気化ガス製造システム
【課題】幅広い熱量のＬＮＧを取り扱う複数のＬＮＧタンクを備えた気化ガス製造システムにおいて、ＬＮＧタンク切替等により受入ＬＮＧ熱量が急激に変化した場合でも、常時所定の熱量範囲内に熱量調整制御できる気化ガス製造システムを提供する。
【解決手段】複数のＬＮＧタンクと、ＬＮＧタンク接続点の下流でＬＰＧ供給制御機構を介して払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、ＬＮＧタンク接続点とＬＰＧタンク接続点の間にＬＮＧ熱量計及びＬＮＧ流量計を設置し、ＬＰＧ供給制御機構がＬＮＧ熱量計及びＬＮＧ流量計の測定値に基づいてＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、調整タンクがＬＮＧとＬＰＧを混合して排出し、気化器がＬＮＧとＬＰＧの混合ガス（払出液化ガス）を気化して気化ガスを製造する気化ガス製造システム。
【解決手段】複数のＬＮＧタンクと、ＬＮＧタンク接続点の下流でＬＰＧ供給制御機構を介して払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、ＬＮＧタンク接続点とＬＰＧタンク接続点の間にＬＮＧ熱量計及びＬＮＧ流量計を設置し、ＬＰＧ供給制御機構がＬＮＧ熱量計及びＬＮＧ流量計の測定値に基づいてＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、調整タンクがＬＮＧとＬＰＧを混合して排出し、気化器がＬＮＧとＬＰＧの混合ガス（払出液化ガス）を気化して気化ガスを製造する気化ガス製造システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本願発明は、下流側で導管に接続された払出ラインと、前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、通常、極低温状態で液化されたＬＮＧ（液化天然ガス）として貯蔵され、その消費にあたり、必要量が気化器により常温の天然ガスに気化されて供給される。
【０００３】
しかし、天然ガスはそれぞれ固有の熱量値を示す主成分メタン、副成分エタン、プロパン等の主としてパラフイン系同族体から成る多成分系のガスであるため、その熱量は一定しておらず、産地により異なる。即ち天然ガスの熱量は、前記各成分の組成の違いによりばらつきがある。
【０００４】
一方、天然ガスを主成分とする都市ガスを供給する場合、都市ガスに求められる熱量が通常の天然ガスの熱量より高いため、熱量の高い成分を添加する等の増熱処理を施して需要地に供給を行っている。
【０００５】
このような熱量調整を行なう技術として、従来から、熱量の高いＬＰＧをＬＮＧに混合して増熱天然ガスを製造することが行われている（例えば特許文献１、２）。
【０００６】
特許文献１に開示の技術では、ＬＮＧタンク１から払出されるＬＮＧを気化器３で気化し、ミキシングタンク５を経た後、増熱処理を行っている。この技術では、増熱制御の形態は、ミキシングタンク５に導入される前の天然ガスの熱量に基づいたフィードフォワード制御とされている。
【０００７】
特許文献２に開示の技術では、ＬＮＧタンクから払出されるＬＮＧ１、ＬＰＧタンクから払出されるＬＰＧ２をともに液体の状態で混合して増熱処理を行っている。この技術では、増熱制御の形態は、ＬＮＧ・ＬＰＧの混合後の混合ガスの熱量に基づいたフィードバック制御とされている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特公平５−２２８１５号公報
【特許文献２】特公平２−１３０００号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
今日、都市ガスの主成分であるＬＮＧの供給元は、従来より格段に広がりつつある。そして、そのような供給元の拡大に伴って、供給されるＬＮＧの熱量のばらつきが大きくなっている。したがって、これまで供給されてきたＬＮＧの熱量変動幅から大きく逸脱したＬＮＧを原料として使用しながら、所定の熱量基準を満たす製品ガスを得る必要が生じる。
【００１０】
ここで、図２に示すように、従来受け入れられてきたＬＮＧの熱量は、例えば最低熱量が４４．２ＭＪ、最高熱量が４５．５ＭＪ、平均約４４．６ＭＪと、基本的に所定の熱量管理範囲に収まるものであった。
【００１１】
しかし、上記のように、今後は幅広い熱量のＬＮＧを取り扱うことになる。その結果、熱量の二極化及び低熱量化が進展し、今後の受入ＬＮＧの熱量幅は、例えば最低熱量が４２．０ＭＪ、最高熱量が４５．５ＭＪ、平均熱量が約４３．４ＭＪ程度になると想定される。このような状況では、所定の熱量管理範囲外である４２．０ＭＪ〜４４．０ＭＪのＬＮＧが供給された場合は、増熱ガスの添加等による熱量調整が必要となる。
【００１２】
さらに、例えば特定のＬＮＧタンクから別のＬＮＧタンクにＬＮＧの供給元を切替えた場合に、製品ガスを都市ガスとして供給するためには、受入ＬＮＧ熱量が急激に変化した場合でも、供給ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収める熱量調整制御を行えることが必要となる。
【００１３】
加えて、図２に示すように、今後の受入ＬＮＧで想定される平均熱量（約４３．４ＭＪ）は法定の最低熱量（４４．０ＭＪ）を下回っている。すなわち、今後は最低熱量を下回る熱量のＬＮＧを大量に取り扱うことが想定される。よって、今後の気化ガス製造システムでは、熱量調整を行わなければガス送出を行えない。したがって、今後の気化ガス製造システムでは、常時熱量調整制御を行えるとともに、熱量調整設備に異常が発生した場合でもガス品質を保証できるガス品質保証対策設備が必要となる。
【００１４】
ここで従来技術を確認すると、特許文献２に示された増熱天然ガス製造装置は、液熱量計５の測定値に従いフィードバック制御によりＬＮＧ及びＬＰＧの流量を調整する装置であるため、構造上必然的に応答遅れを伴うものである。したがって、特許文献２に示された増熱天然ガス製造装置では、ＬＮＧの熱量に急激な変化があった場合、供給ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収める熱量調整制御を行うことは難しかった。
【００１５】
また、特許文献２の増熱天然ガス製造装置、特許文献１の熱量調整装置はともに複数のＬＮＧタンクを想定したものでないため、熱量二極化・低熱量化及び複数のＬＮＧタンクの切替による受入ＬＮＧ熱量の急激な変動等への対策を十分に行ったものとは言えない。
【００１６】
そこで、以下、ＬＮＧ及びＬＰＧをともに気体状態の天然ガス及び石油ガスとし、その後フィードバック制御で熱量調整を行う構成を基礎として、ＬＮＧ供給元を切替えた場合の影響について発明者らが行った検討を図６、図７を用いて説明する。
【００１７】
〔検討技術Ａ：気化ガス製造システム１Ａ〕
図６はフィードバック制御を行う従来の気化ガス製造システム１Ａにおける熱量調整制御の様子である。図６の気化ガス製造システム１Ａは、ＬＮＧ供給源である複数のＬＮＧタンク１０Ａ（１０Ａａ、１０Ａｂ、・・・）及びＬＰＧ供給源であるＬＰＧタンク２０Ａを備え、ＬＮＧ及びＬＰＧを気化後、気化後の天然ガスと石油ガスとを混合して熱量調整を行ういわゆるガスガス方式で熱量調整を行う。当該システム１Ａでは、天然ガスと石油ガスを混合後、天然ガスと石油ガスの混合点であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ａの下流の払出ライン上に設置された石油ガス添加後ガス熱量計２５Ａで混合ガスの熱量を測定し、測定された熱量に基づいて石油ガス供給弁２２Ａのバルブ開度を調整するフィードバック制御により製造ガスの熱量調整を行っている。
【００１８】
図６（ａ）（ｂ）は、縦軸を熱量、横軸を時間とし、気化ガス製造システム１Ａの各点における熱量変動の様子を示したグラフ図である。図６（ａ）（ｂ）中の４４ＭＪの破線は、都市ガスとして導管に供給するために要求される最低熱量を示しており、導管Ｌ２Ａに供給されるガスは、当該熱量を上回る必要がある。
【００１９】
図６（ａ）は、ＬＮＧ気化器Ａ１での気化後かつ石油ガスとの混合前の天然ガス（すなわち天然ガス）の熱量変動を示すグラフ図である。図６（ａ）では、特定時点で熱量変動が起こり、供給ガスの熱量が最低熱量の４４ＭＪを下回っている。これは例えば、ＬＮＧタンク１０Ａの切替えによるものである。先述の通り、天然ガスは多成分系のガスであるため、発熱量が一定しておらず、産地により異なるため、ＬＮＧタンク１０Ａによっては、最低熱量を下回るＬＮＧが供給される場合がある。したがって、例えば産地の違いによる構成成分の違いにより、ＬＮＧタンク１０Ａａに貯蔵されているＬＮＧは最低熱量を上回っているがＬＮＧタンク１０Ａｂに貯蔵されているＬＮＧは最低熱量を下回っているという場合に、ＬＮＧ供給源がＬＮＧタンク１０ＡａからＬＮＧタンク１０Ａｂに切替えられると、図６（ａ）に示す熱量変動が発生する。
【００２０】
このような場合、気化ガス製造システム１Ａは、フィードバック制御により石油ガスを混合することで熱量を調整する。図６（ｂ）は石油ガスタンク接続点Ｐ２Ａの下流における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。すなわち、図６（ａ）において、熱量変動前は天然ガスのみで最低熱量を上回っていたため、熱量調整を行う必要はなかった。しかし、熱量変動が生じたことにより、供給ガスの熱量が最低熱量を下回ったことを熱量計２５Ａの計測値を通じて流量制御部ＦＣ１Ａが検知すると、流量制御部ＦＣ１Ａは、フィードバック制御により石油ガス供給弁２２Ａのバルブを開くよう制御を行う。これにより石油ガスを混合することで、石油ガスタンク接続点Ｐ２Ａの下流における払出ガスの熱量が最低熱量以上になるように熱量調整を行う（図６（ｂ）「ＦＢ制御追従」）。このような制御により、気化ガス製造システム１Ａからの払出ガスは、最低熱量以上の熱量を有することが保証される。
【００２１】
しかし、上記気化ガス製造システム１Ａは熱量計２５Ａの測定値に基づくフィードバック制御で熱量調整を行っているため、当該システムでは、図６（ｂ）に示す大幅な応答遅れが生じることを避けられない。すなわち、構造上、フィードバック制御を行うのみでは、熱量を追従して所定の範囲に収めることはできても、ＬＮＧの熱量に急激な変化があった場合に払出ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収めることは難しかった。
【００２２】
〔検討技術Ｂ：気化ガス製造システム１Ｂ〕
そこで図６に係る気化ガス製造システム１Ａを改良した技術が図７である。図７に係る気化ガス製造システム１Ｂは、図６に係る気化ガス製造システム１Ａの構成に加え、ＬＮＧ気化器Ｂ１の下流にミキシングタンクＴ１Ｂを設置して、タンク切替時の熱量変動を緩和している。また、ミキシングタンクＴ１Ｂの下流かつＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの上流にミキシングタンクＴ１Ｂからの送出ガスの熱量を測定する天然ガス熱量計１５Ｂ及び天然ガス流量計１６Ｂを設け、天然ガス熱量計１５Ｂ及び天然ガス流量計１６Ｂの測定値に基づいて流量制御部ＦＣ１ＢがＬＰＧ供給弁２２Ｂのフィードフォワード制御を行う。さらに、最低熱量を下回るオフスペックガスが導管Ｌ２Ｂに送出されるのを防止すべく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流にオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを加えたものである。
