WO2024029563A1 - 水素ガス供給系統の運用方法 - Google Patents

水素ガス供給系統の運用方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2024029563A1
WO2024029563A1 PCT/JP2023/028269 JP2023028269W WO2024029563A1 WO 2024029563 A1 WO2024029563 A1 WO 2024029563A1 JP 2023028269 W JP2023028269 W JP 2023028269W WO 2024029563 A1 WO2024029563 A1 WO 2024029563A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydrogen gas
gas supply
valve
supply system
cutoff section
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.)
Ceased
Application number
PCT/JP2023/028269
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
貞行 武藤
良晃 大友
宏一 深井
和也 萩原
幹也 山本
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Motors Ltd
Original Assignee
Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Jukogyo KK
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kawasaki Heavy Industries Ltd, Kawasaki Jukogyo KK filed Critical Kawasaki Heavy Industries Ltd
Priority to AU2023317325A priority Critical patent/AU2023317325B2/en
Priority to KR1020257000795A priority patent/KR20250042739A/ko
Priority to US18/993,789 priority patent/US20260016156A1/en
Publication of WO2024029563A1 publication Critical patent/WO2024029563A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D14/00—Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/46—Details
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/24—Preventing development of abnormal or undesired conditions, i.e. safety arrangements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23K—FEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K5/00—Feeding or distributing other fuel to combustion apparatus
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23K—FEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K5/00—Feeding or distributing other fuel to combustion apparatus
    • F23K5/002—Gaseous fuel
    • F23K5/007—Details
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N1/00—Regulating fuel supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D2209/00—Safety arrangements
    • F23D2209/30—Purging

