WO2022138628A1 - 液化ガス用真空断熱配管ユニットおよび液化ガス用真空断熱配管の破損検知方法 - Google Patents

液化ガス用真空断熱配管ユニットおよび液化ガス用真空断熱配管の破損検知方法 Download PDF

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良介 浦口
貴志 下垣
治 村岸
一藤 後神
圭亮 谷本
勝啓 神戸
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川崎重工業株式会社
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    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer

Definitions

  • the present invention relates to a vacuum insulation piping unit for liquefied gas and a method for detecting damage to a vacuum insulation piping for liquefied gas.
  • a double-structured vacuum insulation pipe as a pipe for transferring a liquefied gas such as liquefied natural gas or liquefied hydrogen between, for example, a liquefied gas carrier and a tank on land (for example,).
  • a liquefied gas such as liquefied natural gas or liquefied hydrogen
  • Patent Document 1 Since this heat insulating pipe has a structure in which the inner pipe is covered with the outer pipe via a vacuum layer, high heat insulating properties can be obtained, and the temperature rise of the low-temperature liquefied gas flowing in the inner pipe is effectively suppressed. be able to.
  • An object of the present invention is to detect damage to a vacuum insulation pipe for liquefied gas in a timely and reliable manner with a simple structure in order to solve the above-mentioned problems.
  • the vacuum insulation piping unit for liquefied gas is A piping unit for transferring liquefied gas, A vacuum heat insulating pipe including an inner pipe through which the liquefied gas passes and an outer pipe covering the inner pipe via a vacuum layer.
  • An inner pipe pressure measuring device that measures the pressure inside the inner pipe
  • An outer pipe pressure relief valve provided on the outer pipe
  • a gas detection device that detects the type of gas released from the outer pipe pressure relief valve, and To prepare for.
  • the liquefied gas storage tank unit is A tank that stores liquefied gas and A piping unit attached to the tank and transferring the liquefied gas between the tank and the outside thereof, the above-mentioned vacuum insulation piping unit for liquefied gas and the above-mentioned vacuum insulation piping unit. It is equipped with.
  • the method for detecting damage to the vacuum insulation tube for liquefied gas is A pipe for transferring liquefied gas, which has an inner pipe through which the liquefied gas passes and an outer pipe covering the inner pipe, and a vacuum layer formed between the inner pipe and the outer pipe. It is a method to detect the occurrence of damage to the heat insulating pipe. Monitoring the pressure inside the inner pipe with the inner pipe pressure measuring device that measures the pressure inside the inner pipe, When a peculiar change in the measured value by the inner pipe pressure measuring device is detected, the presence or absence of the operation of the outer pipe pressure relief device provided in the outer pipe is monitored within a predetermined time range.
  • the gas detection device detects the release of the gas to be detected, and Based on the measured value of the inner pipe pressure measuring device and the presence or absence of the gas to be detected by the gas detection device, it is determined whether the inner pipe is damaged or the outer pipe is damaged. including.
  • FIG. 1 shows a vacuum heat insulating piping unit for liquefied gas (hereinafter, simply referred to as “piping unit”) 1 according to an embodiment of the present invention and a liquefied gas storage tank unit (hereinafter, simply referred to as “tank unit”) including the piping unit 1. ) 3 is shown.
  • the piping unit 1 is used for transferring liquefied gas.
  • the piping unit 1 includes a vacuum heat insulating pipe (hereinafter, simply referred to as “pipe”) 5 having a double pipe structure. That is, as shown in FIG. 2, the pipe 5 is composed of an inner pipe 7 through which the liquefied gas passes and an outer pipe 9 covering the inner pipe 7.
  • the vacuum layer 11 is formed in the radial gap between the inner pipe 7 and the outer pipe 9.
  • the piping unit 1 further includes an inner pipe pressure measuring device 13 for measuring the pressure in the inner pipe 7, an outer pipe pressure relief device 15 provided in the outer pipe 9, and a gas released from the outer pipe pressure relief device 15. It is equipped with a gas detection device 17 that detects the type of.
  • the tank unit 3 includes a tank 19 for storing liquefied gas and the piping unit 1 attached to the tank 19.
  • the liquefied gas is transferred between the tank 19 and the outside thereof, for example, the liquefied gas storage base 21 on land by the pipe 5 of the pipe unit 1.
  • the tank unit 3 is installed on a ship 23 such as a liquefied gas carrier. However, the tank unit 3 may be installed on land.
  • the liquefied gas stored in the tank 19 and transferred by the pipe 5 is, for example, liquefied petroleum gas (LPG, about ⁇ 45 ° C.), liquefied ethylene gas (LEG, about ⁇ 100 ° C.), and liquefied natural gas (LNG, about ⁇ 100 ° C.). 160 ° C), liquefied hydrogen (LH2, about ⁇ 250 ° C), liquefied helium (LHe, about -270 ° C).
  • LPG liquefied petroleum gas
  • LEG liquefied ethylene gas
  • LNG liquefied natural gas
  • LH2 liquefied hydrogen
  • LHe liquefied helium
  • liquefied hydrogen is stored in the tank 19, and the liquefied hydrogen is transferred via the pipe 5.