【００２３】
このように構成した気化ガス製造システム１Ｂの各点における熱量変動の様子を図７に基づいて説明する。
【００２４】
図７（ａ）は、ＬＮＧ気化器Ｂ１での気化後かつミキシングタンクＴ１Ｂでの混合前における熱量変動緩和前の払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。図７（ａ）の挙動は、先述の図６（ａ）の挙動と同一である。ここまでにおいて、気化ガス製造システム１Ａ、１Ｂに違いはない。
【００２５】
図７（ｂ）は、熱量変動緩和用ミキシングタンクＴ１Ｂからの送出後、石油ガス混合前における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図であり、天然ガス熱量計１５Ｂで計測される熱量の変動を示すグラフ図である。払出ラインＬ１ＢにミキシングタンクＴ１Ｂを設置した場合、ミキシングタンクＴ１Ｂから送出される天然ガスについて、ＬＮＧタンク切替により供給されるＬＮＧの熱量が大幅に低下した場合でも、ミキシングタンクＴ１Ｂでの混合による熱量変動緩和効果により、ミキシングタンクＴ１Ｂの下流では、ＬＮＧタンク切替による熱量の低下は、急激にではなく、緩やかに現れる。
【００２６】
また、天然ガス熱量計１５Ｂの計測値は、石油ガス供給弁２２Ｂのフィードフォワード制御に用いられる。すなわち、天然ガス熱量計１５Ｂの計測値に基づき、流量制御部ＦＣ１Ｂが天然ガスの熱量の低下を検知した場合、流量制御部ＦＣ１Ｂは石油ガス供給弁２２Ｂのバルブ開度を上げるよう弁開制御し、それにより石油ガス添加量を増加させ、天然ガス・石油ガス混合ガスの熱量を増加させる。これにより、天然ガス・石油ガス混合ガスは常に一定以上（最低熱量以上）の熱量を有することになる。
【００２７】
図７（ｃ）は、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流かつオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂの上流における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。この時点で計測されるのは天然ガスと石油ガスの混合ガスの熱量であるため、上記で説明したように、フィードフォワード制御の効果により、当該点での払出ガスは、基本的に常に最低熱量以上の熱量を有している。
【００２８】
ただし、このように熱量調整制御を行った場合でも、停電や熱量調整設備の異常等により、最低熱量を下回る熱量未調整のオフスペックガスが送出される場合がある。そこで当該システム１Ｂでは、オフスペックガスの導管Ｌ２Ｂへの送出を防止すべく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流かつ導管Ｌ２Ｂの上流にオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを備え、適切な熱量のガスとの混合により熱量を上げた上で導管Ｌ２Ｂに供給している。
【００２９】
しかし、このようなミキシングタンクＴ１Ｂ、オフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを備えた場合の課題として、ミキシングタンクＴ１Ｂ、オフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂはいずれも気化後のガスの状態（気体状態）でミキシングを行うため、液体状態でのミキシングに比べ、大容量の設備が必要になるという欠点がある。例えば圧力が４ＭＰａＧの場合、液体状態での密度が約４５０ｋｇ／ｍ3であるのに対し、ガス（気体）状態での密度は約３５ｋｇ／ｍ3に過ぎず、ガス（気体）の容積効率は液体に比べて大幅に悪い。
【００３０】
本願発明は上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、幅広い熱量のＬＮＧを取り扱う複数のＬＮＧタンクを備えた気化ガス製造システムにおいて、ＬＮＧタンク切替などにより受入ＬＮＧ熱量が急激に変動した場合でも、常時所定の熱量範囲内にガス熱量を調整制御できる気化ガス製造システムを提供する点にある。また、熱量調整設備の異常を想定し、ガス品質保証対策を行った気化ガス製造システムを提供する点にある。
【課題を解決するための手段】
【００３１】
上記目的を達成するための本願発明に係る気化ガス製造システムの特徴構成は、下流側で導管に接続された払出ラインと、前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、前記ＬＮＧタンク接続点より上流側に複数のＬＮＧタンクを備えるとともに、複数のＬＮＧタンク間で前記払出ラインに接続されるＬＮＧタンクを切替える切替手段を備え、前記ＬＮＧタンク接続点の下流かつ前記ＬＰＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点の上流の前記払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段及びＬＮＧ流量計測手段とを設置し、前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段を設け、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側に、前記払出液化ガスを気化する前記気化器を設け、導入される液化ガスを混合するとともに、一部貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンクを、前記ＬＮＧタンク接続点から前記気化器までの間に設け、前記気化器で気化した払出気化ガスを前記払出ラインを通じて前記導管に供給する点にある。
【００３２】
上記構成の気化ガス製造システムでは、増熱処理を天然ガス及び石油ガスがともに液体状態であるＬＮＧ、ＬＰＧの状態で行う。そして、当該増熱制御は、増熱前のＬＮＧの熱量及び流量を各計測手段で計測し、流量制御弁等のＬＰＧ供給制御機構で実行する。
また、当該増熱制御は、ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、ＬＰＧタンク接続点より下流側の払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御で実行するため、ＬＮＧ側の熱量変動を予測して、その変動を吸収するようにＬＰＧを供給する。したがって、結果的に、ＬＰＧタンク接続点より下流側に払い出される液化ガスの熱量変動を小さく抑えることができる。なお、ここで目標熱量とは、混合ガス（ＬＰＧタンク接続点より下流側の払出液化ガス）に期待する熱量を言う。目標熱量は所定の熱量基準等に基づいて定められる。
さらに、幅広い熱量のＬＮＧを取り扱う複数のＬＮＧタンクを備えた気化ガス製造システムにおいて、切替手段が働いてＬＮＧタンク切替等により受入ＬＮＧ熱量が急激に変化した場合でも、上述の熱量制御の効果に加えて、気化器上流に備えた調整タンクにより、前記ＬＮＧタンク切替等に伴う熱量変動を緩和することができる。その結果、気化器から得られる気化ガスの熱量を常時所定の熱量の範囲に熱量調整制御することができる。
加えて、上記の特徴構成によれば、増熱制御機能部及び調整タンク部ともに液液状態でガスを取り扱うため、従来のガスガス状態での取り扱いに比べ、設備の占有容積を大幅に削減することができる。したがって、従来の構成に比べ、気化ガス製造システムのオンサイトへの設置が容易となる。
【００３３】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記払出ラインにおいて、前記気化器に導入される前記払出液化ガスの熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段を設置し、前記調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ前記気化器の上流でオフスペック戻しラインを前記払出ラインに接続し、前記調整後液化ガス熱量計測手段の測定値が所定の範囲内でない場合は、前記オフスペック戻しラインを通じて前記払出液化ガスをオフスペック戻し先に戻す点にある。
【００３４】
上記の特徴構成によれば、気化器に導入される払出液化ガス（熱量調整を行った液化混合ガス）の熱量が所定の熱量範囲に満たない場合は、当該液化ガスを下流の気化器及び導管に供給することなく、オフスペック戻しラインを通じて回収する。これにより、熱量調整設備に異常が発生した場合でも、オフスペック戻しラインを通じてガス品質を保証できる。
また、上記の特徴構成によれば、オフスペック戻しラインを通じてオフスペック液化ガスを回収できるため、気化器下流にオフスペックガス送出防止用タンクを設置する必要がなくなる。
さらに、上記の特徴構成によれば、液液熱量調整による液体状態の混合ガスについて、当該混合ガスの気化前にオフスペック戻しラインを通じてガス品質保証対策を行うため、当該混合ガスの気化後にガス品質保証対策を行う場合に比べ、その後に気化器や配管があるという設備構成としてのゆとりを生じる。加えて、気体状態のガスの移動速度は毎秒約３０ｍほどであるが、液体状態であれば毎秒４ｍ程度であることから、対応までの時間的な猶予を生み出すこともできる。
【００３５】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記オフスペック戻し先が、前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＰＧタンクのいずれとも異なる設備でもよい点にある。
【００３６】
上記の特徴構成によれば、例えば最低熱量に満たなかったため気化器及び導管に供給されなかったガスをオフスペック液化ガスとして供給元のＬＮＧタンク及びＬＰＧタンクとは異なる設備に戻すことができるため、その後分離して供給元のＬＮＧタンクもしくはＬＰＧタンクに戻すか、或いはその他の用途に使用するか等のように、オフスペックガスの用途や、下流の設備構成を選択する余地が生まれる。
【００３７】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記ＬＰＧタンク接続点の下流の前記払出ライン上に前記払出ラインを流れる前記払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段を設置し、前記ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量を制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段を設けた点にある。
【００３８】
上記の特徴構成によれば、ＬＮＧの熱量に基づくＬＰＧ供給量のフィードフォワード制御に加えて、ＬＰＧ添加後の払出液化ガス（液体状態にある混合ガス）の熱量に基づいてＬＰＧ供給量の調整を行うフィードバック制御を行うため、フィードフォワード制御による制御のずれをフィードバック制御により補正することができる。これにより、より適切なＬＰＧ供給制御を行うことができる。