Definitions

  • the present disclosure relates to a method of operating a hydrogen gas supply system.
  • barging may be performed when the supply of fuel gas is stopped.
  • purging the fuel gas remaining inside the fuel gas supply system is pushed out by an inert gas or the like and discharged to the outside (see, for example, Patent Document 1 below).
  • the present disclosure aims to provide a method of operating a hydrogen gas supply system that can perform highly accurate purging.
  • a method of operating a hydrogen gas supply system includes, in the hydrogen gas supply system, supplying an inert gas to a sealed area to be purged to increase the internal pressure of the area to be purged;
  • the purge target area is purged by continuously repeating a plurality of times the process of opening the purge target area and discharging hydrogen gas together with the inert gas from the purge target area.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a hydrogen gas supply system.
  • FIG. 2 is a diagram showing the supply flow of hydrogen gas.
  • FIG. 3 is a diagram showing a first standby state of the hydrogen gas supply system.
  • FIG. 4 is a diagram corresponding to step S1 of the hydrogen gas supply flow.
  • FIG. 5 is a diagram corresponding to step S2 of the hydrogen gas supply flow.
  • FIG. 6 is a diagram corresponding to step S3 of the hydrogen gas supply flow.
  • FIG. 7 is a diagram corresponding to step S4 of the hydrogen gas supply flow.
  • FIG. 8 is a diagram corresponding to step S5 of the hydrogen gas supply flow.
  • FIG. 9 is a diagram showing a flow of stopping the supply of hydrogen gas.
  • FIG. 10 is a diagram corresponding to step S11 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 11 is a diagram corresponding to step S12 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 12 is a diagram corresponding to step S13 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 13 is a diagram corresponding to step S13 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 14 is a diagram corresponding to step S14 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 15 is a diagram corresponding to step S15 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 16 is a diagram corresponding to step S16 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 17 is a diagram corresponding to step S17 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 18 is a diagram corresponding to step S18 of the hydrogen gas supply stop flow.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a hydrogen gas supply system 100.
  • the hydrogen gas supply system 100 of this embodiment is a system that supplies hydrogen gas to a plurality of burners (first to third burners).
  • the hydrogen gas supply system 100 includes a main pipe 10, a hydrogen gas header 20, and a plurality of branch pipes 30. Below, these components will be explained in order.
  • the main pipe 10 is a pipe that guides hydrogen gas supplied to the hydrogen gas supply system 100 to the hydrogen gas header 20.
  • the main pipe 10 is provided with a fuel cutoff valve 11 , a main cutoff section upstream valve 12 , a main cutoff section downstream valve 13 , and a flow rate adjustment valve 14 .
  • the fuel cutoff valve 11 is located at the most upstream position of the hydrogen gas supply system 100. By opening the fuel cutoff valve 11, hydrogen gas is supplied to the hydrogen gas supply system 100. On the other hand, by closing the fuel cutoff valve 11, the supply of hydrogen gas to the hydrogen gas supply system 100 is stopped.
  • the main cutoff section upstream valve 12 is located downstream of the fuel cutoff valve 11.
  • the area between the fuel cutoff valve 11 and the main cutoff section upstream valve 12 in the hydrogen gas supply system 100 is referred to as an "upstream area 91."
  • a first discharge pipe 41 is provided in a portion of the main pipe 10 corresponding to the upstream area 91.
  • the first discharge pipe 41 is a pipe that discharges gas in the upstream area 91 to the outside of the hydrogen gas supply system 100.
  • the first discharge pipe 41 is provided with a first discharge valve 42 . By opening the first discharge valve 42, gas in the upstream area 91 is discharged to the outside of the hydrogen gas supply system 100 via the first discharge pipe 41.
  • the main cutoff section downstream valve 13 is located downstream of the main cutoff section upstream valve 12.
  • the section between the main cutoff section upstream valve 12 and the main cutoff section downstream valve 13 in the main piping 10 is referred to as a "main cutoff section 15."
  • a main pressure gauge 16, a first inert gas supply pipe 51, and a second discharge pipe 43 are provided in a portion of the main pipe 10 corresponding to the main cutoff section 15.
  • the main pressure gauge 16 is a measuring device that measures the internal pressure of the main cutoff section 15.
  • the first inert gas supply pipe 51 is a pipe that supplies inert gas to the main cutoff section 15.
  • the first inert gas supply pipe 51 connects the main cutoff section 15 and the inert gas header 50, and the first inert gas supply pipe 51 is provided with a first inert gas supply valve 52. By opening the first inert gas supply valve 52, inert gas is supplied from the inert gas header 50 to the main cutoff section 15 via the first inert gas supply pipe 51.
  • the inert gas include nitrogen gas.
  • the second discharge pipe 43 is a pipe that discharges the gas in the main cutoff section 15 to the outside of the hydrogen gas supply system 100.
  • the second discharge pipe 43 is provided with a second discharge valve 44 . By opening the second discharge valve 44, the gas in the main cutoff section 15 is discharged to the outside of the hydrogen gas supply system 100 via the second discharge pipe 43.
  • the flow rate adjustment valve 14 is located downstream of the main cutoff section downstream valve 13. That is, the main cutoff section 15 is located upstream of the flow rate regulating valve 14.
  • the flow rate adjustment valve 14 is a valve that adjusts the supply flow rate of hydrogen gas (in this embodiment, the supply flow rate of hydrogen gas supplied to each burner).
  • a third discharge pipe 45 is provided in a portion of the main pipe 10 downstream of the flow rate adjustment valve 14 (between the flow rate adjustment valve 14 and the hydrogen gas header 20).
  • the third discharge pipe 45 is a pipe that discharges gas from a portion of the main pipe 10 downstream of the main cutoff section downstream valve 13 to the outside of the hydrogen gas supply system 100.
  • a third discharge valve 46 is provided in the third discharge pipe. By opening the third discharge valve 46, the gas in the portion of the main pipe 10 downstream of the main cutoff section downstream valve 13 is discharged to the outside of the hydrogen gas supply system 100 via the third discharge pipe 45.
  • the hydrogen gas header 20 is located downstream of the main pipe 10 and is supplied with hydrogen gas from the main pipe 10.
  • the hydrogen gas header 20 has a function of temporarily holding hydrogen gas supplied from the main pipe 10 and distributing the held hydrogen gas to each branch pipe 30. Further, the hydrogen gas header 20 is provided with a hydrogen gas header pressure gauge 21 and a second inert gas supply pipe 53.
  • the hydrogen gas header pressure gauge 21 is a measuring device that measures the internal pressure of the hydrogen gas header 20.
