添加されることにより、混合
器１８を出るＮＧガスの熱量は常に上記目標流量にほぼ
保たれる。従って、このＮＧガスを支障なく次の発電設
備等へ供給することができる。
【００３４】その後、ＬＮＧ気化装置１０が始動運転か
ら定常運転に移行し、このＬＮＧ気化装置１０から排出
されるＮＧの熱量が目標熱量に安定すると、ＬＮＧ添加
量及びＢＯＧ添加量は元の初期導入量（最小添加量）に
戻される。ただし、定常運転へ移行した後も、その運転
中にＬＮＧ気化装置１０の運転負荷が大きく変更される
等してＮＧ熱量の変動が生じた場合には、上記と同様の
添加量調節動作が再実行される。
ら定常運転に移行し、このＬＮＧ気化装置１０から排出
されるＮＧの熱量が目標熱量に安定すると、ＬＮＧ添加
量及びＢＯＧ添加量は元の初期導入量（最小添加量）に
戻される。ただし、定常運転へ移行した後も、その運転
中にＬＮＧ気化装置１０の運転負荷が大きく変更される
等してＮＧ熱量の変動が生じた場合には、上記と同様の
添加量調節動作が再実行される。
【００３５】第２の実施の形態を図３に示す。ここで
は、前記図１に示したＢＯＧ配管２６が途中でバイパス
配管２６ａとホルダ配管２６ｂとに分岐し、流量調節弁
２８の手前で合流しており、上記ホルダ配管２６ｂの途
中にＢＯＧホルダ（ボイルオフガス貯留手段）５０が設
けられている。このＢＯＧホルダ５０は、必要ＢＯＧ添
加量が低い期間（すなわち流量調節弁２８の開度が小さ
い期間）に、ＢＯＧの余剰分を貯留するように構成され
ている。
は、前記図１に示したＢＯＧ配管２６が途中でバイパス
配管２６ａとホルダ配管２６ｂとに分岐し、流量調節弁
２８の手前で合流しており、上記ホルダ配管２６ｂの途
中にＢＯＧホルダ（ボイルオフガス貯留手段）５０が設
けられている。このＢＯＧホルダ５０は、必要ＢＯＧ添
加量が低い期間（すなわち流量調節弁２８の開度が小さ
い期間）に、ＢＯＧの余剰分を貯留するように構成され
ている。
【００３６】この装置によれば、必要ＢＯＧ添加量が非
常に高い場合や、必要ＢＯＧ添加量が急激に上昇した場
合（例えばＬＮＧ気化装置１０が緊急で迅速に立ち上げ
られる場合）にも、バイパス配管２６ａを流れるＢＯＧ
に加え、ＢＯＧホルダ５０から貯留ＢＯＧを払い出すこ
とにより、十分な対応ができる。
常に高い場合や、必要ＢＯＧ添加量が急激に上昇した場
合（例えばＬＮＧ気化装置１０が緊急で迅速に立ち上げ
られる場合）にも、バイパス配管２６ａを流れるＢＯＧ
に加え、ＢＯＧホルダ５０から貯留ＢＯＧを払い出すこ
とにより、十分な対応ができる。
【００３７】なお、本発明の実施形態は上記のものに限
定されるものでなく、例として次のような形態をとるこ
とも可能である。
定されるものでなく、例として次のような形態をとるこ
とも可能である。
【００３８】(1) 上記実施形態では、ＬＮＧよりも単位
体積当たりの熱量が高い炭化水素混合物として、ＬＰＧ
（すなわちメタンよりも炭素数の多い炭化水素からなる
液化ガス）を用いているが、本発明はこれに限らず、メ
タンを一部含んだ炭化水素混合物であってもその熱量が
ＬＮＧよりも高ければ、適用が可能である。
体積当たりの熱量が高い炭化水素混合物として、ＬＰＧ
（すなわちメタンよりも炭素数の多い炭化水素からなる
液化ガス）を用いているが、本発明はこれに限らず、メ
タンを一部含んだ炭化水素混合物であってもその熱量が
ＬＮＧよりも高ければ、適用が可能である。
【００３９】(2) 図１及び図３に示した装置において、
実際にＮＧ配管２０内をＮＧが流れ始めてからＬＰＧも
しくはＢＯＧの添加を開始するような制御を行っても、
熱量調節は可能である。ただし、この場合には、ＮＧが
流れ始めてから流量調節弁４６もしくは４８をいきなり
開弁することになるため、ＬＰＧやＢＯＧの添加量が安