  • the tank 19 is configured as a double-shell tank having an inner tank and an outer tank.
  • a vacuum heat insulating layer is formed between the inner tank and the outer tank.
  • the configuration of the tank 19 is not limited to this example.
  • the tank 19 may be a vacuum heat insulating layer filled with a powder heat insulating material such as pearlite, which is a granular heat insulating material.
  • the tank 19 may be a single-shell tank covered with a heat insulating material.
  • the heat insulating material in this case may be composed of, for example, a plurality of vacuum heat insulating panels or a plurality of foam panels.
  • the tank 19 has a main body portion 19a which is a portion for accommodating the liquefied gas, and a dome portion 19b protruding upward from the main body portion 19a.
  • the piping 5 of the piping unit 1 is attached to the dome portion 19b.
  • a plurality of piping units 1 may be provided in one tank 19.
  • the pipe 5 extends from the inside of the main body portion 19a to the outside of the tank 19 through the dome portion 19b.
  • the portion of the pipe 5 extending to the outside of the dome portion 19b is configured as a vacuum double pipe which will be specifically described below.
  • the pipe 5 is formed by connecting a plurality of divided pipe bodies 5a in the length direction.
  • each divided pipe body 5a is provided with partition walls 25 at both ends thereof for closing the vacuum layer 11 between the outer pipe 9 and the inner pipe 7.
  • sluice valves 27 are provided in the vicinity of both ends of the inner pipe 7 of each split pipe body 5a.
  • an outer pipe pressure relief valve more specifically, a seal-off valve is used in this embodiment.
  • the seal-off valve which is the outer tube pressure relief device 15, has a cylindrical valve body 31 projecting from the outer peripheral surface of the outer tube 9 and a disk-shaped valve body (not shown) fitted in the inner peripheral portion of the valve body 31. And have.
  • An O-ring is attached to the outer peripheral surface of the valve body.
  • an outer pipe pressure relief device 15 is provided for each split pipe body 5a.
  • the valve body is normally pressed against the valve body 31 by the vacuum pressure of the vacuum layer 11.
  • the valve body is fixed to the valve body 31 only by the frictional force between the inner peripheral surface of the valve body 31 and the O-ring. Has been done. That is, in the outer pipe pressure relief device 15, the gas discharge port 37 of the valve body 31 is blocked by the valve body when the pressure in the vacuum layer 11 is less than a predetermined set operating value.
  • the set operating value of the outer pipe pressure relief device 15 is a value sufficiently smaller than the pressure resistance design value of the outer pipe 9 (for example, about 1/100 to 1/10 of the pressure resistance design value of the outer pipe 9).
  • the outer pipe pressure relief device 15 is not limited to the seal-off valve described above as long as it has a function of discharging gas at a predetermined set operating value, and any device may be used. However, by using an outer pipe pressure relief valve such as a seal-off valve for the outer pipe 9 in which the vacuum layer 11 is formed, the structure of the piping unit 1 can be simplified.
  • the inner pipe 7 is provided with an inner pipe pressure relief device (in this example, an inner pipe pressure relief valve) 39.
  • an inner pipe pressure relief device 39 is provided on the pressure relief passage 41.
  • a spring type safety valve is used as the inner pipe pressure relief device 39.
  • a gas detection tape that changes color when contacted with a detection target gas (hydrogen gas in this embodiment) is used.
  • the gas detection tape is attached to the gas discharge port 37 of the outer tube pressure relief device 15.
  • the cargo handling work from the liquefied gas tank 19 via the pipe 5 is completed, and the on-off valve between the tank 19 and the pipe 5 is closed (that is, the inside of the pipe 5 is liquefied gas). Is not flowing and liquefied gas is stored in the pipe 5). Further, in the following description, the gas stored in the tank 19 and transferred by the pipe 5 which is the target of gas leak detection in the damage detection method may be referred to as “detection target gas”.
  • the gas to be detected can be a liquid phase, a gas phase, or a mixed phase thereof.
  • the detection target gas G leaks to the vacuum layer 11, the heat insulating performance of the vacuum layer 11 deteriorates, so that the temperature of the detection target gas G rises and vaporizes due to heat input from the outside. As a result, the pressure in the inner pipe 7 once lowered increases. As the pressure inside the inner pipe 7 rises, the detection target gas G further leaks into the outer pipe 9, and the pressure inside the outer pipe 9 also rises.
  • the pressure in the inner pipe 7 gradually decreases due to the leakage of the detection target gas G from the inner pipe 7 at the initial stage of the damage. After that, the internal pressure of the inner pipe 7 gradually increases due to the deterioration of the heat insulating performance of the vacuum layer 11. Further, as the temperature of the inner pipe 7 rises due to the deterioration of the heat insulating performance of the vacuum layer 11, the detection target gas G leaked to the vacuum layer 11 expands, and the pressure inside the outer pipe 9 rises.
  • the outer pipe pressure relief device 15 When the inner pressure of the outer pipe 9 reaches the set operating value of the outer pipe pressure relief device 15, the outer pipe pressure relief device 15 operates and the detection target gas G is released. At this time, the gas detection device (gas detection tape) 17 attached to the gas discharge port 37 of the outer pipe pressure relief device 15 reacts to the detection target gas G and discolors, and the release of the detection target gas G can be detected. become.