  • the second inert gas supply pipe 53 is a pipe that supplies inert gas to the hydrogen gas header 20.
  • the second inert gas supply pipe 53 connects the hydrogen gas header 20 and the inert gas header 50, and the second inert gas supply pipe 53 is provided with a second inert gas supply valve 54. By opening the second inert gas supply valve 54, inert gas is supplied from the inert gas header 50 to the hydrogen gas header 20 via the second inert gas supply pipe 53.
  • the branch pipe 30 is a pipe that guides hydrogen gas from the hydrogen gas header 20 to the burner.
  • the hydrogen gas supply system 100 of this embodiment includes a plurality of (three in FIG. 1) branch pipes 30.
  • Each branch pipe 30 supplies hydrogen gas to a corresponding burner.
  • all branch pipes 30 may supply hydrogen gas to the burner, or only some branch pipes 30 may supply hydrogen gas to the burner.
  • Each branch pipe 30 is configured in the same way.
  • the branch pipe 30 is provided with a branch cutoff section upstream valve 31, a branch cutoff section downstream valve 32, a check valve 33, and a flame arrester 34.
  • the branch cutoff section upstream valve 31 is located on the upstream side of the branch pipe 30.
  • the area between the main cutoff section upstream valve 12 and the branch cutoff section upstream valve 31 in the hydrogen gas supply system 100 is referred to as an "intermediate area 92.”
  • an area downstream of the branch cutoff section upstream valve 31 in the hydrogen gas supply system 100 is referred to as a "downstream area 93.”
  • the branch cutoff section downstream valve 32 is located downstream of the branch cutoff section upstream valve 31.
  • the section between the branch cutoff section upstream valve 31 and the branch cutoff section downstream valve 32 in the branch pipe 30 is referred to as a "branch cutoff section 35."
  • a third inert gas supply pipe 55 is provided in a portion of the branch pipe 30 corresponding to the branch cutoff section 35 .
  • the third inert gas supply pipe 55 is a pipe that supplies inert gas to the branch cutoff section 35.
  • the third inert gas supply pipe 55 connects the branch cutoff section 35 and the inert gas header 50, and the third inert gas supply pipe 55 is provided with a third inert gas supply valve 56. By opening the third inert gas supply valve 56, inert gas is supplied from the inert gas header 50 to the branch cutoff section 35.
  • each of the third inert gas supply pipes 55 in this embodiment is partially connected, each third inert gas supply pipe 55 may be independently connected to the branch cutoff section 35 and the inert gas header 50.
  • a branch pressure gauge 36 is provided in a portion of the third inert gas supply pipe 55 between the branch cutoff section 35 and the third inert gas supply valve 56.
  • the branch pressure gauge 36 is a measuring device that measures the internal pressure of the branch cutoff section 35.
  • the check valve 33 is located downstream of the branch cutoff section downstream valve 32.
  • the check valve 33 is a valve that allows hydrogen gas to flow downstream (toward the burner), but prohibits hydrogen gas from flowing upstream.
  • the flame arrester 34 is a device that prevents flame from entering the branch pipe 30 from the burner, and is installed as necessary.
  • each of the inert gas supply pipes 51, 53, and 55 which are pipes that supply inert gas to the hydrogen gas supply system 100, is provided with one inert gas supply valve 52, 54, and 56.
  • each inert gas supply pipe 51, 53, 55 may be provided with a plurality of inert gas supply valves 52, 54, 56 in series.
  • FIG. 2 is a diagram showing the supply flow of hydrogen gas.
  • the hydrogen gas supply flow in the hydrogen gas supply system 100 will be described from when the hydrogen gas supply system 100 is in the "first standby state" to when hydrogen gas is supplied to the burner.
  • FIG. 3 is a diagram showing the first standby state of the hydrogen gas supply system 100.
  • the bold line indicates the part filled with hydrogen gas
  • the broken line indicates the part filled with inert gas
  • the white valve symbol indicates that the valve is open
  • the black valve symbol indicates that the valve is open. The symbol indicates that the valve is closed. This point also applies to FIGS. 4 to 8 and FIGS. 10 to 18, which will be described later.
  • the downstream valve 32 and each inert gas supply valve 52, 54, 56 are closed, and the other valves are open.
  • the hydrogen gas supply system 100 is in the first standby state, there is no hydrogen gas (more precisely, a combustible amount of hydrogen gas) downstream of the fuel cutoff valve 11 (inside the hydrogen gas supply system 100).
  • the branch cutoff section upstream valve 31 and the branch cutoff section downstream valve 32 are closed, the branch cutoff section 35 is blocked.
  • inert gas is first supplied to the main cutoff section 15 (step S1). Specifically, as shown in FIG. 4, after the second exhaust valve 44 is closed, the first inert gas supply valve 52 is opened. As a result, inert gas is supplied to the main cutoff section 15. Thereafter, after increasing the internal pressure of the main cutoff section 15 to a predetermined main cutoff pressure or higher, the first inert gas supply valve 52 is closed and this state is maintained. In this state, the internal pressure of the main shutoff section 15 is measured using the main pressure gauge 16 to confirm that there is no leakage. Note that the above-mentioned "main cutoff pressure" is higher than the pressure of hydrogen gas supplied to the main cutoff section 15.
  • step S2 hydrogen gas is supplied to the upstream area 91 (step S2). Specifically, as shown in FIG. 5, after the first discharge valve 42 is closed, the fuel cutoff valve 11 is opened. Thereby, hydrogen gas is supplied to the upstream area 91. Note that the state shown in FIG. 5 is referred to as a "second standby state" in this embodiment.
  • step S3 inert gas is supplied to the branch cutoff section 35 (step S3). Specifically, as shown in FIG. 6, the third inert gas supply valve 56 is opened. As a result, inert gas is supplied to the branch cutoff section 35. Thereafter, after increasing the internal pressure of the branch cutoff section 35 to a predetermined branch cutoff pressure or higher, the third inert gas supply valve 56 is closed and this state is maintained. In this state, the internal pressure of the branch cutoff section 35 is measured using the branch pressure gauge 36 to confirm that there is no leakage. Note that the above-mentioned "branch cutoff pressure" is higher than the pressure of the hydrogen gas supplied to the branch cutoff section 35.
  • step S4 hydrogen gas is supplied to the intermediate area 92 (step S4). Specifically, as shown in FIG. 7, after closing the third discharge valve 46, the main cutoff section upstream valve 12 and the main cutoff section downstream valve 13 are opened. As a result, hydrogen gas is supplied to the intermediate area 92. In this state, the internal pressure of the intermediate area 92 is measured using the hydrogen gas header pressure gauge 21 to confirm that there is no leakage.
  • step S5 hydrogen gas is supplied to the downstream area 93 (step S5).
  • hydrogen gas is not supplied to all of the plurality of downstream areas 93, but only to the downstream area 93 corresponding to the burner to which hydrogen gas is to be supplied.