定せず、高い応答性が望めないのに対し、上記実施形態
のように、ＮＧが流れ始める時点よりも前の時点（ＬＮ
Ｇ気化装置１０が始動してから実際にＮＧが流れ始める
までの間の時点でもよい。）から既に適当な比率（目標
熱量が得られる比率）でＬＰＧ及びＢＯＧを流してお
き、実際にＮＧが流れ始めてから弁開度を増減して添加
率を変化させるといった制御を行えば、ＮＧが流れ始め
る当初から高精度で安定した熱量調節ができる利点があ
る。
実際にＮＧ配管２０内をＮＧが流れ始めてからＬＰＧも
しくはＢＯＧの添加を開始するような制御を行っても、
熱量調節は可能である。ただし、この場合には、ＮＧが
流れ始めてから流量調節弁４６もしくは４８をいきなり
開弁することになるため、ＬＰＧやＢＯＧの添加量が安
定せず、高い応答性が望めないのに対し、上記実施形態
のように、ＮＧが流れ始める時点よりも前の時点（ＬＮ
Ｇ気化装置１０が始動してから実際にＮＧが流れ始める
までの間の時点でもよい。）から既に適当な比率（目標
熱量が得られる比率）でＬＰＧ及びＢＯＧを流してお
き、実際にＮＧが流れ始めてから弁開度を増減して添加
率を変化させるといった制御を行えば、ＮＧが流れ始め
る当初から高精度で安定した熱量調節ができる利点があ
る。
【００４０】(3) 上記ＬＰＧ等の炭化水素混合物とＢＯ
Ｇとを、それぞれ個別にＮＧに添加するようにしても、
熱量調節は可能である。ただし、上記実施形態のように
予めＬＰＧ等とＢＯＧとを混合してからその混合流体を
ＮＧガス内に噴霧するようにすれば、混合器１８内での
ＬＰＧ等の分散蒸発性能を向上させることが可能とな
る。
Ｇとを、それぞれ個別にＮＧに添加するようにしても、
熱量調節は可能である。ただし、上記実施形態のように
予めＬＰＧ等とＢＯＧとを混合してからその混合流体を
ＮＧガス内に噴霧するようにすれば、混合器１８内での
ＬＰＧ等の分散蒸発性能を向上させることが可能とな
る。
【００４１】(4) 図１及び図３には、混合器１８よりも
上流側のＮＧ配管２０に熱量計４０や流量計４２を設け
たものを示したが、これら熱量計４０や流量計４２を混
合器１８の下流側に設けるようにしてもよい。ただし、
上記のように混合器１８の上流側に熱量計４０や流量計
４２を設け、この混合器１８に導入される前のＮＧの熱
量や流量を検出するようにすれば、より応答性の高い熱
量制御ができる。
上流側のＮＧ配管２０に熱量計４０や流量計４２を設け
たものを示したが、これら熱量計４０や流量計４２を混
合器１８の下流側に設けるようにしてもよい。ただし、
上記のように混合器１８の上流側に熱量計４０や流量計
４２を設け、この混合器１８に導入される前のＮＧの熱
量や流量を検出するようにすれば、より応答性の高い熱
量制御ができる。
【００４２】
【実施例】前記図１に示した装置において、ＬＮＧ気化
装置１０の定常運転時における生成ＮＧガス熱量を 105
10kcal/Nm3とし、この熱量を目標熱量に設定して上記と
同様の制御動作を実行した。この時のＮＧ流量、ＬＮＧ
添加量、及びＢＯＧ添加量の時間変化を図４（ａ）に示
し、調節前のＮＧ熱量（すなわちＮＧ配管２０内を流れ
るＮＧの熱量の時間変化を同図（ｂ）に示す。
装置１０の定常運転時における生成ＮＧガス熱量を 105
10kcal/Nm3とし、この熱量を目標熱量に設定して上記と
同様の制御動作を実行した。この時のＮＧ流量、ＬＮＧ
添加量、及びＢＯＧ添加量の時間変化を図４（ａ）に示
し、調節前のＮＧ熱量（すなわちＮＧ配管２０内を流れ
るＮＧの熱量の時間変化を同図（ｂ）に示す。
【００４３】ただし、両図において横軸は、ＮＧ配管２
０内を実際にＮＧが流れ始めてからの経過時間を示す。
０内を実際にＮＧが流れ始めてからの経過時間を示す。
【００４４】まず、実際にＮＧが流れ始めるまでの準備
期間（図外の期間）では、ＬＰＧ添加量が最低添加量