【００３９】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記調整タンクが口径の異なる複数の入口ノズルを有し、前記調整タンクに導入される前記液化ガスの流量に基づいて、前記入口ノズルから前記調整タンク内に導入される液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク内に導入させる点にある。
【００４０】
上記の特徴構成によれば、本願発明に係る熱量調整は、混合対象が液体であり、粘性を有するため、完全混合に近い混合を得るためには十分なノズル流速が要求されるところ、調整タンクに導入される液化ガスの流量毎に口径の異なるノズルを切替えることで、当該調整タンクにおいて混合に必要な十分なノズル流速を確保することができる。すなわち、調整タンクに導入される液化ガスが小流量の場合は、口径の小さい入口ノズルから導入することでノズル流速を確保し、十分な混合を実現する一方で、払出ガスが大流量の場合は、口径の大きい入口ノズルから導入することでノズル流速を抑え、ノズル流速が上昇した際に生じる設備振動により問題が生じることを回避する。
【図面の簡単な説明】
【００４１】
【図１】本願発明に係る都市ガス製造システムの構成例を示す説明図である。
【図２】熱量二極化及び低熱量化を背景とする熱量調整制御の必要性を示す説明図である。
【図３】ＬＮＧの流量と混合ガスの熱量（混合状態）の関係を示すグラフ図である。
【図４】本願発明に係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【図５】本願発明に係る都市ガス製造システムの別構成例を示す説明図である。
【図６】検討技術Ａに係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【図７】検討技術Ｂに係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【発明を実施するための形態】
【００４２】
以下では、本願発明に係る都市ガス製造システム（気化ガス製造システムの一例）の実施形態を図面に基づいて説明する。
【００４３】
〔概略構成〕
図１は、本願発明に係る都市ガス製造システムの構成例を示す説明図である。
都市ガス製造システムは、下流側で導管Ｌ２に接続された払出ラインＬ１と、払出ラインＬ１の上流側に接続されるＬＮＧタンク１０と、ＬＮＧタンク１０の払出ラインＬ１への接続点であるＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構（具体的にはＬＰＧ供給制御弁２２）を介して払出ラインＬ１に接続されたＬＰＧタンク２０と、払出ラインＬ１に設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器４０とを備えて構成されている。
【００４４】
また、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１より上流側に複数のＬＮＧタンク１０を備えるとともに、複数のＬＮＧタンク１０間で払出ラインＬ１に接続されるＬＮＧタンク１０を切替える切替手段（具体的には開閉弁からなるＬＮＧ供給弁１２）を備え、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつＬＰＧタンク２０の払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流の払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段（具体的にはＬＮＧ熱量計１５）及びＬＮＧ流量計測手段（具体的にはＬＮＧ流量計１６）とが設置されている。
【００４５】
さらに、前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構によりＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段（具体的には流量制御部ＦＣ１）を設け、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側に、払出液化ガスを気化する気化器４０が設けられている。
【００４６】
そして、導入される払出液化ガスを混合するとともに一部を貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンク３０をＬＮＧタンク接続点Ｐ１から気化器４０までの間に設けている。その結果、気化器４０で気化した払出気化ガスを払出ラインＬ１を通じて導管Ｌ２に供給することができる。
【００４７】
また、払出ラインＬ１において、調整タンク３０の下流に調整タンク３０からの払出液化ガス（調整後液化ガス）の熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段（具体的には調整後液化ガス熱量計３５）を設置し、この調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ気化器４０の上流でオフスペック戻しラインＬ３を払出ラインＬ１に接続している。そして、調整後液化ガス熱量計測手段の測定値が所定の範囲内でない場合は、オフスペック戻しラインＬ３を通じて払出液化ガスをオフスペック戻し先５０に戻す構成を採用している。本構成例では、ＬＮＧタンク１０及びＬＰＧタンク２０のいずれとも異なる設備であるオフスペック戻しタンクをオフスペック戻し先５０としている。
【００４８】
さらに、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の前記払出ラインＬ１上に払出ラインＬ１を流れる払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段（具体的にはＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５）を設置し、このＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構（ＬＰＧ供給制御弁２２）によりＬＰＧの供給量を制御し、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガス（ＬＰＧ添加後液化ガス）の熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段（具体的には、前記流量制御部ＦＣ１がこの制御手段としても働く）が設けられている。
【００４９】
また、前記調整タンク３０が口径の異なる複数の入口ノズル３２（３２ａ、３２ｂ）を有し（図１には、この入口ノズル３２ａ、３２ｂに接続される切替弁３１ａ、３１ｂを備えた並列配置の管路を示している）、調整タンク３０に導入される液化ガスの流量に基づいて、入口ノズル３２から調整タンク３０内に導入する液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク３０内に導入させる構成を採用している。
【００５０】
以上で説明したように、都市ガスの原料となるＬＮＧは、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）に蓄えられており、供給元とするタンクを切替えるＬＮＧポンプ１１（１１ａ、１１ｂ、・・・）、ＬＮＧ供給弁１２（１２ａ、１２ｂ、・・・）を経て払出ラインＬ１に供給される。
【００５１】
この都市ガス製造システム１では、通常、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）から払出ラインＬ１にＬＮＧを供給する同時供給形態として払出しており、ＬＮＧポンプ１１（１１ａ、１１ｂ、・・・）、ＬＮＧ供給弁１２（１２ａ、１２ｂ、・・・）及びその切替制御装置（図示省略）が本願にいう切替手段を構成する。そして、本願発明に係る熱量制御は、このようなＬＮＧ供給元のＬＮＧタンク１０からの払出流量バランスが崩れた場合や、ＬＮＧポンプ１１やＬＮＧ供給弁１２が故障停止した場合等に生じる熱量の急激な変動への対応を課題としている。
【００５２】
以下、システムの主要な機能の詳細について説明する。
〔フィードフォワード制御による熱量調整〕
これまでも説明してきたように、ＬＮＧの熱量はＬＮＧタンク１０毎に異なる。したがって、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）をＬＮＧの供給元とする場合、供給元となるＬＮＧタンク１０の切替により熱量調整前のＬＮＧの熱量が急変する場合がある。しかし、都市ガスとして導管Ｌ２に供給するには、供給するガスの熱量が所定の熱量範囲であることが要求されるため、ＬＮＧタンク切替などで熱量調整前のＬＮＧの熱量が急変した場合でも、熱量調整後の送出ガスの熱量は常時所定の熱量範囲内に制御される必要がある。そこで本願発明では、そのような熱量調整制御を行うべく、ＬＰＧの添加に際してＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の計測値に基づいて演算を行い、ＬＰＧの添加タイミング及び必要なＬＰＧ添加量を計算するフィードフォワード制御を行っている。
【００５３】
すなわち、ＬＮＧに添加されるＬＰＧは、ＬＰＧポンプ２１、ＬＰＧ供給量を調整するＬＰＧ供給弁２２を介してＬＰＧタンク２０から供給されるところ、本願発明では、ＬＮＧタンク１０から払出ラインＬ１に供給されたＬＮＧの熱量及び流量を払出ラインＬ１上に設置されたＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６により計測し、流量制御部ＦＣ１は当該計測値に基づいて、当該計測されたＬＮＧが払出ラインＬ１へのＬＰＧタンク２０からの接続点でありＬＮＧとＬＰＧが混合されるＬＰＧタンク接続点Ｐ２に到達するまでの遅れ時間Ｔ及び所定の熱量に増熱するために必要なＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧを算出し、算出した遅れ時間Ｔ及びＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧに基づいてＬＰＧ供給弁２２のバルブ開閉タイミング及びバルブ開度を調整し、ＬＰＧ添加量を調整する。この制御はＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガス（ＬＰＧ添加後液化ガス）の熱量が目標熱量となるようにフィードフォワード制御を実行するものである。
【００５４】
具体的には、払出ラインＬ１を流れるＬＮＧの体積流量をＦ［ｍ3／ｈ］、ＬＮＧが流れる払出ラインＬ１の配管の断面積をＳ［ｍ2］、ＬＮＧを計測したＬＮＧ流量計１６の設置点からＬＰＧタンク接続点Ｐ２までの配管長をＬ［ｍ］とすると、遅れ時間Ｔは以下の式で算出される。
遅れ時間Ｔ＝Ｌ÷（Ｆ／Ｓ）［時間］＝Ｌ÷（Ｆ／Ｓ）×３，６００［秒］
【００５５】
また、必要なＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧ［ｔ／ｈ］は、計測されたＬＮＧ流量をＦ＿ＬＮＧ［ｔ／ｈ］、演算により算出されるＬＮＧの熱量をＱ＿ＬＮＧ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］、既知のＬＮＧの産気係数をＺ＿ＬＮＧ、ＬＰＧの産気係数をＺ＿ＬＰＧ、ＬＰＧの熱量をＱ＿ＬＰＧ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］、ＬＰＧ添加後のＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスに期待する熱量（目標熱量）をＱ＿ｓｅｔ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］とすると、以下の式から算出される。