  • the branch cutoff section upstream valve 31 and the branch cutoff section downstream valve 32 of the downstream area 93 corresponding to the first burner are opened. Thereby, hydrogen gas is supplied only to the first burner.
  • the branch cutoff section upstream valve 31 and the branch cutoff section downstream valve 32 remain closed, and the branch cutoff section 35 is filled with inert gas. state.
  • the pressure of the inert gas in the branch cutoff section 35 (more than the branch cutoff pressure) is higher than the pressure of the hydrogen gas supplied to the branch cutoff section 35. Therefore, in the downstream area 93 corresponding to the second burner and the third burner, even if there is a gap in the branch cutoff section upstream valve 31 through which highly permeable hydrogen gas can pass, the hydrogen gas will not pass through the branch cutoff section 31. cannot pass through. That is, hydrogen gas will not leak to the second burner and the third burner.
  • the above is the explanation of the hydrogen gas supply flow in the hydrogen gas supply system 100.
  • FIG. 9 is a diagram showing the flow of stopping the supply of hydrogen gas.
  • the intermediate area 92 and the downstream area 93 are depressurized (step S11).
  • the second discharge valve is closed. 44 and the third discharge valve 46 are opened.
  • the internal pressure of the intermediate area 92 and the downstream area 93 decreases, and the intermediate area 92 and the downstream area 93 are depressurized.
  • step S12 the downstream area 93 is purged. Specifically, as shown in FIG. 11, after opening the branch cutoff section downstream valve 32, the third inert gas supply valve 56 of each downstream area 93 is opened. Thereby, hydrogen gas existing inside the downstream area 93 is discharged to the outside of the hydrogen gas supply system 100 via each burner. In other words, the downstream area 93 is purged.
  • step S13 the intermediate area 92 is purged (step S13). Specifically, as shown in FIG. 12, after closing the branch cutoff section downstream valve 32, the third inert gas supply valve 56, the second discharge valve 44, and the third discharge valve 46, the first inert Open the gas supply valve 52 and the second inert gas supply valve 54. As a result, the inert gas is supplied to the intermediate area 92, and the internal pressure of the intermediate area 92 increases (accumulates pressure). Thereafter, as shown in FIG. 13, the first inert gas supply valve 52 and the second inert gas supply valve 54 are closed, and the second discharge valve 44 and third discharge valve 46 are opened.
  • the intermediate area 92 is opened, and hydrogen gas is discharged together with the inert gas from the intermediate area 92 via the second exhaust pipe 43 and the third exhaust pipe 45. Then, the steps shown in FIGS. 12 and 13 are continuously repeated multiple times. Thereby, hydrogen gas can be reliably discharged from the intermediate area 92 even though the intermediate area 92, which is the area to be purged, has a complicated shape. In other words, highly accurate purge can be performed.
  • step S14 the main shutoff section 15 is shut off. Specifically, as shown in FIG. 14, the second discharge valve 44 is closed. As a result, the main cutoff section 15 is cut off.
  • step S15 inert gas is supplied to the main cutoff section 15 (step S15). Specifically, as shown in FIG. 15, the first inert gas supply valve 52 is opened. As a result, inert gas is supplied to the main cutoff section 15. After that, the internal pressure of the main cutoff section 15 is raised to the above-mentioned main cutoff pressure or higher, and then the first inert gas supply valve 52 is closed and this state is maintained. Thereby, the hydrogen gas supply system 100 enters the second standby state. In other words, the hydrogen gas supply system 100 is in the state shown in FIG. 5 described above. In this case, even if there is a gap in the main cutoff section upstream valve 12 through which highly permeable hydrogen gas can pass, hydrogen gas cannot pass through the main cutoff section 15.
  • the hydrogen gas supply stop flow ends here.
  • the hydrogen gas supply system 100 when restarting the supply of hydrogen gas, it starts from step S3 in FIG.
  • the hydrogen gas supply system 100 may be placed on standby in the second standby state.
  • step S16 the hydrogen gas supply system 100 may be placed on standby in the first standby state.
  • step S16 the upstream area 91 is depressurized. Specifically, as shown in FIG. 16, after the fuel cutoff valve 11 is closed, the first discharge valve 42 is opened. As a result, the internal pressure of the upstream area 91 decreases, and the upstream area 91 is depressurized.
  • step S17 the upstream area 91 is purged (step S17). Specifically, as shown in FIG. 17, the first inert gas supply valve 52 and the main cutoff section upstream valve 12 are opened. As a result, inert gas flows into the upstream area 91, and hydrogen gas is discharged together with the inert gas to the outside of the hydrogen gas supply system 100 via the first discharge pipe 41.
  • step S18 the hydrogen gas supply system 100 is placed in a first standby state (step S18). Specifically, as shown in FIG. 18, the main shutoff section upstream valve 12 is closed, the first inert gas supply valve 52 is further closed, and then the second discharge valve 44 is opened. That is, the hydrogen gas supply system 100 is brought into the state shown in FIG. 3 . In this case, when restarting the supply of hydrogen gas, it starts from step S1 in FIG.
  • the above is the explanation of the hydrogen gas supply stop flow in the hydrogen gas supply system 100.
  • a first item disclosed in this specification is that, in a hydrogen gas supply system, an inert gas is supplied to a sealed purge target area to increase the internal pressure of the purge target area, and then the purge target area is
  • This is a method of operating a hydrogen gas supply system, in which the purge target area is purged by continuously repeating the process of opening the purge target area and discharging hydrogen gas together with an inert gas from the purge target area multiple times.
  • hydrogen gas can be thoroughly discharged from the area to be purged.
  • a highly accurate barge can be performed.
  • a second item disclosed in this specification is to form a cutoff section in a hydrogen gas supply system, supply an inert gas to the cutoff section to increase the internal pressure of the cutoff section to a predetermined cutoff pressure or higher,
  • a third item disclosed in this specification is that the hydrogen gas supply system is provided with a flow rate adjustment valve that adjusts the supply flow rate of hydrogen gas, and the cutoff section is formed upstream of the flow rate adjustment valve. This is the method of operating the hydrogen gas supply system described in the second item.
  • the flow of hydrogen gas can be dammed upstream of the flow rate adjustment valve.
  • a fourth item disclosed in this specification is that the hydrogen gas supply system includes a plurality of branch pipes that supply hydrogen gas to corresponding burners, and the cutoff section is formed in each of the plurality of branch pipes. , the method of operating the hydrogen gas supply system described in the second or third item.
  • the flow of hydrogen gas can be dammed in each branch pipe.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Feeding And Controlling Fuel (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