0.36ton/h に保たれ、ＢＯＧ添加量も最低添加量 2ton/
h に保たれており、これらＬＰＧとＢＯＧとの混合流体
のもつ熱量は上記目標熱量 10510kcal/Nm3に合致してい
る。
期間（図外の期間）では、ＬＰＧ添加量が最低添加量
0.36ton/h に保たれ、ＢＯＧ添加量も最低添加量 2ton/
h に保たれており、これらＬＰＧとＢＯＧとの混合流体
のもつ熱量は上記目標熱量 10510kcal/Nm3に合致してい
る。
【００４５】そして、実際にＮＧが流れ始めると、図４
（ａ）に示すようにＮＧ流量は時間に比例して増大し、
同図（ｂ）に示すように、ＮＧの熱量は目標熱量よりも
低い熱量 9350kcal/Nm3でしばらく安定する。この期間
では、ＢＯＧ添加量は上記最低添加量 2ton/h に保たれ
る一方、ＬＰＧ添加量は最低添加量 0.36ton/h から少
しずつ増加され、これによりＮＧ熱量の増加がなされて
いる。
（ａ）に示すようにＮＧ流量は時間に比例して増大し、
同図（ｂ）に示すように、ＮＧの熱量は目標熱量よりも
低い熱量 9350kcal/Nm3でしばらく安定する。この期間
では、ＢＯＧ添加量は上記最低添加量 2ton/h に保たれ
る一方、ＬＰＧ添加量は最低添加量 0.36ton/h から少
しずつ増加され、これによりＮＧ熱量の増加がなされて
いる。
【００４６】その後、約１２分が経過した時点より、そ
れまでＬＮＧ気化装置内に残存していた高熱量残存液化
ガスがＮＧとともに導出され始め、この残存液化ガスの
混入分だけＮＧ熱量がはね上がる。これに対応して、Ｌ
ＰＧ添加量が元の最低添加量まで下げられる一方、ＢＯ
Ｇ添加量が最低添加量 2ton/h から急増され、これによ
りＮＧ熱量の削減がなされている。
れまでＬＮＧ気化装置内に残存していた高熱量残存液化
ガスがＮＧとともに導出され始め、この残存液化ガスの
混入分だけＮＧ熱量がはね上がる。これに対応して、Ｌ
ＰＧ添加量が元の最低添加量まで下げられる一方、ＢＯ
Ｇ添加量が最低添加量 2ton/h から急増され、これによ
りＮＧ熱量の削減がなされている。
【００４７】上記のように急増したＮＧ熱量は、やがて
低下し、約２４分が経過した時点で上記目標熱量に落ち
着く。この時、上記ＮＧ熱量の低下に伴ってＢＯＧ添加
量が下げられ、ＮＧ熱量が安定するのとほぼ同時に最低
添加量に復帰している。
低下し、約２４分が経過した時点で上記目標熱量に落ち
着く。この時、上記ＮＧ熱量の低下に伴ってＢＯＧ添加
量が下げられ、ＮＧ熱量が安定するのとほぼ同時に最低
添加量に復帰している。
【００４８】このようなＬＰＧ添加量及びＢＯＧ添加量
の調節により、図４（ｂ）に示すようなＮＧ熱量（混合
器１８に導入されるＮＧ熱量）の変動にかかわらず、混
合器１８から排出されるＮＧの熱量は終始ほぼ安定して
上記目標熱量に保たれるのを確認することができた。
の調節により、図４（ｂ）に示すようなＮＧ熱量（混合
器１８に導入されるＮＧ熱量）の変動にかかわらず、混
合器１８から排出されるＮＧの熱量は終始ほぼ安定して
上記目標熱量に保たれるのを確認することができた。
【００４９】
【発明の効果】以上のように本発明は、ＮＧの熱量が低
い場合にはこれに高熱量炭化水素混合物を加えて熱量を
上げる一方、ＮＧの熱量が高い場合にはこれにＢＯＧを
加えて熱量を下げるようにしたものであるので、ＬＮＧ
気化装置の始動時や負荷変動時にも、このＬＮＧ気化装
置から排出されるＮＧの熱量の変動を効果的に抑制して
目標熱量に安定させることができる。しかも、上記ＢＯ
ＧはＬＮＧから自然発生するものであるので、コストの
大幅な増加や、ＮＧの成分に対する悪影響を伴わずに、
上記熱量調節ができる。
い場合にはこれに高熱量炭化水素混合物を加えて熱量を
上げる一方、ＮＧの熱量が高い場合にはこれにＢＯＧを