Ｆ＿ＬＮＧ×Ｚ＿ＬＮＧ×Ｑ＿ＬＮＧ＋Ｆ＿ＬＰＧ×Ｚ＿ＬＰＧ×Ｑ＿ＬＰＧ
＝（Ｆ＿ＬＮＧ×Ｚ＿ＬＮＧ＋Ｆ＿ＬＰＧ×Ｚ＿ＬＰＧ）×Ｑ＿ｓｅｔ
【００５６】
また、本願発明に係る都市ガス製造システム１は、上記ＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の計測値に基づくフィードフォワード制御だけでなく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の払出ラインＬ１上にＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５を設置し、流量制御部ＦＣ１において、当該熱量計２５の計測値に基づきＬＰＧ添加後ガスの熱量を算出し、ＬＰＧ供給量を補正するフィードバック制御を併せて行う。すなわち、フィードフォワード制御による制御のずれをフィードバック制御により補正することで、より適切な熱量調整を行う。
【００５７】
〔調整タンクによる混合〕
ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の払出ラインＬ１上には、熱量変動の緩和を目的として、調整タンク３０を設ける。図１から伺えるように、この段階ではＬＮＧ、ＬＰＧとも気化器４０を経ておらず、ともにまだ液体状態である。すなわち、本構成に係る調整タンク３０では、液体状態のＬＮＧ、ＬＰＧを混合する。このように、ＬＮＧ、ＬＰＧを液体状態で混合することで（液液方式）、天然ガス、石油ガスを気体状態で混合する場合に比べ（ガスガス方式）、タンクに必要な容量を大幅に削減することができる。具体的な実施例では、従来のガスガス方式で容量１０５ｍ3のタンクが１３基必要であったところ、液体状態で混合を行う調整タンクを用いることで、容量１５ｍ3のタンク３基で対応が可能となった。
【００５８】
また、液体は気体に比べ一般に粘性が大きく、混合しづらいという性質を持つため、液体状態で混合を行う調整タンク３０では、流量レンジ別にノズルを設け、運用に合わせて切替える構成にするとよい。ノズル流速が混合性能に与える影響が大きいためである。以下、図３のＬＮＧ流量と混合ガス熱量（混合状態）の関係を示すグラフ図に基づいてこれを説明する。
【００５９】
図３（ａ）は、縦軸を熱量、横軸を時間とし、本願発明に係る調整タンク３０において、口径１５０Ａの大流量用ノズルから流量３００ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。ＬＮＧの流量が３００ｔ／ｈと大流量の場合は、口径１５０Ａを通じてガスを混入した場合でもノズル流速は１０．３ｍ／ｓに及ぶ。この場合、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは、完全混合された場合のガス熱量とほぼ一致する。
【００６０】
一方、図３（ｃ）は、本願発明に係る調整タンク３０において、口径１５０Ａの大流量用ノズルから流量１２０ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。ＬＮＧの流量が１２０ｔ／ｈと小流量になると、口径１５０Ａを通じた混入では、ノズル流速が２．６ｍ／ｓと低下する。その結果、調整タンク３０内における強制対流の影響が弱まり、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは完全混合された場合のガス熱量から逸脱する。すなわち、単一のノズルからＬＮＧを導入する場合、低流量域ではノズル流速の確保が困難となり、混合状態が完全混合から逸脱してしまう場合がある。
【００６１】
そこで上述したように、幅広い流量を扱う調整タンク３０では、流量レンジ別に複数のノズルを設け、運用に合わせてノズルを切替える構成にするとよい。図３（ｂ）は、本願発明に係る調整タンクにおいて、口径１００Ａの小流量用ノズルから流量１２０ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。当該小流量用ノズルによれば、流量１２０ｔ／ｈの場合でも、４．５ｍ／ｓのノズル流速が確保される。その結果、ＬＮＧ流量が１２０ｔ／ｈでも、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは完全混合された場合のガス熱量とほぼ一致する。
【００６２】
上記に従い、図１の構成例では、熱量変動緩和用調整タンク３０に４０ｔ／ｈ〜１２０ｔ／ｈの小流量を対象とする小流量用入口ノズル、１００ｔ／ｈ〜３００ｔ／ｈの大流量を対象とする大流量用入口ノズルの２つの入口ノズル及び各々のノズルの弁開／弁閉を行う仕切弁３１ａ、３１ｂを設け、ＬＮＧ流量計１６の計測値に応じて流量制御部ＦＣ２が仕切弁３１ａ、３１ｂの弁開／弁閉制御を行う構成としている。
【００６３】
〔ガス品質保証対策〕
調整タンク３０での混合を経たＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは、気化器４０に払い出されるが、調整タンク３０の下流かつ気化器４０への上流の払出ラインＬ１に設置された調整後液化ガス熱量計３５の計測値に基づき、流量制御部ＦＣ３は、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲にあるかどうかを判断する。
【００６４】
そして、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲でないと判断した場合は、流量制御部ＦＣ３は、気化器４０への弁４１を閉じ、オフスペック戻しラインＬ３の弁５１を開くように弁閉／弁開制御を行う。これにより、当該混合ガスはオフスペック戻しライン接続点Ｐ３で払出ラインＬ１に接続されたオフスペック戻しラインＬ３を通じてオフスペック戻し先５０に戻されるため、都市ガスとして導管Ｌ２に供給されるのを防ぐことができる。
【００６５】
一方、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲と判断した場合は、流量制御部ＦＣ３は、オフスペック戻しラインＬ３の弁５１を閉じ、気化器４０への弁４１を開くように弁閉／弁開制御を行う。これによりＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは気化器４０に導入され、気化器４０で気化され、製品ガスとして払出ラインＬ１を経て、導管Ｌ２に供給される。本構成例ではこのように、調整後液化ガス熱量計３５及びオフスペック戻しラインＬ３を利用して、ガス品質保証対策を行っている。
【００６６】
なお、オフスペック戻し先５０は、ＬＮＧ、ＬＰＧの供給源であるＬＮＧタンク１０、ＬＰＧタンク２０であってもよいし、これらとは全く別の戻し先であってもよい。また、オフスペック戻し先５０に導入されたガスは、例えばＬＮＧ熱量計１５の上流から払出ラインＬ１に還流され、都市ガスの製造に利用されるように構成してもよい。
【００６７】
さらに、オフスペック戻しラインＬ３の活用方法として、オフスペック液化ガスをオフスペック戻し先５０に導入する他、都市ガス製造システム１に常に一定以上の流量のガスが流れていることを保証すべく、ＬＮＧ流量計１６の測定値に基づいて弁５１の弁開／弁閉制御を行う流量制御部ＦＣ４のミニマム制御において、余剰なガスをＬＮＧタンク１０やオフスペック戻し先５０に還流させるためのラインとして使用してもよい。
【００６８】
〔本願発明の効果〕
以下、図４に基づいて本願発明の作用効果を説明する。図４は本願発明に係る気化ガス製造システムの各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【００６９】
ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流で払出ラインＬ１上に設置されたＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の点における熱量変動の様子は図４（ａ）に示す通りである。図４（ａ）における熱量変動の様子は、先に説明した検討技術Ａ、Ｂにおける図６（ａ）、図７（ａ）と同様である。特定時点において熱量変動が起こり、ガス熱量は最低熱量を下回っているが、図６（ａ）、図７（ａ）と同様、これは例えば、ＬＮＧタンク切替に起因するものである。
【００７０】
図４（ｂ）は、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流かつ熱量変動緩和用調整タンク３０の上流で払出ラインＬ１上に設置されたＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５の点における熱量変動の様子である。本願発明に係る気化ガス製造システム１では、ＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の測定値に基づいてＬＰＧ供給弁２２のフィードフォワード制御を行っているため、ＬＮＧ熱量計１５の計測値に基づいてＬＮＧの熱量低下を検知すると、ＬＰＧ供給弁２２のバルブ開度を上げ、ＬＰＧ添加量を増加させることでＬＰＧ添加後液化ガスの熱量を増加させる。
【００７１】
この様子を示したものが図４（ｂ）である。図４（ｂ）では、熱量変動の発生後、フィードフォワード制御による追従により、ＬＰＧ添加量を増加させることでＬＰＧ添加後液化ガスの熱量が徐々に増加し、最低熱量を超えている。
【００７２】
なお、本願発明に係る図４（ｂ）のフィードフォワード制御では、フィードバック制御のみを行う図６（ｂ）の従来技術と異なり、熱量調整のためのＬＰＧ添加量（ＬＰＧ供給弁２２のバルブ開度）だけでなく、遅れ時間Ｔの算出に基づくＬＰＧ供給弁２２のバルブ開閉タイミングも制御の対象としている（〔００５２〕〔フィードフォワード制御による熱量調整〕で先述）。したがって、熱量変動への追従は、従来技術である図６（ｂ）のフィードバック制御における「応答遅れ」がほぼ見られないほどに迅速に行われる。（但し、このような制御を行った場合でも、制御タイミングにずれが生じることは避けられないため、例えば図６（ｂ）「追従のずれ」に見られる程度の、１秒未満程度のずれは発生する。）
【００７３】
図４（ｃ）は、熱量変動緩和用調整タンク３０の下流かつ気化器４０の上流で払出ラインＬ１上に設置された調整後液化ガス熱量計３５の点における熱量変動の様子である。図４（ｃ）に示されるガス熱量の変動は、図４（ｂ）の点以降、熱量変動緩和用調整タンク３０を経たものであり、当該タンク３０の効果を表すものである。図４（ｃ）では、調整タンク３０の効果により熱量変動後の熱量低下が緩和され、熱量低下はするものの、払出ガス熱量は常に最低熱量を超えている。
【００７４】
また、上記以外の効果として、本願発明に係る調整タンク３０では、ＬＮＧ・ＬＰＧの混合による熱量調整をいわゆる液液方式で行っているため、気化後のＬＮＧ・ＬＰＧ（天然ガス・石油ガス）を混合する場合に比べて、調整タンク３０の容量が小さく済む点は先述の通りである。
【００７５】