本開示の一態様に係る水素ガス供給系統の運用方法は、水素ガス供給系統において、密閉されたパージ対象エリアに不活性ガスを供給して前記パージ対象エリアの内部圧力を上昇させた後、前記パージ対象エリアを開放して前記パージ対象エリアから不活性ガスとともに水素ガスを排出する工程を連続して複数回繰り返すことにより、前記パージ対象エリアのパージを実施する。

Description

水素ガス供給系統の運用方法
　本開示は、水素ガス供給系統の運用方法に関する。
　燃焼設備のバーナなどに燃料ガスを供給する燃料ガス供給系統では、燃料ガスの供給停止時にバージを実施する場合がある。パージが実施されると、燃料ガス供給系統の内部に残った燃料ガスが、不活性ガスなどによって押し出されて外部に排出される（例えば、下記の特許文献１参照）。
特開２０２２－１６９３３号公報
　ところで、近年、燃焼時に二酸化炭素を生成しない水素ガスが、ボイラなどの燃焼設備の燃料として注目されている。ただし、水素ガスは、天然ガスなどの他の燃料ガスに比べて拡散性や透過性が大きい。そのため、水素ガス供給系統においては、他の燃料ガス供給系統に比べて精度の高いパージを行う必要がある。
　そこで、本開示は、精度の高いパージを実施可能な水素ガス供給系統の運用方法を提供することを目的としている。
　本開示の一態様に係る水素ガス供給系統の運用方法は、水素ガス供給系統において、密閉されたパージ対象エリアに不活性ガスを供給して前記パージ対象エリアの内部圧力を上昇させた後、前記パージ対象エリアを開放して前記パージ対象エリアから不活性ガスとともに水素ガスを排出する工程を連続して複数回繰り返すことにより、前記パージ対象エリアのパージを実施する。
　この構成によれば、精度の高いパージを実施可能な水素ガス供給系統の運用方法を提供することができる。
図１は、水素ガス供給系統の概略図である。 図２は、水素ガスの供給フローを示した図である。 図３は、水素ガス供給系統の第１待機状態を示す図である。 図４は、水素ガスの供給フローのステップＳ１に対応する図である。 図５は、水素ガスの供給フローのステップＳ２に対応する図である。 図６は、水素ガスの供給フローのステップＳ３に対応する図である。 図７は、水素ガスの供給フローのステップＳ４に対応する図である。 図８は、水素ガスの供給フローのステップＳ５に対応する図である。 図９は、水素ガスの供給停止フローを示した図である。 図１０は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１１に対応する図である。 図１１は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１２に対応する図である。 図１２は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１３に対応する図である。 図１３は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１３に対応する図である。 図１４は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１４に対応する図である。 図１５は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１５に対応する図である。 図１６は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１６に対応する図である。 図１７は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１７に対応する図である。 図１８は、水素ガスの供給停止フローのステップＳ１８に対応する図である。
　（水素ガス供給系統の全体構成）
　以下、水素ガス供給系統１００の運用方法について説明する。はじめに、水素ガス供給系統１００の全体構成を説明する。図１は、水素ガス供給系統１００の概略図である。本実施形態の水素ガス供給系統１００は、水素ガスを複数のバーナ（第１～第３バーナ）に供給する系統である。
　図１に示すように、水素ガス供給系統１００は、メイン配管１０と、水素ガスヘッダ２０と、複数の分岐配管３０と、を備えている。以下、これらの構成要素について順に説明する。
　＜メイン配管＞
　メイン配管１０は、水素ガス供給系統１００に供給された水素ガスを水素ガスヘッダ２０へ導く配管である。メイン配管１０には、燃料遮断弁１１、メイン遮断区間上流弁１２、メイン遮断区間下流弁１３、及び、流量調整弁１４が設けられている。
　燃料遮断弁１１は、水素ガス供給系統１００の最も上流に位置している。燃料遮断弁１１を開くことにより、水素ガス供給系統１００へ水素ガスが供給される。一方、燃料遮断弁１１を閉じることにより、水素ガス供給系統１００への水素ガスの供給が停止する。
　メイン遮断区間上流弁１２は、燃料遮断弁１１よりも下流に位置している。本実施形態では、水素ガス供給系統１００における燃料遮断弁１１とメイン遮断区間上流弁１２の間のエリアを「上流エリア９１」と称する。メイン配管１０の上流エリア９１に対応する部分には、第１排出配管４１が設けられている。
　第１排出配管４１は、上流エリア９１の気体を水素ガス供給系統１００の外部へ排出する配管である。第１排出配管４１には、第１排出弁４２が設けられている。第１排出弁４２を開くことにより、上流エリア９１の気体が、第１排出配管４１を介して水素ガス供給系統１００の外部へ排出される。
　メイン遮断区間下流弁１３は、メイン遮断区間上流弁１２よりも下流に位置している。本実施形態では、メイン配管１０におけるメイン遮断区間上流弁１２とメイン遮断区間下流弁１３の間の区間を「メイン遮断区間１５」と称する。メイン配管１０のメイン遮断区間１５に対応する部分には、メイン圧力計１６、第１不活性ガス供給配管５１、及び、第２排出配管４３が設けられている。
　メイン圧力計１６は、メイン遮断区間１５の内部圧力を測定する測定機器である。
　第１不活性ガス供給配管５１は、メイン遮断区間１５に不活性ガスを供給する配管である。第１不活性ガス供給配管５１はメイン遮断区間１５と不活性ガスヘッダ５０をつなぐとともに、第１不活性ガス供給配管５１には第１不活性ガス供給弁５２が設けられている。この第１不活性ガス供給弁５２を開くことにより、不活性ガスヘッダ５０から第１不活性ガス供給配管５１を介してメイン遮断区間１５に不活性ガスが供給される。なお、不活性ガスとしては、例えば窒素ガスなどが挙げられる。
　第２排出配管４３は、メイン遮断区間１５の気体を水素ガス供給系統１００の外部へ排出する配管である。第２排出配管４３には、第２排出弁４４が設けられている。第２排出弁４４を開くことにより、メイン遮断区間１５の気体が第２排出配管４３を介して水素ガス供給系統１００の外部へ排出される。
　流量調整弁１４は、メイン遮断区間下流弁１３よりも下流に位置している。つまり、メイン遮断区間１５は流量調整弁１４よりも上流に位置している。流量調整弁１４は、水素ガスの供給流量（本実施形態では各バーナに供給する水素ガスの供給流量）を調整する弁である。メイン配管１０の流量調整弁１４よりも下流の部分（流量調整弁１４と水素ガスヘッダ２０の間）には、第３排出配管４５が設けられている。
　第３排出配管４５は、メイン配管１０のメイン遮断区間下流弁１３よりも下流の部分の気体を水素ガス供給系統１００の外部へ排出する配管である。第３排出配管には第３排出弁４６が設けられている。第３排出弁４６を開くことにより、メイン配管１０のメイン遮断区間下流弁１３よりも下流の部分の気体が、第３排出配管４５を介して水素ガス供給系統１００の外部へ排出される。
　＜水素ガスヘッダ＞