加えて熱量を下げるようにしたものであるので、ＬＮＧ
気化装置の始動時や負荷変動時にも、このＬＮＧ気化装
置から排出されるＮＧの熱量の変動を効果的に抑制して
目標熱量に安定させることができる。しかも、上記ＢＯ
ＧはＬＮＧから自然発生するものであるので、コストの
大幅な増加や、ＮＧの成分に対する悪影響を伴わずに、
上記熱量調節ができる。
【００５０】ここで、上記ＬＮＧ気化装置の始動により
このＬＮＧ気化装置からＮＧが排出され始める前に、予
め上記炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応
する割合で混合して上記ＬＮＧ気化装置の下流側に流し
ておき、その後、上記ＬＮＧ気化装置より排出されるＮ
Ｇを上記炭化水素混合物とＢＯＧの混合物に混合すると
ともに、上記ＮＧの熱量変動に応じて上記炭化水素混合
物、ＢＯＧの少なくとも一方の添加量を変化させたり、
上記ＬＮＧ気化装置の負荷変動によりこのＬＮＧ気化装
置から排出されるＮＧの熱量が変動する前に、予め上記
炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応する割
合で上記ＮＧに添加しておき、上記ＬＮＧ気化装置の負
荷変動に伴うＮＧの熱量変動が生じた時点から、このＮ
Ｇの熱量変動に応じて上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少
なくとも一方の添加量を変化させたりすれば、実際にＮ
Ｇの熱量が変化した時点から炭化水素混合物やＢＯＧの
添加を開始する場合に比べ、応答性を大幅に向上させる
ことができ、より精度の高い熱量調節ができる効果が得
られる。
このＬＮＧ気化装置からＮＧが排出され始める前に、予
め上記炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応
する割合で混合して上記ＬＮＧ気化装置の下流側に流し
ておき、その後、上記ＬＮＧ気化装置より排出されるＮ
Ｇを上記炭化水素混合物とＢＯＧの混合物に混合すると
ともに、上記ＮＧの熱量変動に応じて上記炭化水素混合
物、ＢＯＧの少なくとも一方の添加量を変化させたり、
上記ＬＮＧ気化装置の負荷変動によりこのＬＮＧ気化装
置から排出されるＮＧの熱量が変動する前に、予め上記
炭化水素混合物とＢＯＧとを上記目標熱量に対応する割
合で上記ＮＧに添加しておき、上記ＬＮＧ気化装置の負
荷変動に伴うＮＧの熱量変動が生じた時点から、このＮ
Ｇの熱量変動に応じて上記炭化水素混合物、ＢＯＧの少
なくとも一方の添加量を変化させたりすれば、実際にＮ
Ｇの熱量が変化した時点から炭化水素混合物やＢＯＧの
添加を開始する場合に比べ、応答性を大幅に向上させる
ことができ、より精度の高い熱量調節ができる効果が得
られる。
【００５１】また、上記炭化水素混合物とＢＯＧの双方
をＮＧに添加する場合、両者を予め混合してからＮＧ内
に噴霧するようにすれば、炭化水素混合物を単独で添加
するよりもその気化を促進でき、ＮＧ内への分散、混合
性を大幅に向上できる効果が得られる。
をＮＧに添加する場合、両者を予め混合してからＮＧ内
に噴霧するようにすれば、炭化水素混合物を単独で添加
するよりもその気化を促進でき、ＮＧ内への分散、混合
性を大幅に向上できる効果が得られる。
【００５２】上記ＬＮＧ気化装置で気化されたＮＧが導
入される混合器と、この混合器内に上記ＬＮＧよりも単
位体積当たりの熱量が高い炭化水素混合物を導入する炭
化水素混合物導入手段と、この炭化水素混合物導入手段
による炭化水素混合物の導入量を変化させる炭化水素混
合物操作手段と、上記混合器内に上記ＬＮＧのＢＯＧを
導入するＢＯＧ導入手段と、このＢＯＧ導入手段による
ＢＯＧの導入量を変化させるＢＯＧ操作手段とを備え、