  • the air A flowing into the vacuum layer 11 is cooled by the low-temperature inner pipe 7 and reaches the surface of the inner pipe 7. Aggregates as liquefied air A. After that, when the air A further flows in, the temperature on the surface of the inner pipe 7 and the inside of the vacuum chamber rises, and the air A once liquefied is vaporized. Due to the inflow of air A from the outside and the vaporization of liquefied air A, the pressure inside the vacuum layer 11, that is, the outer pipe 9 rises.
  • the outer pipe pressure relief device 15 When the inner pressure of the outer pipe 9 reaches the set operating value of the outer pipe pressure relief device 15, the outer pipe pressure relief device 15 operates and air A is discharged. At this time, the gas detection device 17 (gas detection tape) attached to the gas discharge port 37 of the outer pipe pressure relief device 15 does not react to the air A and can detect that the detection target gas G has not been released. Become a state.
  • the damage detection method for the pipe 5 is performed by the inner pipe pressure measuring device 13.
  • the outer pipe pressure relief device 15 is within a predetermined time range. Monitoring the presence or absence of operation (outer pipe pressure relief device operation monitoring step S2) and detecting the release of the detection target gas by the gas detection device 17 when the outer pipe pressure relief device 15 is operated (target).
  • the "unique change" of the value measured by the inner tube pressure measuring device 13 refers to a change behavior different from the continuous low-speed increase of the inner tube 7 internal pressure in the above-mentioned normal state. Specifically, as described above, the rapid change (decrease) in the internal pressure of the inner pipe 7 when the inner pipe 7 is relatively largely damaged, and the internal pressure of the inner pipe 7 when the inner pipe 7 is slightly damaged. A gradual decrease and a rapid change (increase) in the internal pressure of the inner pipe 7 when the outer pipe 9 is damaged are typical examples corresponding to the "unique change".
  • the outer pipe pressure relief device 15 is subsequently subjected to the outer pipe pressure relief device operation monitoring step S2.
  • the detection target gas G hydrogen gas in this example
  • the gas detection device 17 in this example, the gas detection tape attached to the gas discharge port 37 of the outer pipe pressure relief device 15. It is determined that the inner pipe 7 is damaged in the damage occurrence determination step S4 through the step S3 for detecting the above.
  • the inner pipe pressure monitoring step S1 it is a detection target as to what kind of behavioral pressure change is detected as "unique” (for example, what speed pressure drop or pressure rise is “moderate” or “rapid”). It is appropriately set by prior experiments and calculations according to the type of gas G, the size of the pipe 5, the size of the tank 19, the amount of gas stored, and the like. Similarly, in the outer pipe pressure relief device operation monitoring step S2, the time range in which the presence or absence of valve operation is to be monitored is appropriately set by prior experiments and calculations.
  • the outer tube pressure relief device 15 may not operate. For example, when the damage caused to the inner pipe 7 is minute, such a phenomenon is likely to occur. In order to deal with such a situation, after detecting that a peculiar change has occurred in the measured value of the inner pipe pressure measuring device 13 in the inner pipe internal pressure monitoring step S1, the outer pipe pressure is within a predetermined time range set in advance.
  • a step of supplying the detection target gas G from the outside is added to the inner pipe 7. You may. In that case, after the detection target gas G supply step, it is confirmed that the outer pipe pressure relief device 15 has been operated through the outer pipe pressure relief device operation monitoring step S2 again, and the detection target gas G is confirmed by the gas detection device 17. If the release of is detected, it is determined that the inner tube 7 has been damaged.
  • the detection target is inside the inner pipe 7 from the outside. Gas G may be supplied.
  • the detection target gas G can be supplied by, for example, a cool-down during cargo handling work. Further, in a large liquefied gas carrier equipped with a cool-down facility, gas may be supplied by using the cool-down facility even during the operation of the ship.
  • the detection of the detection target gas G release in the target gas release detection step S3 may be performed by a gas detection device 17 other than the gas detection tape attached to the gas discharge port 37 of the outer pipe pressure relief device 15.
  • the administrator of the pipe 5 may bring a portable gas detector to the gas discharge port 37 and directly measure the gas to detect the release of the gas G to be detected.
  • the inner pipe 7 is not damaged. Since other causes such as leakage from the sluice valve 27 of the inner pipe 7 are suspected, the related parts such as the sluice valve 27 are inspected.
  • the pressure inside the inner pipe 7 is measured by measuring the pressure inside the outer pipe. Since it is possible to detect that the relief device 15 is in a state with a high possibility before it actually operates, and further, it is combined with the detection of the type of gas released from the outer pipe pressure relief device 15. With a simple structure, it is possible to detect the occurrence of damage in the pipe 5 in a timely and reliable manner.