　水素ガスヘッダ２０は、メイン配管１０よりも下流に位置しており、メイン配管１０から水素ガスが供給される。水素ガスヘッダ２０は、メイン配管１０から供給された水素ガスを一時的に保留し、保留した水素ガスを各分岐配管３０に分配する機能を有している。また、水素ガスヘッダ２０には、水素ガスヘッダ圧力計２１及び第２不活性ガス供給配管５３が設けられている。
　水素ガスヘッダ圧力計２１は、水素ガスヘッダ２０の内部圧力を測定する計測機器である。
　第２不活性ガス供給配管５３は、水素ガスヘッダ２０に不活性ガスを供給する配管である。第２不活性ガス供給配管５３は水素ガスヘッダ２０と不活性ガスヘッダ５０をつなぐとともに、第２不活性ガス供給配管５３には第２不活性ガス供給弁５４が設けられている。この第２不活性ガス供給弁５４を開くことにより、不活性ガスヘッダ５０から第２不活性ガス供給配管５３を介して水素ガスヘッダ２０に不活性ガスが供給される。
　＜分岐配管＞
　分岐配管３０は、水素ガスヘッダ２０からバーナに水素ガスを導く配管である。本実施形態の水素ガス供給系統１００は、複数（図１では３つ）の分岐配管３０を備えている。各分岐配管３０は対応するバーナに水素ガスを供給する。バーナを含む燃焼設備の運転状況に応じて、全ての分岐配管３０がバーナに水素ガスを供給する場合もあれば、一部の分岐配管３０のみがバーナに水素ガスを供給する場合もある。
　各分岐配管３０はいずれも同じように構成されている。分岐配管３０には、分岐遮断区間上流弁３１、分岐遮断区間下流弁３２、逆止弁３３、及び、フレームアレスタ３４が設けられている。
　分岐遮断区間上流弁３１は、分岐配管３０の上流側に位置している。本実施形態では、水素ガス供給系統１００におけるメイン遮断区間上流弁１２と分岐遮断区間上流弁３１の間のエリアを「中間エリア９２」と称する。また、水素ガス供給系統１００における分岐遮断区間上流弁３１よりも下流のエリアを「下流エリア９３」と称する。
　分岐遮断区間下流弁３２は、分岐遮断区間上流弁３１よりも下流に位置している。本実施形態では、分岐配管３０における分岐遮断区間上流弁３１と分岐遮断区間下流弁３２の間の区間を「分岐遮断区間３５」と称する。分岐配管３０の分岐遮断区間３５に対応する部分には、第３不活性ガス供給配管５５が設けられている。
　第３不活性ガス供給配管５５は、分岐遮断区間３５に不活性ガスを供給する配管である。第３不活性ガス供給配管５５は分岐遮断区間３５と不活性ガスヘッダ５０をつなぐとともに、第３不活性ガス供給配管５５には第３不活性ガス供給弁５６が設けられている。この第３不活性ガス供給弁５６を開くことにより、不活性ガスヘッダ５０から分岐遮断区間３５に不活性ガスが供給される。なお、本実施形態の各第３不活性ガス供給配管５５は部分的に結合しているが、それぞれが独立して、分岐遮断区間３５と不活性ガスヘッダ５０をつないでもよい。
　また、第３不活性ガス供給配管５５の分岐遮断区間３５と第３不活性ガス供給弁５６の間の部分には、分岐圧力計３６が設けられている。分岐圧力計３６は、分岐遮断区間３５の内部圧力を測定する計測機器である。
　逆止弁３３は、分岐遮断区間下流弁３２よりも下流に位置している。逆止弁３３は、下流側に向かう（バーナに向かう）水素ガスの流れは許容する一方、上流側に向かう水素ガスの流れは禁止する弁である。
　フレームアレスタ３４は、バーナから分岐配管３０に炎が入り込むのを防止する機器であり、必要に応じて設置する。
　以上が、水素ガス供給系統１００の全体構成の説明である。以上では、水素ガス供給系統１００に不活性ガスを供給する配管である不活性ガス供給配管５１、５３、５５に、それぞれ１つの不活性ガス供給弁５２、５４、５６が設けられている。ただし、各不活性ガス供給配管５１、５３、５５に、それぞれ複数の不活性ガス供給弁５２、５４、５６を直列に設けてもよい。
　（水素ガスの供給フロー）
　次に、水素ガス供給系統１００における水素ガスの供給フローを説明する。図２は、水素ガスの供給フローを示した図である。ここでは、水素ガス供給系統１００における水素ガスの供給フローとして、水素ガス供給系統１００が「第１待機状態」にあるときから、水素ガスをバーナに供給するまでについて説明する。
　まず、「第１待機状態」について説明する。図３は、水素ガス供給系統１００の第１待機状態を示した図である。図３において、太線は水素ガスで満たされる部分を示し、破線は不活性ガスで満たされている部分を示し、白抜きの弁の記号はその弁が開いていることを示し、黒塗りの弁の記号はその弁が閉じていることを示している。この点は、後述する図４～図８、図１０～図１８も同様である。
　図３に示すように、水素ガス供給系統１００が第１待機状態にあるとき、燃料遮断弁１１、メイン遮断区間上流弁１２、メイン遮断区間下流弁１３、分岐遮断区間上流弁３１、分岐遮断区間下流弁３２、及び、各不活性ガス供給弁５２、５４、５６は閉じており、これら以外の弁は開いている。水素ガス供給系統１００が第１待機状態にあるとき、燃料遮断弁１１の下流（水素ガス供給系統１００の内部）には、水素ガス（正確には、燃焼可能な量の水素ガス）が存在しない。なお、分岐遮断区間上流弁３１及び分岐遮断区間下流弁３２が閉じているため、分岐遮断区間３５は遮断されている。
　水素ガス供給系統１００の第１待機状態から水素ガスの供給フローが開始されると、図２に示すように、はじめにメイン遮断区間１５に不活性ガスを供給する（ステップＳ１）。具体的には、図４に示すように、第２排出弁４４を閉じた後に、第１不活性ガス供給弁５２を開く。これにより、メイン遮断区間１５に不活性ガスが供給される。その後、メイン遮断区間１５の内部圧力を所定のメイン遮断圧力以上に上昇させてから、第１不活性ガス供給弁５２を閉じ、その状態を維持する。この状態で、メイン遮断区間１５について、メイン圧力計１６を用いて内部圧力を測定し、漏れが無いことを確認する。なお、上記の「メイン遮断圧力」は、メイン遮断区間１５に供給される水素ガスの圧力よりも高い。
　ステップＳ１を実施した後は、上流エリア９１に水素ガスを供給する（ステップＳ２）。具体的には、図５に示すように、第１排出弁４２を閉じた後に、燃料遮断弁１１を開く。これにより、上流エリア９１に水素ガスが供給される。なお、この図５に示す状態を本実施形態では「第２待機状態」と称す。
　ステップＳ２を実施した後は、分岐遮断区間３５に不活性ガスを供給する（ステップＳ３）。具体的には、図６に示すように、第３不活性ガス供給弁５６を開く。これにより、分岐遮断区間３５に不活性ガスが供給される。その後、分岐遮断区間３５の内部圧力を所定の分岐遮断圧力以上に上昇させてから、第３不活性ガス供給弁５６を閉じ、その状態を維持する。この状態で、分岐遮断区間３５について、分岐圧力計３６を用いて内部圧力を測定し、漏れが無いことを確認する。なお、上記の「分岐遮断圧力」は、分岐遮断区間３５に供給される水素ガスの圧力よりも高い。
　ステップＳ３を実施した後は、中間エリア９２に水素ガスを供給する（ステップＳ４）。具体的には、図７に示すように、第３排出弁４６を閉じた後に、メイン遮断区間上流弁１２及びメイン遮断区間下流弁１３を開く。これにより、中間エリア９２に水素ガスが供給される。この状態で、中間エリア９２について、水素ガスヘッダ圧力計２１を用いて内部圧力を測定し、漏れが無いことを確認する。
　ステップＳ４を実施した後は、下流エリア９３に水素ガスを供給する（ステップＳ５）。なお、ここでは、複数ある下流エリア９３の全てに水素ガスを供給するのではなく、水素ガスを供給したいバーナに対応する下流エリア９３にのみ水素ガスを供給する。例えば、第１バーナにのみ水素ガスを供給したい場合は、図８に示すように、第１バーナに対応する下流エリア９３の分岐遮断区間上流弁３１及び分岐遮断区間下流弁３２を開く。これにより、第１バーナにのみ水素ガスが供給される。