調整タンク３０を経たＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは、調整後液化ガス熱量計３５の測定値から算出される調整後液化ガスの熱量が所定の最低熱量を超えている場合は、気化器４０で気化され、導管Ｌ２に供給される。一方、調整後液化ガスの熱量が最低熱量を超えない場合は、調整タンク３０の下流かつ気化器４０の上流のオフスペック戻しライン接続点Ｐ３で払出ラインＬ１に接続されたオフスペック戻しラインＬ３を通じてオフスペック戻し先５０に払い出される。
【００７６】
本願発明ではこのように、所定の熱量範囲に収まらないオフスペック液化ガスは、オフスペック戻しラインＬ３を通じて回収する。これにより、図７の従来技術Ｂにおいて、オフスペックガスの導管Ｌ２への送出を防止すべく導管Ｌ２の上流に配置されていたオフスペックガス送出防止用調整タンクＴ２Ｂを不要化しつつ、熱量調整設備異常等により調整後液化ガスの熱量が最低熱量を下回った場合は当該調整後液化ガスを回収するガス品質保証対策設備を備えた気化ガス製造システムを構成することができる。
【００７７】
〔別構成例〕
図５に本願発明に係る気化ガス製造システムの別の構成例を示す。図５に係る気化ガス製造システム１Ｄは、図１に係る気化ガス製造システム１の熱量変動緩和用調整タンク３０の設置箇所を変えたものである。
図１では熱量変動緩和用調整タンク３０をＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流かつ気化器４０の上流の払出ラインＬ１上に配置したが、調整タンク３０の配置は、熱量変動緩和という目的を果たせる位置であればよい。例えば熱量変動の主な原因がＬＮＧタンク１０の切替に基づくＬＮＧ熱量の変動である場合は、調整タンク３０はＬＮＧタンク切替点の下流、すなわちＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流に配置されていればよい。
また、調整タンクの採用によるタンク容量の小型化という目的を果たすためには、調整タンク３０はＬＮＧ及びＬＰＧの気化以前、すなわち、気化器４０の上流に配置されていればよい。
したがって、例えば熱量変動の主な原因がＬＮＧタンク１０の切替に基づくＬＮＧ熱量の変動である場合は、図５のように、調整タンク３０は、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつ気化器４０の上流であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流に配置してもよい。
【符号の説明】
【００７８】
１ 気化ガス製造システム
１０ ＬＮＧタンク
１２ ＬＮＧ供給弁（切替手段）
１５ ＬＮＧ熱量計（ＬＮＧ熱量計測手段）
１６ ＬＮＧ流量計（ＬＮＧ流量計測手段）
２０ ＬＰＧタンク
２２ ＬＰＧ供給制御弁（ＬＰＧ供給制御機構）
２５ ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計（ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段）
３０ 調整タンク
３２ 入口ノズル
３５ 調整後液化ガス熱量計（調整後液化ガス熱量計測手段）
４０ 気化器
５０ オフスペック戻し先
Ｌ１ 払出ライン
Ｌ２ 導管
Ｌ３ オフスペック戻しライン
Ｐ１ ＬＮＧタンク接続点
Ｐ２ ＬＰＧタンク接続点
Ｐ３ オフスペック戻しライン接続点
【技術分野】
【０００１】
本願発明は、下流側で導管に接続された払出ラインと、前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、通常、極低温状態で液化されたＬＮＧ（液化天然ガス）として貯蔵され、その消費にあたり、必要量が気化器により常温の天然ガスに気化されて供給される。
【０００３】
しかし、天然ガスはそれぞれ固有の熱量値を示す主成分メタン、副成分エタン、プロパン等の主としてパラフイン系同族体から成る多成分系のガスであるため、その熱量は一定しておらず、産地により異なる。即ち天然ガスの熱量は、前記各成分の組成の違いによりばらつきがある。
【０００４】
一方、天然ガスを主成分とする都市ガスを供給する場合、都市ガスに求められる熱量が通常の天然ガスの熱量より高いため、熱量の高い成分を添加する等の増熱処理を施して需要地に供給を行っている。
【０００５】
このような熱量調整を行なう技術として、従来から、熱量の高いＬＰＧをＬＮＧに混合して増熱天然ガスを製造することが行われている（例えば特許文献１、２）。
【０００６】
特許文献１に開示の技術では、ＬＮＧタンク１から払出されるＬＮＧを気化器３で気化し、ミキシングタンク５を経た後、増熱処理を行っている。この技術では、増熱制御の形態は、ミキシングタンク５に導入される前の天然ガスの熱量に基づいたフィードフォワード制御とされている。
【０００７】
特許文献２に開示の技術では、ＬＮＧタンクから払出されるＬＮＧ１、ＬＰＧタンクから払出されるＬＰＧ２をともに液体の状態で混合して増熱処理を行っている。この技術では、増熱制御の形態は、ＬＮＧ・ＬＰＧの混合後の混合ガスの熱量に基づいたフィードバック制御とされている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特公平５−２２８１５号公報
【特許文献２】特公平２−１３０００号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
今日、都市ガスの主成分であるＬＮＧの供給元は、従来より格段に広がりつつある。そして、そのような供給元の拡大に伴って、供給されるＬＮＧの熱量のばらつきが大きくなっている。したがって、これまで供給されてきたＬＮＧの熱量変動幅から大きく逸脱したＬＮＧを原料として使用しながら、所定の熱量基準を満たす製品ガスを得る必要が生じる。
【００１０】
ここで、図２に示すように、従来受け入れられてきたＬＮＧの熱量は、例えば最低熱量が４４．２ＭＪ、最高熱量が４５．５ＭＪ、平均約４４．６ＭＪと、基本的に所定の熱量管理範囲に収まるものであった。
【００１１】
しかし、上記のように、今後は幅広い熱量のＬＮＧを取り扱うことになる。その結果、熱量の二極化及び低熱量化が進展し、今後の受入ＬＮＧの熱量幅は、例えば最低熱量が４２．０ＭＪ、最高熱量が４５．５ＭＪ、平均熱量が約４３．４ＭＪ程度になると想定される。このような状況では、所定の熱量管理範囲外である４２．０ＭＪ〜４４．０ＭＪのＬＮＧが供給された場合は、増熱ガスの添加等による熱量調整が必要となる。
【００１２】
さらに、例えば特定のＬＮＧタンクから別のＬＮＧタンクにＬＮＧの供給元を切替えた場合に、製品ガスを都市ガスとして供給するためには、受入ＬＮＧ熱量が急激に変化した場合でも、供給ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収める熱量調整制御を行えることが必要となる。
【００１３】
加えて、図２に示すように、今後の受入ＬＮＧで想定される平均熱量（約４３．４ＭＪ）は法定の最低熱量（４４．０ＭＪ）を下回っている。すなわち、今後は最低熱量を下回る熱量のＬＮＧを大量に取り扱うことが想定される。よって、今後の気化ガス製造システムでは、熱量調整を行わなければガス送出を行えない。したがって、今後の気化ガス製造システムでは、常時熱量調整制御を行えるとともに、熱量調整設備に異常が発生した場合でもガス品質を保証できるガス品質保証対策設備が必要となる。
【００１４】
ここで従来技術を確認すると、特許文献２に示された増熱天然ガス製造装置は、液熱量計５の測定値に従いフィードバック制御によりＬＮＧ及びＬＰＧの流量を調整する装置であるため、構造上必然的に応答遅れを伴うものである。したがって、特許文献２に示された増熱天然ガス製造装置では、ＬＮＧの熱量に急激な変化があった場合、供給ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収める熱量調整制御を行うことは難しかった。
【００１５】
また、特許文献２の増熱天然ガス製造装置、特許文献１の熱量調整装置はともに複数のＬＮＧタンクを想定したものでないため、熱量二極化・低熱量化及び複数のＬＮＧタンクの切替による受入ＬＮＧ熱量の急激な変動等への対策を十分に行ったものとは言えない。
【００１６】
そこで、以下、ＬＮＧ及びＬＰＧをともに気体状態の天然ガス及び石油ガスとし、その後フィードバック制御で熱量調整を行う構成を基礎として、ＬＮＧ供給元を切替えた場合の影響について発明者らが行った検討を図６、図７を用いて説明する。
【００１７】
〔検討技術Ａ：気化ガス製造システム１Ａ〕
図６はフィードバック制御を行う従来の気化ガス製造システム１Ａにおける熱量調整制御の様子である。図６の気化ガス製造システム１Ａは、ＬＮＧ供給源である複数のＬＮＧタンク１０Ａ（１０Ａａ、１０Ａｂ、・・・）及びＬＰＧ供給源であるＬＰＧタンク２０Ａを備え、ＬＮＧ及びＬＰＧを気化後、気化後の天然ガスと石油ガスとを混合して熱量調整を行ういわゆるガスガス方式で熱量調整を行う。当該システム１Ａでは、天然ガスと石油ガスを混合後、天然ガスと石油ガスの混合点であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ａの下流の払出ライン上に設置された石油ガス添加後ガス熱量計２５Ａで混合ガスの熱量を測定し、測定された熱量に基づいて石油ガス供給弁２２Ａのバルブ開度を調整するフィードバック制御により製造ガスの熱量調整を行っている。
【００１８】
図６（ａ）（ｂ）は、縦軸を熱量、横軸を時間とし、気化ガス製造システム１Ａの各点における熱量変動の様子を示したグラフ図である。図６（ａ）（ｂ）中の４４ＭＪの破線は、都市ガスとして導管に供給するために要求される最低熱量を示しており、導管Ｌ２Ａに供給されるガスは、当該熱量を上回る必要がある。
【００１９】
図６（ａ）は、ＬＮＧ気化器Ａ１での気化後かつ石油ガスとの混合前の天然ガス（すなわち天然ガス）の熱量変動を示すグラフ図である。図６（ａ）では、特定時点で熱量変動が起こり、供給ガスの熱量が最低熱量の４４ＭＪを下回っている。これは例えば、ＬＮＧタンク１０Ａの切替えによるものである。先述の通り、天然ガスは多成分系のガスであるため、発熱量が一定しておらず、産地により異なるため、ＬＮＧタンク１０Ａによっては、最低熱量を下回るＬＮＧが供給される場合がある。したがって、例えば産地の違いによる構成成分の違いにより、ＬＮＧタンク１０Ａａに貯蔵されているＬＮＧは最低熱量を上回っているがＬＮＧタンク１０Ａｂに貯蔵されているＬＮＧは最低熱量を下回っているという場合に、ＬＮＧ供給源がＬＮＧタンク１０ＡａからＬＮＧタンク１０Ａｂに切替えられると、図６（ａ）に示す熱量変動が発生する。
【００２０】
このような場合、気化ガス製造システム１Ａは、フィードバック制御により石油ガスを混合することで熱量を調整する。図６（ｂ）は石油ガスタンク接続点Ｐ２Ａの下流における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。すなわち、図６（ａ）において、熱量変動前は天然ガスのみで最低熱量を上回っていたため、熱量調整を行う必要はなかった。しかし、熱量変動が生じたことにより、供給ガスの熱量が最低熱量を下回ったことを熱量計２５Ａの計測値を通じて流量制御部ＦＣ１Ａが検知すると、流量制御部ＦＣ１Ａは、フィードバック制御により石油ガス供給弁２２Ａのバルブを開くよう制御を行う。これにより石油ガスを混合することで、石油ガスタンク接続点Ｐ２Ａの下流における払出ガスの熱量が最低熱量以上になるように熱量調整を行う（図６（ｂ）「ＦＢ制御追従」）。このような制御により、気化ガス製造システム１Ａからの払出ガスは、最低熱量以上の熱量を有することが保証される。