  • Piping unit 3 Liquefied gas storage tank unit 5 Vacuum insulated piping 7 Inner pipe 9 Outer pipe 11 Vacuum layer 13 Inner pipe pressure measuring device 15 Outer pipe pressure relief valve 17 Gas detection device 19 Tank

Abstract

液化ガスを移送するための配管ユニット（１）において、前記液化ガスを通過させる内管（７）および当該内管を覆う外管（９）を有し、前記内管（７）と前記外管との間に真空層（１１）が形成された真空断熱配管（５）に、前記内管（７）内の圧力を計測する内管圧力計測装置（１３）と、前記外管（９）に設けられた外管圧力逃し装置（１５）と、前記外管圧力逃し装置（１５）から放出されたガスの種類を検知するガス検知機器（１７）とを設ける。

Description

液化ガス用真空断熱配管ユニットおよび液化ガス用真空断熱配管の破損検知方法 関連出願
　本出願は、２０２０年１２月２４日出願の特願２０２０－２１５７７１の優先権を主張するものであり、その全体を参照により本願の一部をなすものとして引用する。
　本発明は、液化ガス用真空断熱配管ユニットおよび液化ガス用真空断熱配管の破損検知方法に関する。
　従来、液化天然ガスや液化水素といった液化ガスを、例えば液化ガス運搬船と陸上のタンクとの間で移送するための配管として、二重構造の真空断熱管が用いることが提案されている（例えば、特許文献１参照）。この断熱管は、内管を、真空層を介して外管が覆う構造を有しているので、高い断熱性が得られ、内管内を流れる低温の液化ガスの温度上昇を効果的に抑制することができる。
特開２０１５－００４３８２号公報
　液化ガス移送用の配管については、ガス漏洩を生じさせるような破損が発生した場合、これを早期に発見することが重要である。しかし、上記の二重構造の配管の場合、内管の破損の有無を目視によって点検することは困難である。また、外管に真空計といった計測機器を設けることにより内管の破損発生を検知することも考えられるが、配管構造の複雑化や重量増加につながるので好ましくない。
　本発明の目的は、上記の課題を解決するために、液化ガス用真空断熱配管について、簡易な構造で適時にかつ確実に配管の破損を検知することにある。
　上記目的を達成するために、本発明に係る液化ガス用真空断熱配管ユニットは、
　液化ガスを移送するための配管ユニットであって、
　前記液化ガスを通過させる内管と、前記内管を真空層を介して覆う外管とからなる真空断熱配管と、
　前記内管内の圧力を計測する内管圧力計測装置と、
　前記外管に設けられた外管圧力逃し弁と、
　前記外管圧力逃し弁から放出されたガスの種類を検知するガス検知機器と、
を備える。
　また、本発明に係る液化ガス貯蔵タンクユニットは、
　液化ガスを貯留するタンクと、
　前記タンクに取り付けられて、前記タンクとその外部との間で前記液化ガスを移送する配管ユニットであって、上記した液化ガス用真空断熱配管ユニットと、
を備えている。
　本発明に係る液化ガス用真空断熱管の破損検知方法は、
　液化ガスを移送するための配管であって、前記液化ガスを通過させる内管および当該内管を覆う外管を有し、前記内管と前記外管との間に真空層が形成された真空断熱配管の破損の発生を検知する方法であって、
　前記内管内の圧力を計測する内管圧力計測装置によって内管内圧力を監視することと、
　前記内管圧力計測装置による測定値の特異な変化を検知した場合に、所定の時間範囲内において前記外管に設けられた外管圧力逃し装置の作動の有無を監視することと、
　前記外管圧力逃し装置が作動した場合に、ガス検知機器によって、検知対象ガスの放出を検知することと、
　前記内管圧力計測装置の測定値および前記ガス検知機器による前記検知対象ガスの放出の有無に基づいて、前記内管の破損の発生または前記外管の破損の発生を判定することと、
を含む。
　これらの構成によれば、真空二重構造を有する配管において、内管内圧力の測定によって、外管圧力逃し弁が実際に作動する前にその可能性が高い状態であることを検知することが可能となるうえ、さらに外管圧力逃し弁から放出されたガスの種類の検知を組み合わせているので、簡易な構造で適時にかつ確実に配管の破損を検知することができる。
　請求の範囲および／または明細書および／または図面に開示された少なくとも２つの構成のどのような組合せも、本発明に含まれる。特に、請求の範囲の各請求項の２つ以上のどのような組合せも、本発明に含まれる。
　この発明は、添付の図面を参考にした以下の好適な実施形態の説明から、より明瞭に理解されるであろう。しかしながら、実施形態および図面は単なる図示および説明のためのものであり、この発明の範囲を定めるために利用されるべきものではない。この発明の範囲は添付の請求の範囲によって定まる。添付図面において、複数の図面における同一の符号は、同一または相当する部分を示す。