　一方、第２バーナ及び第３バーナに対応する下流エリア９３では、分岐遮断区間上流弁３１及び分岐遮断区間下流弁３２は閉じたままであって、分岐遮断区間３５には不活性ガスが満たされた状態である。しかも、分岐遮断区間３５における不活性ガスの圧力（分岐遮断圧力以上）は、分岐遮断区間３５に供給される水素ガスの圧力よりも高い。そのため、第２バーナ及び第３バーナに対応する下流エリア９３では、仮に分岐遮断区間上流弁３１に浸透性の高い水素ガスが通過できるような隙間があったとしても、水素ガスは分岐遮断区間３５を通過することができない。つまり、第２バーナ及び第３バーナに水素ガスが漏れることはない。以上が、水素ガス供給系統１００における水素ガスの供給フローの説明である。
　（水素ガスの供給停止フロー）
　次に、水素ガス供給系統１００における供給停止フローを説明する。ここでは、図８に示した水素ガス供給系統１００の状態から、バーナへの水素ガスの供給を停止して第１待機状態又は第２待機状態に至るまでのフローを説明する。
　図９は、水素ガスの供給停止フローを示した図である。図９に示すように、水素ガスの供給停止フローが開始されると、はじめに中間エリア９２及び下流エリア９３の脱圧を行う（ステップＳ１１）。具体的には、図１０に示すように、メイン遮断区間上流弁１２、メイン遮断区間下流弁１３、分岐遮断区間上流弁３１、及び、分岐遮断区間下流弁３２を閉じた後に、第２排出弁４４及び第３排出弁４６を開く。これにより、中間エリア９２及び下流エリア９３（第１バーナに対応する下流エリア９３）の内部圧力が低下して、中間エリア９２及び下流エリア９３が脱圧される。
　ステップＳ１１を実施した後は、下流エリア９３をパージする（ステップＳ１２）。具体的には、図１１に示すように、分岐遮断区間下流弁３２を開いた後に、各下流エリア９３の第３不活性ガス供給弁５６を開く。これにより、下流エリア９３の内部に存在する水素ガスが、各バーナを介して水素ガス供給系統１００の外部に排出される。つまり、下流エリア９３がパージされる。
　ステップＳ１２を実施した後は、中間エリア９２をパージする（ステップＳ１３）。具体的には、図１２に示すように、分岐遮断区間下流弁３２、第３不活性ガス供給弁５６、第２排出弁４４、及び、第３排出弁４６を閉じた後に、第１不活性ガス供給弁５２及び第２不活性ガス供給弁５４を開く。これにより、中間エリア９２に不活性ガスが供給されて、中間エリア９２の内部圧力が上昇する（蓄圧する）。その後、図１３に示すように、第１不活性ガス供給弁５２及び第２不活性ガス供給弁５４を閉じ、第２排出弁４４及び第３排出弁４６を開く。これにより、中間エリア９２が開放され、第２排出配管４３及び第３排出配管４５を介して中間エリア９２から不活性ガスとともに水素ガスが排出される。そして、この図１２及び図１３で示す工程を連続して複数回繰り返す。これにより、パージ対象エリアである中間エリア９２が複雑な形状を有しているにもかかわらず、中間エリア９２から水素ガスをしっかりと排出することができる。つまり、精度の高いパージを実施することができる。
　ステップＳ１３を実施した後は、メイン遮断区間１５を遮断する（ステップＳ１４）。具体的には、図１４に示すように、第２排出弁４４を閉じる。これにより、メイン遮断区間１５は遮断される。
　ステップＳ１４を実施した後は、メイン遮断区間１５に不活性ガスを供給する（ステップＳ１５）。具体的には、図１５に示すように、第１不活性ガス供給弁５２を開く。これにより、メイン遮断区間１５に不活性ガスが供給される。その後、メイン遮断区間１５の内部圧力を前述したメイン遮断圧力以上に上昇させてから、第１不活性ガス供給弁５２を閉じ、その状態を維持する。これにより、水素ガス供給系統１００は、第２待機状態となる。つまり、水素ガス供給系統１００は前述した図５に示す状態となる。この場合、仮にメイン遮断区間上流弁１２に浸透性の高い水素ガスが通過できるような隙間があったとしても、水素ガスはメイン遮断区間１５を通過することができない。
　水素ガスの供給を再開するまで水素ガス供給系統１００を「第２待機状態」で待機させる場合は、水素ガスの供給停止フローはここで終了する。この場合、水素ガスの供給を再開するときは、図２におけるステップＳ３から開始する。例えば、水素ガスの供給を再開するまでの時間が比較的短い場合は、水素ガス供給系統１００を第２待機状態で待機させればよい。
　一方、水素ガスの供給を再開するまで水素ガス供給系統１００を「第１待機状態」で待機させる場合は、ステップＳ１５を実施した後、ステップＳ１６に進む。例えば、水素ガスの供給を再開するまでの時間が比較的長い場合は、水素ガス供給系統１００を第１待機状態で待機させればよい。
　ステップＳ１６では、上流エリア９１を脱圧する。具体的には、図１６に示すように、燃料遮断弁１１を閉じた後に、第１排出弁４２を開く。これにより、上流エリア９１の内部圧力は低下し、上流エリア９１は脱圧される。
　ステップＳ１６を実施した後は、上流エリア９１をパージする（ステップＳ１７）。具体的には、図１７に示すように、第１不活性ガス供給弁５２及びメイン遮断区間上流弁１２を開く。これにより、上流エリア９１に不活性ガスが流入し、不活性ガスとともに水素ガスが第１排出配管４１を介して水素ガス供給系統１００の外部へ排出される。
　ステップＳ１７を実施した後は、水素ガス供給系統１００を第１待機状態とする（ステップＳ１８）。具体的には、図１８で示すように、メイン遮断区間上流弁１２を閉じ、さらに第１不活性ガス供給弁５２を閉じた後、第２排出弁４４を開く。つまり、水素ガス供給系統１００を図３に示す状態とする。この場合、水素ガスの供給を再開するときは、図２におけるステップＳ１から開始する。以上が、水素ガス供給系統１００における水素ガスの供給停止フローの説明である。
　（まとめ）
　本明細書で開示する第１の項目は、水素ガス供給系統において、密閉されたパージ対象エリアに不活性ガスを供給して前記パージ対象エリアの内部圧力を上昇させた後、前記パージ対象エリアを開放して前記パージ対象エリアから不活性ガスとともに水素ガスを排出する工程を連続して複数回繰り返すことにより、前記パージ対象エリアのパージを実施する、水素ガス供給系統の運用方法である。
　この方法によれば、パージ対象エリアから水素ガスをしっかりと排出することができる。つまり、精度の高いバージを実施することができる。
　本明細書で開示する第２の項目は、水素ガス供給系統において遮断区間を形成し、前記遮断区間に不活性ガスを供給して前記遮断区間の内部圧力を所定の遮断圧力以上に上昇させ、前記遮断区間の内部圧力を前記遮断圧力以上に維持することで、水素ガスの前記遮断区間の通過を防止する、第１の項目に記載の水素ガス供給系統の運用方法である。
　この方法によれば、水素ガスは遮断区間を通過することができないため、水素ガスの流れを遮断区間でせき止めることができる。
　本明細書で開示する第３の項目は、水素ガス供給系統には水素ガスの供給流量を調整する流量調整弁が設けられており、前記遮断区間を前記流量調整弁よりも上流に形成する、第２の項目に記載の水素ガス供給系統の運用方法である。
　この方法によれば、流量調整弁よりも上流において、水素ガスの流れをせき止めることができる。
　本明細書で開示する第４の項目は、前記水素ガス供給系統は対応するバーナに水素ガスを供給する複数の分岐配管を含んでおり、前記遮断区間を前記複数の分岐配管のそれぞれに形成する、第２又は３の項目に記載の水素ガス供給系統の運用方法である。
　この構成によれば、各分岐配管において、水素ガスの流れをせき止めることができる。
１４　流量調整弁
１５　メイン遮断区間（遮断区間）
３０　分岐配管
３５　分岐遮断区間（遮断区間）
９２　中間エリア（パージ対象エリア）
１００　水素ガス供給系統
 