【００２１】
しかし、上記気化ガス製造システム１Ａは熱量計２５Ａの測定値に基づくフィードバック制御で熱量調整を行っているため、当該システムでは、図６（ｂ）に示す大幅な応答遅れが生じることを避けられない。すなわち、構造上、フィードバック制御を行うのみでは、熱量を追従して所定の範囲に収めることはできても、ＬＮＧの熱量に急激な変化があった場合に払出ガスの熱量を常時所定の熱量範囲に収めることは難しかった。
【００２２】
〔検討技術Ｂ：気化ガス製造システム１Ｂ〕
そこで図６に係る気化ガス製造システム１Ａを改良した技術が図７である。図７に係る気化ガス製造システム１Ｂは、図６に係る気化ガス製造システム１Ａの構成に加え、ＬＮＧ気化器Ｂ１の下流にミキシングタンクＴ１Ｂを設置して、タンク切替時の熱量変動を緩和している。また、ミキシングタンクＴ１Ｂの下流かつＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの上流にミキシングタンクＴ１Ｂからの送出ガスの熱量を測定する天然ガス熱量計１５Ｂ及び天然ガス流量計１６Ｂを設け、天然ガス熱量計１５Ｂ及び天然ガス流量計１６Ｂの測定値に基づいて流量制御部ＦＣ１ＢがＬＰＧ供給弁２２Ｂのフィードフォワード制御を行う。さらに、最低熱量を下回るオフスペックガスが導管Ｌ２Ｂに送出されるのを防止すべく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流にオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを加えたものである。
【００２３】
このように構成した気化ガス製造システム１Ｂの各点における熱量変動の様子を図７に基づいて説明する。
【００２４】
図７（ａ）は、ＬＮＧ気化器Ｂ１での気化後かつミキシングタンクＴ１Ｂでの混合前における熱量変動緩和前の払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。図７（ａ）の挙動は、先述の図６（ａ）の挙動と同一である。ここまでにおいて、気化ガス製造システム１Ａ、１Ｂに違いはない。
【００２５】
図７（ｂ）は、熱量変動緩和用ミキシングタンクＴ１Ｂからの送出後、石油ガス混合前における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図であり、天然ガス熱量計１５Ｂで計測される熱量の変動を示すグラフ図である。払出ラインＬ１ＢにミキシングタンクＴ１Ｂを設置した場合、ミキシングタンクＴ１Ｂから送出される天然ガスについて、ＬＮＧタンク切替により供給されるＬＮＧの熱量が大幅に低下した場合でも、ミキシングタンクＴ１Ｂでの混合による熱量変動緩和効果により、ミキシングタンクＴ１Ｂの下流では、ＬＮＧタンク切替による熱量の低下は、急激にではなく、緩やかに現れる。
【００２６】
また、天然ガス熱量計１５Ｂの計測値は、石油ガス供給弁２２Ｂのフィードフォワード制御に用いられる。すなわち、天然ガス熱量計１５Ｂの計測値に基づき、流量制御部ＦＣ１Ｂが天然ガスの熱量の低下を検知した場合、流量制御部ＦＣ１Ｂは石油ガス供給弁２２Ｂのバルブ開度を上げるよう弁開制御し、それにより石油ガス添加量を増加させ、天然ガス・石油ガス混合ガスの熱量を増加させる。これにより、天然ガス・石油ガス混合ガスは常に一定以上（最低熱量以上）の熱量を有することになる。
【００２７】
図７（ｃ）は、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流かつオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂの上流における払出ガスの熱量変動の様子を示すグラフ図である。この時点で計測されるのは天然ガスと石油ガスの混合ガスの熱量であるため、上記で説明したように、フィードフォワード制御の効果により、当該点での払出ガスは、基本的に常に最低熱量以上の熱量を有している。
【００２８】
ただし、このように熱量調整制御を行った場合でも、停電や熱量調整設備の異常等により、最低熱量を下回る熱量未調整のオフスペックガスが送出される場合がある。そこで当該システム１Ｂでは、オフスペックガスの導管Ｌ２Ｂへの送出を防止すべく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２Ｂの下流かつ導管Ｌ２Ｂの上流にオフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを備え、適切な熱量のガスとの混合により熱量を上げた上で導管Ｌ２Ｂに供給している。
【００２９】
しかし、このようなミキシングタンクＴ１Ｂ、オフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂを備えた場合の課題として、ミキシングタンクＴ１Ｂ、オフスペックガス送出防止用タンクＴ２Ｂはいずれも気化後のガスの状態（気体状態）でミキシングを行うため、液体状態でのミキシングに比べ、大容量の設備が必要になるという欠点がある。例えば圧力が４ＭＰａＧの場合、液体状態での密度が約４５０ｋｇ／ｍ3であるのに対し、ガス（気体）状態での密度は約３５ｋｇ／ｍ3に過ぎず、ガス（気体）の容積効率は液体に比べて大幅に悪い。
【００３０】
本願発明は上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、幅広い熱量のＬＮＧを取り扱う複数のＬＮＧタンクを備えた気化ガス製造システムにおいて、ＬＮＧタンク切替などにより受入ＬＮＧ熱量が急激に変動した場合でも、常時所定の熱量範囲内にガス熱量を調整制御できる気化ガス製造システムを提供する点にある。また、熱量調整設備の異常を想定し、ガス品質保証対策を行った気化ガス製造システムを提供する点にある。
【課題を解決するための手段】
【００３１】
上記目的を達成するための本願発明に係る気化ガス製造システムの特徴構成は、下流側で導管に接続された払出ラインと、前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、前記ＬＮＧタンク接続点より上流側に複数のＬＮＧタンクを備えるとともに、複数のＬＮＧタンク間で前記払出ラインに接続されるＬＮＧタンクを切替える切替手段を備え、前記ＬＮＧタンク接続点の下流かつ前記ＬＰＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点の上流の前記払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段及びＬＮＧ流量計測手段とを設置し、前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段を設け、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側に、前記払出液化ガスを気化する前記気化器を設け、導入される液化ガスを混合するとともに、一部貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンクを、前記ＬＮＧタンク接続点から前記気化器までの間に設け、前記気化器で気化した払出気化ガスを前記払出ラインを通じて前記導管に供給する点にある。
【００３２】
上記構成の気化ガス製造システムでは、増熱処理を天然ガス及び石油ガスがともに液体状態であるＬＮＧ、ＬＰＧの状態で行う。そして、当該増熱制御は、増熱前のＬＮＧの熱量及び流量を各計測手段で計測し、流量制御弁等のＬＰＧ供給制御機構で実行する。
また、当該増熱制御は、ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、ＬＰＧタンク接続点より下流側の払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御で実行するため、ＬＮＧ側の熱量変動を予測して、その変動を吸収するようにＬＰＧを供給する。したがって、結果的に、ＬＰＧタンク接続点より下流側に払い出される液化ガスの熱量変動を小さく抑えることができる。なお、ここで目標熱量とは、混合ガス（ＬＰＧタンク接続点より下流側の払出液化ガス）に期待する熱量を言う。目標熱量は所定の熱量基準等に基づいて定められる。
さらに、幅広い熱量のＬＮＧを取り扱う複数のＬＮＧタンクを備えた気化ガス製造システムにおいて、切替手段が働いてＬＮＧタンク切替等により受入ＬＮＧ熱量が急激に変化した場合でも、上述の熱量制御の効果に加えて、気化器上流に備えた調整タンクにより、前記ＬＮＧタンク切替等に伴う熱量変動を緩和することができる。その結果、気化器から得られる気化ガスの熱量を常時所定の熱量の範囲に熱量調整制御することができる。
加えて、上記の特徴構成によれば、増熱制御機能部及び調整タンク部ともに液液状態でガスを取り扱うため、従来のガスガス状態での取り扱いに比べ、設備の占有容積を大幅に削減することができる。したがって、従来の構成に比べ、気化ガス製造システムのオンサイトへの設置が容易となる。
【００３３】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記払出ラインにおいて、前記気化器に導入される前記払出液化ガスの熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段を設置し、前記調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ前記気化器の上流でオフスペック戻しラインを前記払出ラインに接続し、前記調整後液化ガス熱量計測手段の測定値が所定の範囲内でない場合は、前記オフスペック戻しラインを通じて前記払出液化ガスをオフスペック戻し先に戻す点にある。
【００３４】
上記の特徴構成によれば、気化器に導入される払出液化ガス（熱量調整を行った液化混合ガス）の熱量が所定の熱量範囲に満たない場合は、当該液化ガスを下流の気化器及び導管に供給することなく、オフスペック戻しラインを通じて回収する。これにより、熱量調整設備に異常が発生した場合でも、オフスペック戻しラインを通じてガス品質を保証できる。
また、上記の特徴構成によれば、オフスペック戻しラインを通じてオフスペック液化ガスを回収できるため、気化器下流にオフスペックガス送出防止用タンクを設置する必要がなくなる。
さらに、上記の特徴構成によれば、液液熱量調整による液体状態の混合ガスについて、当該混合ガスの気化前にオフスペック戻しラインを通じてガス品質保証対策を行うため、当該混合ガスの気化後にガス品質保証対策を行う場合に比べ、その後に気化器や配管があるという設備構成としてのゆとりを生じる。加えて、気体状態のガスの移動速度は毎秒約３０ｍほどであるが、液体状態であれば毎秒４ｍ程度であることから、対応までの時間的な猶予を生み出すこともできる。
【００３５】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記オフスペック戻し先が、前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＰＧタンクのいずれとも異なる設備でもよい点にある。
【００３６】
上記の特徴構成によれば、例えば最低熱量に満たなかったため気化器及び導管に供給されなかったガスをオフスペック液化ガスとして供給元のＬＮＧタンク及びＬＰＧタンクとは異なる設備に戻すことができるため、その後分離して供給元のＬＮＧタンクもしくはＬＰＧタンクに戻すか、或いはその他の用途に使用するか等のように、オフスペックガスの用途や、下流の設備構成を選択する余地が生まれる。