本発明の一実施形態に係る液化ガス用真空断熱管およびこれを備える液化ガス貯留タンクユニットの概略構成を示す側面図である。 図１の液化ガス用真空断熱管を拡大して示す断面図である。 図２の配管において内管に破損が生じた場合の状態を模式的に示す断面図である。 図２の配管において外管に破損が生じた場合の状態を模式的に示す断面図である。 本発明の一実施形態に係る配管の破損検知方法を示すフロー図である。
　以下、本発明の好ましい実施形態について図面を参照しながら説明する。図１に本発明の一実施形態に係る液化ガス用真空断熱配管ユニット（以下、単に「配管ユニット」という。）１およびこの配管ユニット１を備える液化ガス貯留タンクユニット（以下、単に「タンクユニット」という。）３を示す。配管ユニット１は、液化ガスの移送に用いられる。配管ユニット１は、二重管構造を有する真空断熱配管（以下、単に「配管」という。）５を備えている。すなわち、配管５は、図２に示すように、液化ガスを通過させる内管７と、内管７を覆う外管９とから構成されている。内管７と外管９との間の径方向の隙間に真空層１１が形成される。配管ユニット１は、さらに、内管７内の圧力を計測する内管圧力計測装置１３と、外管９に設けられた外管圧力逃し装置１５と、外管圧力逃し装置１５から放出されたガスの種類を検知するガス検知機器１７とを備えている。
　図１に示すように、タンクユニット３は、液化ガスを貯留するタンク１９と、タンク１９に取り付けられた上記配管ユニット１とを備える。配管ユニット１の配管５によって、タンク１９とその外部、例えば陸上の液化ガス貯留基地２１との間で液化ガスが移送される。タンクユニット３は、例えば液化ガス運搬船のような船舶２３に設置される。もっとも、タンクユニット３は陸上に設置されてもよい。
　タンク１９に貯留され、配管５によって移送される液化ガスは、例えば、液化石油ガス（ＬＰＧ、約－４５℃）、液化エチレンガス（ＬＥＧ、約－１００℃）、液化天然ガス（ＬＮＧ、約－１６０℃）、液化水素（ＬＨ2、約－２５０℃）、液化ヘリウム（ＬＨｅ、約－２７０℃）である。本実施形態では、タンク１９に液化水素が貯留され、この液化水素が配管５を介して移送される。
　本実施形態では、タンク１９は、内槽および外槽を有する二重殻タンクとして構成されている。例えば、内槽と外槽との間に真空断熱層が形成されている。もっとも、タンク１９の構成はこの例に限定されない。例えば、タンク１９は、真空断熱層に粒状の断熱材であるパーライトなどの粉末断熱材が充填されたものであってもよい。また、タンク１９は、断熱材で覆われた一重殻タンクであってもよい。この場合の断熱材は、例えば、複数の真空断熱パネルで構成されてもよいし、複数の発泡パネルで構成されてもよい。
　具体的には、本実施形態では、タンク１９は、液化ガスを収容する部分である本体部１９ａと、本体部１９ａから上方に突出するドーム部１９ｂとを有している。ドーム部１９ｂに、配管ユニット１の配管５が取り付けられている。なお、同図では、簡略化のため、１つの配管ユニット１のみを示しているが、１つのタンク１９に複数の配管ユニット１が設けられていてもよい。配管５は、本体部１９ａの内部からドーム部１９ｂを貫通してタンク１９の外部へ延設されている。なお、本実施形態では、配管５のうち、ドーム部１９ｂの外部に延設された部分が以下で具体的に説明する真空二重管として構成されている。
　本実施形態では、図２に示すように、配管５は、複数の分割管体５ａを長さ方向に接続することにより形成されている。具体的には、図２に示すように、各分割管体５ａは、その両端に、外管９と内管７の間の真空層１１を閉塞する隔壁２５がそれぞれ設けられている。また、各分割管体５ａの内管７の両端部近傍にそれぞれ仕切弁２７が設けられている。配管５をこのような構造を有する分割管体５ａの組合せによって構成することにより、配管５の設置作業が容易になるとともに、真空層１１の真空度の維持および管理が容易となる。
　外管圧力逃し装置１５として、本実施形態では外管圧力逃し弁、より具体的にはシールオフ弁を使用している。外管圧力逃し装置１５であるシールオフ弁は、外管９の外周面に突設された円筒状の弁本体３１と、弁本体３１の内周部に嵌め込まれた図示しない円盤状の弁体とを有している。前記弁体の外周面にはＯリングが取り付けられている。この例では、分割管体５ａごとに外管圧力逃し装置１５が設けられている。
　本実施形態の、シールオフ弁として構成された外管圧力逃し装置１５では、弁体は、通常時は真空層１１の真空圧によって弁本体３１に押し付けられている。配管５の破損等によって外管９内が正圧になっている状態では、弁体の弁本体３１への固定は、弁本体３１の内周面とＯリングとの間の摩擦力のみによって維持されている。すなわち、外管圧力逃し装置１５は、真空層１１内の圧力が所定の設定作動値未満である状態においては、弁本体３１のガス放出口３７が弁体によって閉塞されている。他方、真空層１１内の圧力が設定作動値を超えた場合に、その圧力によって弁体が弁本体３１の内周部から離脱した状態となり、ガス放出口３７から配管５内のガスが放出される。外管圧力逃し装置１５の設定作動値は、外管９の耐圧設計値よりも十分小さい値（例えば外管９の耐圧設計値の１／１００～１／１０程度）である。なお、配管５の設置時においては、ガス放出口３７に真空ポンプが接続され、ガス放出口３７を介して外管９内の真空引きが行われる。