上記混合器内に導入される炭化水素混合物及びＢＯＧが
この混合器内で上記ＮＧに混合されるように構成した装
置において、さらに、上記ＬＮＧ気化装置から排出され
るＮＧの熱量を検出する熱量検出手段と、上記ＮＧの流
量を検出する流量検出手段と、これら熱量検出手段及び
流量検出手段で検出されたＮＧの熱量及び流量に基づ
き、このＮＧの熱量を予め設定された目標熱量に調節す
るための上記炭化水素混合物の添加量及び上記ＢＯＧの
添加量を演算する演算手段と、この演算手段の演算結果
に基づいて上記炭化水素混合物導入手段による上記混合
器内への炭化水素混合物導入量を調節する炭化水素混合
物調節手段と、上記演算手段の演算結果に基づいて上記
ＢＯＧ導入手段による上記混合器内へのＢＯＧ導入量を
調節するＢＯＧ調節手段とを付加した装置によれば、実
際のＮＧ熱量に応じた炭化水素混合物添加量及びＢＯＧ
添加量の自動調節を実現できる。
入される混合器と、この混合器内に上記ＬＮＧよりも単
位体積当たりの熱量が高い炭化水素混合物を導入する炭
化水素混合物導入手段と、この炭化水素混合物導入手段
による炭化水素混合物の導入量を変化させる炭化水素混
合物操作手段と、上記混合器内に上記ＬＮＧのＢＯＧを
導入するＢＯＧ導入手段と、このＢＯＧ導入手段による
ＢＯＧの導入量を変化させるＢＯＧ操作手段とを備え、
上記混合器内に導入される炭化水素混合物及びＢＯＧが
この混合器内で上記ＮＧに混合されるように構成した装
置において、さらに、上記ＬＮＧ気化装置から排出され
るＮＧの熱量を検出する熱量検出手段と、上記ＮＧの流
量を検出する流量検出手段と、これら熱量検出手段及び
流量検出手段で検出されたＮＧの熱量及び流量に基づ
き、このＮＧの熱量を予め設定された目標熱量に調節す
るための上記炭化水素混合物の添加量及び上記ＢＯＧの
添加量を演算する演算手段と、この演算手段の演算結果
に基づいて上記炭化水素混合物導入手段による上記混合
器内への炭化水素混合物導入量を調節する炭化水素混合
物調節手段と、上記演算手段の演算結果に基づいて上記
ＢＯＧ導入手段による上記混合器内へのＢＯＧ導入量を
調節するＢＯＧ調節手段とを付加した装置によれば、実
際のＮＧ熱量に応じた炭化水素混合物添加量及びＢＯＧ
添加量の自動調節を実現できる。
【００５３】さらに、上記ＢＯＧ導入手段とＢＯＧ操作
手段との間にＢＯＧ貯留器を介在させ、上記ＢＯＧ導入
手段により送られるＢＯＧの少なくとも一部が上記ＢＯ
Ｇ貯留器内に貯留されるように構成すれば、ＢＯＧ必要
量が高い場合や急上昇した場合にも、上記ＢＯＧ貯留器
からのＢＯＧの払い出しによって難なく対応することが
できる。
手段との間にＢＯＧ貯留器を介在させ、上記ＢＯＧ導入
手段により送られるＢＯＧの少なくとも一部が上記ＢＯ
Ｇ貯留器内に貯留されるように構成すれば、ＢＯＧ必要
量が高い場合や急上昇した場合にも、上記ＢＯＧ貯留器
からのＢＯＧの払い出しによって難なく対応することが
できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施の形態におけるＮＧ熱量調
節装置のフローシートである。
節装置のフローシートである。
【図２】上記装置における混合器の一部断面正面図であ
る。
る。
【図３】本発明の第２の実施の形態におけるＮＧ熱量調
節装置のフローシートである。
節装置のフローシートである。
【図４】（ａ）は図１の装置の運転時におけるＮＧ流
量、ＬＰＧ添加量、及びＢＯＧ添加量の時間変化を示す
グラフ、（ｂ）はＮＧ熱量の時間変化を示すグラフであ
る。
量、ＬＰＧ添加量、及びＢＯＧ添加量の時間変化を示す
グラフ、（ｂ）はＮＧ熱量の時間変化を示すグラフであ
る。