【００３７】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記ＬＰＧタンク接続点の下流の前記払出ライン上に前記払出ラインを流れる前記払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段を設置し、前記ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量を制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段を設けた点にある。
【００３８】
上記の特徴構成によれば、ＬＮＧの熱量に基づくＬＰＧ供給量のフィードフォワード制御に加えて、ＬＰＧ添加後の払出液化ガス（液体状態にある混合ガス）の熱量に基づいてＬＰＧ供給量の調整を行うフィードバック制御を行うため、フィードフォワード制御による制御のずれをフィードバック制御により補正することができる。これにより、より適切なＬＰＧ供給制御を行うことができる。
【００３９】
本願発明に係る気化ガス製造システムの更なる特徴構成は、前記調整タンクが口径の異なる複数の入口ノズルを有し、前記調整タンクに導入される前記液化ガスの流量に基づいて、前記入口ノズルから前記調整タンク内に導入される液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク内に導入させる点にある。
【００４０】
上記の特徴構成によれば、本願発明に係る熱量調整は、混合対象が液体であり、粘性を有するため、完全混合に近い混合を得るためには十分なノズル流速が要求されるところ、調整タンクに導入される液化ガスの流量毎に口径の異なるノズルを切替えることで、当該調整タンクにおいて混合に必要な十分なノズル流速を確保することができる。すなわち、調整タンクに導入される液化ガスが小流量の場合は、口径の小さい入口ノズルから導入することでノズル流速を確保し、十分な混合を実現する一方で、払出ガスが大流量の場合は、口径の大きい入口ノズルから導入することでノズル流速を抑え、ノズル流速が上昇した際に生じる設備振動により問題が生じることを回避する。
【図面の簡単な説明】
【００４１】
【図１】本願発明に係る都市ガス製造システムの構成例を示す説明図である。
【図２】熱量二極化及び低熱量化を背景とする熱量調整制御の必要性を示す説明図である。
【図３】ＬＮＧの流量と混合ガスの熱量（混合状態）の関係を示すグラフ図である。
【図４】本願発明に係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【図５】本願発明に係る都市ガス製造システムの別構成例を示す説明図である。
【図６】検討技術Ａに係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【図７】検討技術Ｂに係る都市ガス製造システムの構成図及び各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【発明を実施するための形態】
【００４２】
以下では、本願発明に係る都市ガス製造システム（気化ガス製造システムの一例）の実施形態を図面に基づいて説明する。
【００４３】
〔概略構成〕
図１は、本願発明に係る都市ガス製造システムの構成例を示す説明図である。
都市ガス製造システムは、下流側で導管Ｌ２に接続された払出ラインＬ１と、払出ラインＬ１の上流側に接続されるＬＮＧタンク１０と、ＬＮＧタンク１０の払出ラインＬ１への接続点であるＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構（具体的にはＬＰＧ供給制御弁２２）を介して払出ラインＬ１に接続されたＬＰＧタンク２０と、払出ラインＬ１に設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器４０とを備えて構成されている。
【００４４】
また、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１より上流側に複数のＬＮＧタンク１０を備えるとともに、複数のＬＮＧタンク１０間で払出ラインＬ１に接続されるＬＮＧタンク１０を切替える切替手段（具体的には開閉弁からなるＬＮＧ供給弁１２）を備え、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつＬＰＧタンク２０の払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流の払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段（具体的にはＬＮＧ熱量計１５）及びＬＮＧ流量計測手段（具体的にはＬＮＧ流量計１６）とが設置されている。
【００４５】
さらに、前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構によりＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段（具体的には流量制御部ＦＣ１）を設け、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側に、払出液化ガスを気化する気化器４０が設けられている。
【００４６】
そして、導入される払出液化ガスを混合するとともに一部を貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンク３０をＬＮＧタンク接続点Ｐ１から気化器４０までの間に設けている。その結果、気化器４０で気化した払出気化ガスを払出ラインＬ１を通じて導管Ｌ２に供給することができる。
【００４７】
また、払出ラインＬ１において、調整タンク３０の下流に調整タンク３０からの払出液化ガス（調整後液化ガス）の熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段（具体的には調整後液化ガス熱量計３５）を設置し、この調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ気化器４０の上流でオフスペック戻しラインＬ３を払出ラインＬ１に接続している。そして、調整後液化ガス熱量計測手段の測定値が所定の範囲内でない場合は、オフスペック戻しラインＬ３を通じて払出液化ガスをオフスペック戻し先５０に戻す構成を採用している。本構成例では、ＬＮＧタンク１０及びＬＰＧタンク２０のいずれとも異なる設備であるオフスペック戻しタンクをオフスペック戻し先５０としている。
【００４８】
さらに、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の前記払出ラインＬ１上に払出ラインＬ１を流れる払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段（具体的にはＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５）を設置し、このＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構（ＬＰＧ供給制御弁２２）によりＬＰＧの供給量を制御し、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガス（ＬＰＧ添加後液化ガス）の熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段（具体的には、前記流量制御部ＦＣ１がこの制御手段としても働く）が設けられている。
【００４９】
また、前記調整タンク３０が口径の異なる複数の入口ノズル３２（３２ａ、３２ｂ）を有し（図１には、この入口ノズル３２ａ、３２ｂに接続される切替弁３１ａ、３１ｂを備えた並列配置の管路を示している）、調整タンク３０に導入される液化ガスの流量に基づいて、入口ノズル３２から調整タンク３０内に導入する液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク３０内に導入させる構成を採用している。
【００５０】
以上で説明したように、都市ガスの原料となるＬＮＧは、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）に蓄えられており、供給元とするタンクを切替えるＬＮＧポンプ１１（１１ａ、１１ｂ、・・・）、ＬＮＧ供給弁１２（１２ａ、１２ｂ、・・・）を経て払出ラインＬ１に供給される。
【００５１】
この都市ガス製造システム１では、通常、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）から払出ラインＬ１にＬＮＧを供給する同時供給形態として払出しており、ＬＮＧポンプ１１（１１ａ、１１ｂ、・・・）、ＬＮＧ供給弁１２（１２ａ、１２ｂ、・・・）及びその切替制御装置（図示省略）が本願にいう切替手段を構成する。そして、本願発明に係る熱量制御は、このようなＬＮＧ供給元のＬＮＧタンク１０からの払出流量バランスが崩れた場合や、ＬＮＧポンプ１１やＬＮＧ供給弁１２が故障停止した場合等に生じる熱量の急激な変動への対応を課題としている。
【００５２】
以下、システムの主要な機能の詳細について説明する。
〔フィードフォワード制御による熱量調整〕
これまでも説明してきたように、ＬＮＧの熱量はＬＮＧタンク１０毎に異なる。したがって、複数のＬＮＧタンク１０（１０ａ、１０ｂ、・・・）をＬＮＧの供給元とする場合、供給元となるＬＮＧタンク１０の切替により熱量調整前のＬＮＧの熱量が急変する場合がある。しかし、都市ガスとして導管Ｌ２に供給するには、供給するガスの熱量が所定の熱量範囲であることが要求されるため、ＬＮＧタンク切替などで熱量調整前のＬＮＧの熱量が急変した場合でも、熱量調整後の送出ガスの熱量は常時所定の熱量範囲内に制御される必要がある。そこで本願発明では、そのような熱量調整制御を行うべく、ＬＰＧの添加に際してＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の計測値に基づいて演算を行い、ＬＰＧの添加タイミング及び必要なＬＰＧ添加量を計算するフィードフォワード制御を行っている。
【００５３】
すなわち、ＬＮＧに添加されるＬＰＧは、ＬＰＧポンプ２１、ＬＰＧ供給量を調整するＬＰＧ供給弁２２を介してＬＰＧタンク２０から供給されるところ、本願発明では、ＬＮＧタンク１０から払出ラインＬ１に供給されたＬＮＧの熱量及び流量を払出ラインＬ１上に設置されたＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６により計測し、流量制御部ＦＣ１は当該計測値に基づいて、当該計測されたＬＮＧが払出ラインＬ１へのＬＰＧタンク２０からの接続点でありＬＮＧとＬＰＧが混合されるＬＰＧタンク接続点Ｐ２に到達するまでの遅れ時間Ｔ及び所定の熱量に増熱するために必要なＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧを算出し、算出した遅れ時間Ｔ及びＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧに基づいてＬＰＧ供給弁２２のバルブ開閉タイミング及びバルブ開度を調整し、ＬＰＧ添加量を調整する。この制御はＬＰＧタンク接続点Ｐ２より下流側の払出液化ガス（ＬＰＧ添加後液化ガス）の熱量が目標熱量となるようにフィードフォワード制御を実行するものである。