　なお、外管圧力逃し装置１５は、所定の設定作動値でガスを放出する機能を有する装置であれば、上記で説明したシールオフ弁に限らず、どのような装置を用いてもよい。もっとも、内部に真空層１１が形成される外管９にシールオフ弁のような外管圧力逃し弁を用いることにより、配管ユニット１の構造を簡素化できる。
　また、図２に示すように、内管７には内管圧力逃し装置（この例では内管圧力逃し弁）３９が設けられている。図示の例では、内管７から分岐した圧力逃し通路４１が設けられており、この圧力逃し通路４１上に内管圧力逃し装置３９が設けられている。内管圧力逃し装置３９としては、例えば、ばね式の安全弁が用いられる。
　本実施形態では、ガス検知機器１７として、検知対象ガス（本実施形態では水素ガス）が接触すると変色するガス検知テープを用いている。ガス検知テープは、外管圧力逃し装置１５のガス放出口３７に取り付けられている。
　次に、このように構成された図２に示す配管ユニット１について、配管５における破損の発生を検知する方法について説明する。
　まず、配管５の破損発生検知方法の前提となる、内管７または外管９に破損が発生した場合に生じる現象について説明する。以下の説明では、一例として、液化ガスのタンク１９から配管５を介した荷役作業が終了し、タンク１９と配管５の間の開閉弁が閉じられている状態（つまり、配管５内を液化ガスが流れておらず、配管５内に液化ガスが貯留されている状態）を前提とする。また、以下の説明では、当該破損検知方法においてガス漏洩検知の対象となる、タンク１９に貯留され、配管５によって移送されるガスを「検知対象ガス」と呼ぶ場合がある。検知対象ガスは、液相、気相またはこれらの混相であり得る。
　まず、内管７及び外管９のいずれにも破損がない通常状態においては、配管５に対して外部からの入熱があることにより、徐々に内管７内の温度が上昇し、内管７内の圧力が継続的に緩やかに上昇する。もっとも、上述のように配管５は真空断熱配管５として構成されているので、通常状態での内管７内の圧力上昇は、きわめて低速度で進行する。
　この通常状態から図３に示すように内管７に比較的大きな破損が生じると、破損個所から外管９内部の真空層１１へ検知対象ガスＧの漏洩が生じ、内管７内と真空層１１との圧力差によって、内管７内の圧力が急速に低下する。
　真空層１１に検知対象ガスＧが漏洩すると、真空層１１の断熱性能が低下するので、外部からの入熱による検知対象ガスＧの温度上昇および気化が進行する。これにより、いったん低下した内管７内の圧力が上昇する。この内管７内の圧力上昇に伴って、さらに外管９内へ検知対象ガスＧが漏洩し、外管９内の圧力も上昇する。
　他方、内管７に微小な破損が生じた場合、破損が生じた当初は、内管７から検知対象ガスＧが漏洩することによって内管７内の圧力が緩やかに低下する。その後、真空層１１の断熱性能低下により内管７の内圧が緩やかに上昇する。さらに、真空層１１の断熱性能低下に起因して内管７の温度が上昇することにより、真空層１１に漏出した検知対象ガスＧが膨張し、外管９内の圧力が上昇する。
　外管９内圧力が、外管圧力逃し装置１５の設定作動値に達すると、外管圧力逃し装置１５が作動し、検知対象ガスＧが放出される。この時、外管圧力逃し装置１５のガス放出口３７に取り付けられたガス検知機器（ガス検知テープ）１７が検知対象ガスＧに反応して変色し、検知対象ガスＧの放出を検知可能な状態になる。
　次に、外管９に破損が生じ、外管９から液化ガスが漏洩した場合に発生する現象について説明する。
　図４に示すように外管９に破損が生じ、外部から空気Ａが真空層１１に流入すると、真空層１１の断熱性能が低下するので、内管７内において外部からの入熱による検知対象ガスＧの温度上昇および気化が進行する。これにより、内管７内の圧力が急速に上昇する。
　外管９破損の程度が小さく、外部から真空層１１へ流入する空気Ａの量が少ない場合、真空層１１へ流入した空気Ａは低温の内管７によって冷却されて、内管７の表面に液化空気Ａとして凝集する。その後、さらに空気Ａが流入することにより、内管７表面および真空槽内の温度が上昇し、いったん液化した空気Ａが気化する。このような外部からの空気Ａの流入および液化空気Ａの気化によって、真空層１１、すなわち外管９内の圧力が上昇する。
　外管９内圧力が、外管圧力逃し装置１５の設定作動値に達すると、外管圧力逃し装置１５が作動し、空気Ａが放出される。この時、外管圧力逃し装置１５のガス放出口３７に取り付けられたガス検知機器１７（ガス検知テープ）は、空気Ａに反応せず、検知対象ガスＧが放出されなかったことを検知可能な状態になる。
　なお、外管９破損の程度が大きく、破損発生時に外部から大量の空気Ａが真空層１１へ流入した場合は、真空度の大幅な低下および内管７の温度上昇によって内管７内において急速かつ大幅な圧力上昇が発生する一方で、外管９内の圧力が外管圧力逃し装置１５の設定作動値まで達しないという事象が起こり得る。この場合、内管圧力逃し装置３９のみが作動し、外管圧力逃し装置１５は作動しない。