１０ ＬＮＧ気化装置 １４ ＬＰＧポンプ（炭化水素混合物導入手段） １６ ＢＯＧ圧縮機（ボイルオフガス導入手段） １８ 混合器 ２０ ＮＧ配管 ２４ 流量調節弁（炭化水素混合物操作手段） ２８ 流量調節弁（ボイルオフガス操作手段） ４０ 熱量計（熱量検出手段） ４２ 流量計（流量検出手段） ４４ 演算器（演算手段） ４６ 流量調節計（炭化水素混合物調節手段） ４８ 流量調節計（ボイルオフガス調節手段） ５０ ＢＯＧホルダ（ボイルオフガス貯留手段）
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 新開 光一 兵庫県高砂市荒井町新浜２丁目３番１号 株式会社神戸製鋼所高砂製作所内
Claims (8)
- 【請求項１】 液化天然ガス気化装置で液化天然ガスが
気化されることにより生成された天然ガスの熱量を目標
熱量に調節するための天然ガスの熱量調節方法であっ
て、上記液化天然ガス気化装置から排出される天然ガス
の熱量が上記目標熱量よりも低い場合には、上記液化天
然ガスよりも単位体積当たりの熱量が高い炭化水素混合
物の添加によって上記天然ガスの熱量を上げる一方、上
記液化天然ガス気化装置から排出される天然ガスの熱量
が上記目標熱量よりも高い場合には、上記液化天然ガス
のボイルオフガスの添加によって上記天然ガスの熱量を
下げることを特徴とする天然ガスの熱量調節方法。 - 【請求項２】 請求項１記載の天然ガスの熱量調節方法
において、上記液化天然ガス気化装置の始動によりこの
液化天然ガス気化装置から天然ガスが排出され始める前
に、予め上記炭化水素混合物とボイルオフガスとを上記
目標熱量に対応する割合で混合して上記液化天然ガス気
化装置の下流側に流しておき、その後、上記液化天然ガ
ス気化装置より排出される天然ガスを上記炭化水素混合
物とボイルオフガスの混合物に混合するとともに、上記
天然ガスの熱量変動に応じて上記炭化水素混合物、ボイ
ルオフガスの少なくとも一方の添加量を変化させること
を特徴とする天然ガスの熱量調節方法。 - 【請求項３】 請求項１記載の天然ガスの熱量調節方法
において、上記液化天然ガス気化装置の負荷変動により
この液化天然ガス気化装置から排出される天然ガスの熱
量が変動する前に、予め上記炭化水素混合物とボイルオ
フガスとを上記目標熱量に対応する割合で天然ガスに添
加しておき、上記液化天然ガス気化装置の負荷変動に伴
う天然ガスの熱量変動が生じた時点から、この熱量変動
に応じて上記炭化水素混合物、ボイルオフガスの少なく
とも一方の添加量を変化させることを特徴とする天然ガ
スの熱量調節方法。 - 【請求項４】 請求項１〜３のいずれかに記載の天然ガ
スの熱量調節方法において、予め上記炭化水素混合物と
ボイルオフガスとを混合してから両者を上記天然ガス内
に噴霧することを特徴とする天然ガスの熱量調節方法。 - 【請求項５】 液化天然ガス気化装置で液化天然ガスが
気化されることにより生成された天然ガスの熱量を目標
熱量に調節するための天然ガスの熱量調節装置であっ
て、上記液化天然ガス気化装置で気化された天然ガスが
導入される混合器と、この混合器内に上記液化天然ガス
よりも単位体積当たりの熱量が高い炭化水素混合物を導
入する炭化水素混合物導入手段と、この炭化水素混合物
導入手段による炭化水素混合物の導入量を変化させる炭
化水素混合物操作手段と、上記混合器内に上記液化天然
ガスのボイルオフガスを導入するボイルオフガス導入手
段と、このボイルオフガス導入手段によるボイルオフガ
スの導入量を変化させるボイルオフガス操作手段とを備
え、上記混合器内に導入される炭化水素混合物及びボイ
ルオフガスがこの混合器内で上記天然ガスに混合される
ように構成したことを特徴とする天然ガスの熱量調節装
置。 - 【請求項６】 請求項５記載の天然ガスの熱量調節装置
において、上記液化天然ガス気化装置から排出される天