Claims (4)

  1. 　水素ガス供給系統において、密閉されたパージ対象エリアに不活性ガスを供給して前記パージ対象エリアの内部圧力を上昇させた後、前記パージ対象エリアを開放して前記パージ対象エリアから不活性ガスとともに水素ガスを排出する工程を連続して複数回繰り返すことにより、前記パージ対象エリアのパージを実施する、水素ガス供給系統の運用方法。
  2. 　水素ガス供給系統において遮断区間を形成し、前記遮断区間に不活性ガスを供給して前記遮断区間の内部圧力を所定の遮断圧力以上に上昇させ、前記遮断区間の内部圧力を前記遮断圧力以上に維持することで、水素ガスの前記遮断区間の通過を防止する、請求項１に記載の水素ガス供給系統の運用方法。
  3. 　水素ガス供給系統には水素ガスの供給流量を調整する流量調整弁が設けられており、前記遮断区間を前記流量調整弁よりも上流に形成する、請求項２に記載の水素ガス供給系統の運用方法。
  4. 　前記水素ガス供給系統は対応するバーナに水素ガスを供給する複数の分岐配管を含んでおり、前記遮断区間を前記複数の分岐配管のそれぞれに形成する、請求項２に記載の水素ガス供給系統の運用方法。
     
     
PCT/JP2023/028269 2022-08-04 2023-08-02 水素ガス供給系統の運用方法 Ceased WO2024029563A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2023317325A AU2023317325B2 (en) 2022-08-04 2023-08-02 Method of operating hydrogen gas supply system
KR1020257000795A KR20250042739A (ko) 2022-08-04 2023-08-02 수소 가스 공급 계통의 운용 방법
US18/993,789 US20260016156A1 (en) 2022-08-04 2023-08-02 Method of operating hydrogen gas supply system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022125074A JP2024021897A (ja) 2022-08-04 2022-08-04 水素ガス供給系統の運用方法
JP2022-125074 2022-08-04

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024029563A1 true WO2024029563A1 (ja) 2024-02-08

Family

ID=89849430

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2023/028269 Ceased WO2024029563A1 (ja) 2022-08-04 2023-08-02 水素ガス供給系統の運用方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20260016156A1 (ja)
JP (1) JP2024021897A (ja)
KR (1) KR20250042739A (ja)
AU (1) AU2023317325B2 (ja)
WO (1) WO2024029563A1 (ja)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7508721B1 (ja) 2024-03-14 2024-07-01 株式会社Ｉｈｉ汎用ボイラ ボイラ及び水素ガスのパージ方法
DE112024003746T5 (de) * 2024-03-15 2026-07-09 Ihi Corporation Verbrennungssystem, verfahren zum spülen von ammoniakgas in einem verbrennungssystem und verfahren zum zuführen von ammoniakgas in einem verbrennungssystem

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001324093A (ja) * 2000-05-18 2001-11-22 Nihonkai Lng Co Ltd Ｌｎｇのローリー出荷方法
JP2002013418A (ja) * 2000-06-29 2002-01-18 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン燃料供給装置の異常検知方法
JP2018200166A (ja) * 2017-05-26 2018-12-20 三浦工業株式会社 水素燃焼ボイラ
CN115560243A (zh) * 2021-07-02 2023-01-03 中国石油化工股份有限公司 一种氢气装卸接头泄压置换装置及方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4115659B2 (ja) * 2000-10-30 2008-07-09 株式会社東芝 ガスタービンの燃料供給系
CN113411271A (zh) 2021-06-16 2021-09-17 阿波罗智联(北京)科技有限公司 数据接入方法、装置、设备以及存储介质

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001324093A (ja) * 2000-05-18 2001-11-22 Nihonkai Lng Co Ltd Ｌｎｇのローリー出荷方法
JP2002013418A (ja) * 2000-06-29 2002-01-18 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン燃料供給装置の異常検知方法
JP2018200166A (ja) * 2017-05-26 2018-12-20 三浦工業株式会社 水素燃焼ボイラ
CN115560243A (zh) * 2021-07-02 2023-01-03 中国石油化工股份有限公司 一种氢气装卸接头泄压置换装置及方法

Also Published As

Publication number Publication date
AU2023317325A1 (en) 2025-01-02
KR20250042739A (ko) 2025-03-27
US20260016156A1 (en) 2026-01-15
JP2024021897A (ja) 2024-02-16
AU2023317325B2 (en) 2026-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101526217B (zh) 燃气轮机及燃烧器的燃料供给方法
AU2015307907A1 (en) Gas turbine engine system
CN103104345B (zh) 用于吹扫燃气涡轮发动机的气体燃料线路的系统
JP2024021897A (ja) 水素ガス供給系統の運用方法
KR102952143B1 (ko) 가스 엔진 또는 이중 연료 엔진을 위한 가스 공급 시스템 및 가스 공급 시스템의 작동 방법
JP2001214760A (ja) ガスタービン燃料ガス漲装置
WO2018216331A1 (ja) 水素燃焼ボイラ
US10473060B2 (en) Method and system for a gas turbine engine air ventilation purge circuit
JP2011231762A (ja) ガスタービンのＮＯｘ排出制御のための希釈剤注入の代替方法
JP2014199147A (ja) ガス内燃機関のガス漏チェック装置とその方法
US20140196466A1 (en) Methods and systems for operating gas turbine engines
JP4115659B2 (ja) ガスタービンの燃料供給系
CN104727946A (zh) 燃气轮机多燃料燃烧室燃料切换装置及其控制方法
JPH11210494A (ja) ガスタービン燃料供給装置のパージ装置およびパージ装置の運転方法
CN116335834B (zh) 中等功率燃气轮机双燃料系统氮气吹扫方法
JP2018059507A (ja) ガス機関または二種燃料機関として設計された内燃機関の始動準備のための、そして好ましくはその後の始動のための方法
JP2017061928A (ja) 気体から液体への信頼できる切り替えのための方法およびシステム
JP2024043212A (ja) 燃焼装置
JP4130909B2 (ja) ２重燃料焚きガスタービン燃料供給系
CN115163309A (zh) 燃气轮机燃烧试验台的燃料供应系统
JP6141126B2 (ja) 内燃機関の燃料ガス供給・パージ系統及び内燃機関
JP4886386B2 (ja) 高圧ガス供給方法
US8813470B2 (en) Method for operating a fuel supply for a heat engine
JP6420633B2 (ja) 可燃性ガス供給装置
EP4499996B1 (en) Firing apparatus and firing method for high reactive fuel gases

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 23850117

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: AU2023317325

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2023317325

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20230802

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1020257000795

Country of ref document: KR

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 18993789

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 1020257000795

Country of ref document: KR

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 23850117

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 18993789

Country of ref document: US