　内管７または外管９に破損が発生した場合に、上述した現象が生じることから、図５に示すように、本実施形態に係る配管５の破損検知方法は、内管圧力計測装置１３によって内管７内圧力を監視すること（内管内圧監視ステップＳ１）と、内管圧力計測装置１３による測定値の特異な変化を検知した場合に、所定の時間範囲内において外管圧力逃し装置１５の作動の有無を監視すること（外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２）と、外管圧力逃し装置１５が作動した場合に、ガス検知機器１７によって、検知対象ガスの放出を検知すること（対象ガス放出検知ステップＳ３）と、内管圧力計測装置１３の測定値およびガス検知機器１７による放出ガスの種類に基づいて、内管７の破損の発生または外管９の破損の発生を判定すること（破損発生判定ステップＳ４）とを含む。
　本明細書において、内管圧力計測装置１３による測定値の「特異な変化」とは、上述した通常状態における内管７内圧の継続的な低速度の上昇とは異なる変化挙動を指す。具体的には、上述した、内管７に比較的大きな破損が生じた場合の内管７内圧の急速な変化（低下）、内管７に微小な破損が生じた場合の内管７内圧の緩やかな低下、外管９に破損が生じた場合の内管７内圧の急速な変化（上昇）が「特異な変化」に該当する典型的な例である。
　具体的には、内管内圧監視ステップＳ１によって、測定値の低下（急速な低下または緩やかな低下）を検知した場合、その後、外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２によって外管圧力逃し装置１５が作動したことを確認した場合に、ガス検知機器１７（この例では外管圧力逃し装置１５のガス放出口３７に取り付けられたガス検知テープ）によって検知対象ガスＧ（この例では水素ガス）の放出を検知するステップＳ３を経て、破損発生判定ステップＳ４において内管７に破損が発生したと判定する。
　他方、内管内圧監視ステップＳ１によって、測定値の急速な上昇を検知した場合、その後、外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２によって外管圧力逃し装置１５が作動したことを確認した場合に、ガス検知機器１７によって検知対象ガスＧの放出がなかったことを確認することにより、破損発生判定ステップＳ４において外管９に破損が発生したと判定する。
　内管内圧監視ステップＳ１において、いかなる挙動の圧力変化を「特異」である（例えば、いかなる速度の圧力低下、圧力上昇を「緩やか」，「急速」である）と検知するのかについては、検知対象ガスＧの種類、配管５のサイズ、タンク１９のサイズ、ガスの貯留量等に応じて、事前の実験や計算によって適宜設定する。外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２において、いかなる時間範囲内で弁作動の有無を監視するのかについても、同様に、事前の実験や計算によって適宜設定する。
　なお、内管７に破損が発生し、内管７内圧に特異な変化（この例では急速な低下または緩やかな低下）が生じた場合であっても、外管９内圧が十分に上昇せず、外管圧力逃し装置１５が作動しないこともあり得る。例えば、内管７に生じた破損が微小である場合はこのような現象が生じやすい。このような状況に対応するため、内管内圧監視ステップＳ１において内管圧力計測装置１３の測定値に特異な変化が生じたことを検知した後、予め設定した所定の時間範囲内に外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２において外管圧力逃し装置１５の作動が確認されなかった場合に、内管７内に、外部から検知対象ガスＧを供給するステップ（検知対象ガス供給ステップＳ５）を追加してもよい。その場合は、検知対象ガスＧ供給ステップの後、再度の外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２を経て、外管圧力逃し装置１５が作動したことが確認され、ガス検知機器１７によって検知対象ガスＧの放出が検知されれば、内管７に破損が発生したと判定する。
　なお、内管７内圧の特異な変化の有無にかかわらず、予め設定した所定の時間範囲内に外管圧力逃し装置１５の作動が確認されなかった場合に内管７内に、外部から検知対象ガスＧを供給してもよい。
　検知対象ガスＧの供給は、具体的には、例えば、荷役作業時のクールダウンによって行うことができる。また、大型の液化ガス運搬船であって、クールダウン用設備を搭載している船舶においては、船舶の運航途中であってもクールダウン用設備を利用してガスの供給を行ってもよい。
　他方、上述したように、外管９破損の程度が大きい場合、内管７内において急速かつ大幅な圧力上昇が発生する一方で、外管９内の圧力が外管圧力逃し装置１５の設定作動値まで達せず外管圧力逃し装置１５が作動しないという事象が起こり得る。このような状況に対応するため、内管内圧監視ステップＳ１において内管圧力計測装置１３の測定値が急速に上昇したことを検知した後、外管圧力逃し装置作動監視ステップＳ２において外管圧力逃し装置１５の作動が確認されなかった場合に、内管圧力逃し装置３９の作動の有無を監視するステップ（内管圧力逃し装置作動監視ステップＳ６）を追加してもよい。その場合は、内管圧力逃し装置３９の作動が確認されれば、外管９に破損が発生したと判定する。
　なお、対象ガス放出検知ステップＳ３における検知対象ガスＧ放出の検知は、外管圧力逃し装置１５のガス放出口３７に取り付けられたガス検知テープ以外のガス検知機器１７によって行ってもよい。例えば、可搬式のガス検知器を、配管５の管理者がガス放出口３７に持参して直接測定することにより、検知対象ガスＧの放出を検知してもよい。