然ガスの熱量を検出する熱量検出手段と、上記天然ガス
の流量を検出する流量検出手段と、これら熱量検出手段
及び流量検出手段で検出された天然ガスの熱量及び流量
に基づき、この天然ガスの熱量を予め設定された目標熱
量に調節するための上記炭化水素混合物の添加量及び上
記ボイルオフガスの添加量を演算する演算手段と、この
演算手段の演算結果に基づいて上記炭化水素混合物導入
手段による上記混合器内への炭化水素混合物導入量を調
節する炭化水素混合物調節手段と、上記演算手段の演算
結果に基づいて上記ボイルオフガス導入手段による上記
混合器内へのボイルオフガス導入量を調節するボイルオ
フガス調節手段とを備えたことを特徴とする天然ガスの
熱量調節装置。 - 【請求項７】 請求項５または６記載の天然ガスの熱量
調節装置において、導入された炭化水素混合物とボイル
オフガスとを予め混合してから両者を上記天然ガス内に
向けて噴霧するように上記混合器を構成したことを特徴
とする天然ガスの熱量調節装置。 - 【請求項８】 請求項５〜７のいずれかに記載の天然ガ
スの熱量調節装置において、上記ボイルオフガス導入手
段とボイルオフガス操作手段との間にボイルオフガス貯
留手段を介在させ、上記ボイルオフガス導入手段により
送られるボイルオフガスの少なくとも一部が上記ボイル
オフガス貯留手段に貯留されるように構成したことを特
徴とする天然ガスの熱量調節装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP31821195A JPH09157668A (ja) | 1995-12-06 | 1995-12-06 | 天然ガスの熱量調節方法及び装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP31821195A JPH09157668A (ja) | 1995-12-06 | 1995-12-06 | 天然ガスの熱量調節方法及び装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH09157668A true JPH09157668A (ja) | 1997-06-17 |
Family
ID=18096676
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP31821195A Pending JPH09157668A (ja) | 1995-12-06 | 1995-12-06 | 天然ガスの熱量調節方法及び装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH09157668A (ja) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH11351498A (ja) * | 1998-06-11 | 1999-12-24 | Osaka Gas Co Ltd | ボイルオフガス処理装置および液化天然ガス貯蔵装置 |
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-
1995
- 1995-12-06 JP JP31821195A patent/JPH09157668A/ja active Pending
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| CN114440549B (zh) * | 2020-11-03 | 2024-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气深冷脱氮工艺的计算机控制方法 |
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