　なお、内管内圧監視ステップＳ１で内圧低下が検知されたにもかかわらず、対象ガス放出検知ステップＳ３において検知対象ガスＧの放出が検知されなかった場合には、内管７の破損ではなく、内管７の仕切弁２７からの漏洩のような他の原因が疑われるので、仕切弁２７など関連する箇所の点検を行う。
　以上説明した本実施形態に係る液化ガス用真空断熱配管ユニット１，貯蔵タンクユニットおよび破損検知方法によれば、真空二重構造を有する配管５において、内管７内圧力の測定によって、外管圧力逃し装置１５が実際に作動する前にその可能性が高い状態であることを検知することが可能となるうえ、さらに外管圧力逃し装置１５から放出されたガスの種類の検知を組み合わせているので、簡易な構造で適時にかつ確実に配管５における破損の発生を検知することができる。
　以上のとおり、図面を参照しながら本発明の好適な実施形態を説明したが、本発明の趣旨を逸脱しない範囲内で、種々の追加、変更または削除が可能である。したがって、そのようなものも本発明の範囲内に含まれる。
１　配管ユニット
３　液化ガス貯留タンクユニット
５　真空断熱配管
７　内管
９　外管
１１　真空層
１３　内管圧力計測装置
１５　外管圧力逃し弁
１７　ガス検知機器
１９　タンク

Claims (7)

  1. 　液化ガスを移送するための配管ユニットであって、
    　前記液化ガスを通過させる内管および当該内管を覆う外管を有し、前記内管と前記外管との間に真空層が形成された真空断熱配管と、
    　前記内管内の圧力を計測する内管圧力計測装置と、
    　前記外管に設けられた外管圧力逃し装置と、
    　前記外管圧力逃し装置から放出されたガスの種類を検知するガス検知機器と、
    を備える液化ガス用真空断熱配管ユニット。
  2. 　請求項１に記載の液化ガス用真空断熱配管ユニットにおいて、
    　前記外管圧力逃し装置は、外管圧力逃し弁であり、
    　前記ガス検知機器が、前記外管圧力逃し弁のガス放出口に取り付けられたガス検知テープである、
    液化ガス用真空断熱配管ユニット。
  3. 　液化ガスを貯留するタンクと、
    　前記タンクに取り付けられて、前記タンクとその外部との間で前記液化ガスを移送する配管ユニットであって、請求項１または２に記載の液化ガス用真空断熱配管ユニットと、を備える液化ガス貯留タンクユニット。
  4. 　液化ガスを移送するための配管であって、前記液化ガスを通過させる内管および当該内管を覆う外管を有し、前記内管と前記外管との間に真空層が形成された真空断熱配管の破損の発生を検知する方法であって、
    　前記内管内の圧力を計測する内管圧力計測装置によって内管内圧力を監視することと、
    　前記内管圧力計測装置による測定値の特異な変化を検知した場合に、所定の時間範囲内において前記外管に設けられた外管圧力逃し装置の作動の有無を監視することと、
    　前記外管圧力逃し装置が作動した場合に、ガス検知機器によって、検知対象ガスの放出を検知することと、
    　前記内管圧力計測装置の測定値および前記ガス検知機器による前記検知対象ガスの放出の有無に基づいて、前記内管の破損の発生または前記外管の破損の発生を判定することと、
    を含む、液化ガス用真空断熱管の破損検知方法。
  5. 　請求項４に記載の方法において、
    　前記内管内圧力の監視において、前記内管圧力計測装置による測定値の前記特異な変化である低下を検知することと、
    　前記内管圧力測定装置の測定値の低下を検知した後、所定の時間範囲内において前記外管圧力逃し装置の作動の有無を監視することと、
    　前記外管圧力逃し装置が作動した場合に、前記ガス検知機器によって前記検知対象ガスの放出を検知することにより、前記内管の破損の発生を判定することと、
    を含む、液化ガス用真空断熱管の破損検知方法。
  6. 　請求項５に記載の方法において、
    　前記内管圧力測定装置の測定値の低下を検知した後、所定の時間範囲内に前記外管圧力逃し装置が作動しなかった場合に、前記内管内に、外部から前記検知対象ガスを供給することと、
    　前記内管内に前記検知対象ガスを供給した後、所定の時間範囲内において前記外管圧力逃し装置の作動の有無を監視することと、
    　前記外管圧力逃し装置が作動した場合に、前記ガス検知機器によって検知対象ガスの放
    出を検知することにより、前記内管の破損の発生を判定することと、
    を含む、破損検知方法。
  7. 　請求項４に記載の方法において、
    　前記内管内圧力の監視において、前記内管圧力計測装置による測定値の前記特異な変化である急速な上昇を検知することと、
    　前記内管圧力測定装置の測定値の急速な上昇を検知した後、所定の時間範囲内において前記外管圧力逃し装置の作動の有無を監視することと、
    　前記外管圧力逃し装置が作動した場合に、前記ガス検知機器によって前記検知対象ガスの放出がなかったことを確認することにより、前記外管の破損の発生を判定することと、を含む、液化ガス用真空断熱管の破損検知方法。
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