【００５４】
具体的には、払出ラインＬ１を流れるＬＮＧの体積流量をＦ［ｍ3／ｈ］、ＬＮＧが流れる払出ラインＬ１の配管の断面積をＳ［ｍ2］、ＬＮＧを計測したＬＮＧ流量計１６の設置点からＬＰＧタンク接続点Ｐ２までの配管長をＬ［ｍ］とすると、遅れ時間Ｔは以下の式で算出される。
遅れ時間Ｔ＝Ｌ÷（Ｆ／Ｓ）［時間］＝Ｌ÷（Ｆ／Ｓ）×３，６００［秒］
【００５５】
また、必要なＬＰＧ添加量Ｆ＿ＬＰＧ［ｔ／ｈ］は、計測されたＬＮＧ流量をＦ＿ＬＮＧ［ｔ／ｈ］、演算により算出されるＬＮＧの熱量をＱ＿ＬＮＧ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］、既知のＬＮＧの産気係数をＺ＿ＬＮＧ、ＬＰＧの産気係数をＺ＿ＬＰＧ、ＬＰＧの熱量をＱ＿ＬＰＧ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］、ＬＰＧ添加後のＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスに期待する熱量（目標熱量）をＱ＿ｓｅｔ［ＭＪ／ｍ3Ｎ］とすると、以下の式から算出される。
Ｆ＿ＬＮＧ×Ｚ＿ＬＮＧ×Ｑ＿ＬＮＧ＋Ｆ＿ＬＰＧ×Ｚ＿ＬＰＧ×Ｑ＿ＬＰＧ
＝（Ｆ＿ＬＮＧ×Ｚ＿ＬＮＧ＋Ｆ＿ＬＰＧ×Ｚ＿ＬＰＧ）×Ｑ＿ｓｅｔ
【００５６】
また、本願発明に係る都市ガス製造システム１は、上記ＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の計測値に基づくフィードフォワード制御だけでなく、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の払出ラインＬ１上にＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５を設置し、流量制御部ＦＣ１において、当該熱量計２５の計測値に基づきＬＰＧ添加後ガスの熱量を算出し、ＬＰＧ供給量を補正するフィードバック制御を併せて行う。すなわち、フィードフォワード制御による制御のずれをフィードバック制御により補正することで、より適切な熱量調整を行う。
【００５７】
〔調整タンクによる混合〕
ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流の払出ラインＬ１上には、熱量変動の緩和を目的として、調整タンク３０を設ける。図１から伺えるように、この段階ではＬＮＧ、ＬＰＧとも気化器４０を経ておらず、ともにまだ液体状態である。すなわち、本構成に係る調整タンク３０では、液体状態のＬＮＧ、ＬＰＧを混合する。このように、ＬＮＧ、ＬＰＧを液体状態で混合することで（液液方式）、天然ガス、石油ガスを気体状態で混合する場合に比べ（ガスガス方式）、タンクに必要な容量を大幅に削減することができる。具体的な実施例では、従来のガスガス方式で容量１０５ｍ3のタンクが１３基必要であったところ、液体状態で混合を行う調整タンクを用いることで、容量１５ｍ3のタンク３基で対応が可能となった。
【００５８】
また、液体は気体に比べ一般に粘性が大きく、混合しづらいという性質を持つため、液体状態で混合を行う調整タンク３０では、流量レンジ別にノズルを設け、運用に合わせて切替える構成にするとよい。ノズル流速が混合性能に与える影響が大きいためである。以下、図３のＬＮＧ流量と混合ガス熱量（混合状態）の関係を示すグラフ図に基づいてこれを説明する。
【００５９】
図３（ａ）は、縦軸を熱量、横軸を時間とし、本願発明に係る調整タンク３０において、口径１５０Ａの大流量用ノズルから流量３００ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。ＬＮＧの流量が３００ｔ／ｈと大流量の場合は、口径１５０Ａを通じてガスを混入した場合でもノズル流速は１０．３ｍ／ｓに及ぶ。この場合、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは、完全混合された場合のガス熱量とほぼ一致する。
【００６０】
一方、図３（ｃ）は、本願発明に係る調整タンク３０において、口径１５０Ａの大流量用ノズルから流量１２０ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。ＬＮＧの流量が１２０ｔ／ｈと小流量になると、口径１５０Ａを通じた混入では、ノズル流速が２．６ｍ／ｓと低下する。その結果、調整タンク３０内における強制対流の影響が弱まり、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは完全混合された場合のガス熱量から逸脱する。すなわち、単一のノズルからＬＮＧを導入する場合、低流量域ではノズル流速の確保が困難となり、混合状態が完全混合から逸脱してしまう場合がある。
【００６１】
そこで上述したように、幅広い流量を扱う調整タンク３０では、流量レンジ別に複数のノズルを設け、運用に合わせてノズルを切替える構成にするとよい。図３（ｂ）は、本願発明に係る調整タンクにおいて、口径１００Ａの小流量用ノズルから流量１２０ｔ／ｈでＬＮＧを導入した場合の混合ガスの熱量の変化を示すグラフ図である。当該小流量用ノズルによれば、流量１２０ｔ／ｈの場合でも、４．５ｍ／ｓのノズル流速が確保される。その結果、ＬＮＧ流量が１２０ｔ／ｈでも、混合ガスの熱量Ｈｏｕｔは完全混合された場合のガス熱量とほぼ一致する。
【００６２】
上記に従い、図１の構成例では、熱量変動緩和用調整タンク３０に４０ｔ／ｈ〜１２０ｔ／ｈの小流量を対象とする小流量用入口ノズル、１００ｔ／ｈ〜３００ｔ／ｈの大流量を対象とする大流量用入口ノズルの２つの入口ノズル及び各々のノズルの弁開／弁閉を行う仕切弁３１ａ、３１ｂを設け、ＬＮＧ流量計１６の計測値に応じて流量制御部ＦＣ２が仕切弁３１ａ、３１ｂの弁開／弁閉制御を行う構成としている。
【００６３】
〔ガス品質保証対策〕
調整タンク３０での混合を経たＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは、気化器４０に払い出されるが、調整タンク３０の下流かつ気化器４０への上流の払出ラインＬ１に設置された調整後液化ガス熱量計３５の計測値に基づき、流量制御部ＦＣ３は、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲にあるかどうかを判断する。
【００６４】
そして、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲でないと判断した場合は、流量制御部ＦＣ３は、気化器４０への弁４１を閉じ、オフスペック戻しラインＬ３の弁５１を開くように弁閉／弁開制御を行う。これにより、当該混合ガスはオフスペック戻しライン接続点Ｐ３で払出ラインＬ１に接続されたオフスペック戻しラインＬ３を通じてオフスペック戻し先５０に戻されるため、都市ガスとして導管Ｌ２に供給されるのを防ぐことができる。
【００６５】
一方、ＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスの熱量が所定の熱量範囲と判断した場合は、流量制御部ＦＣ３は、オフスペック戻しラインＬ３の弁５１を閉じ、気化器４０への弁４１を開くように弁閉／弁開制御を行う。これによりＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは気化器４０に導入され、気化器４０で気化され、製品ガスとして払出ラインＬ１を経て、導管Ｌ２に供給される。本構成例ではこのように、調整後液化ガス熱量計３５及びオフスペック戻しラインＬ３を利用して、ガス品質保証対策を行っている。
【００６６】
なお、オフスペック戻し先５０は、ＬＮＧ、ＬＰＧの供給源であるＬＮＧタンク１０、ＬＰＧタンク２０であってもよいし、これらとは全く別の戻し先であってもよい。また、オフスペック戻し先５０に導入されたガスは、例えばＬＮＧ熱量計１５の上流から払出ラインＬ１に還流され、都市ガスの製造に利用されるように構成してもよい。
【００６７】
さらに、オフスペック戻しラインＬ３の活用方法として、オフスペック液化ガスをオフスペック戻し先５０に導入する他、都市ガス製造システム１に常に一定以上の流量のガスが流れていることを保証すべく、ＬＮＧ流量計１６の測定値に基づいて弁５１の弁開／弁閉制御を行う流量制御部ＦＣ４のミニマム制御において、余剰なガスをＬＮＧタンク１０やオフスペック戻し先５０に還流させるためのラインとして使用してもよい。
【００６８】
〔本願発明の効果〕
以下、図４に基づいて本願発明の作用効果を説明する。図４は本願発明に係る気化ガス製造システムの各点における熱量変動の様子を示すグラフ図である。
【００６９】
ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流で払出ラインＬ１上に設置されたＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の点における熱量変動の様子は図４（ａ）に示す通りである。図４（ａ）における熱量変動の様子は、先に説明した検討技術Ａ、Ｂにおける図６（ａ）、図７（ａ）と同様である。特定時点において熱量変動が起こり、ガス熱量は最低熱量を下回っているが、図６（ａ）、図７（ａ）と同様、これは例えば、ＬＮＧタンク切替に起因するものである。
【００７０】
図４（ｂ）は、ＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流かつ熱量変動緩和用調整タンク３０の上流で払出ラインＬ１上に設置されたＬＰＧ添加後液化ガス熱量計２５の点における熱量変動の様子である。本願発明に係る気化ガス製造システム１では、ＬＮＧ熱量計１５及びＬＮＧ流量計１６の測定値に基づいてＬＰＧ供給弁２２のフィードフォワード制御を行っているため、ＬＮＧ熱量計１５の計測値に基づいてＬＮＧの熱量低下を検知すると、ＬＰＧ供給弁２２のバルブ開度を上げ、ＬＰＧ添加量を増加させることでＬＰＧ添加後液化ガスの熱量を増加させる。
【００７１】
この様子を示したものが図４（ｂ）である。図４（ｂ）では、熱量変動の発生後、フィードフォワード制御による追従により、ＬＰＧ添加量を増加させることでＬＰＧ添加後液化ガスの熱量が徐々に増加し、最低熱量を超えている。
【００７２】
なお、本願発明に係る図４（ｂ）のフィードフォワード制御では、フィードバック制御のみを行う図６（ｂ）の従来技術と異なり、熱量調整のためのＬＰＧ添加量（ＬＰＧ供給弁２２のバルブ開度）だけでなく、遅れ時間Ｔの算出に基づくＬＰＧ供給弁２２のバルブ開閉タイミングも制御の対象としている（〔００５２〕〔フィードフォワード制御による熱量調整〕で先述）。したがって、熱量変動への追従は、従来技術である図６（ｂ）のフィードバック制御における「応答遅れ」がほぼ見られないほどに迅速に行われる。（但し、このような制御を行った場合でも、制御タイミングにずれが生じることは避けられないため、例えば図６（ｂ）「追従のずれ」に見られる程度の、１秒未満程度のずれは発生する。）
【００７３】
図４（ｃ）は、熱量変動緩和用調整タンク３０の下流かつ気化器４０の上流で払出ラインＬ１上に設置された調整後液化ガス熱量計３５の点における熱量変動の様子である。図４（ｃ）に示されるガス熱量の変動は、図４（ｂ）の点以降、熱量変動緩和用調整タンク３０を経たものであり、当該タンク３０の効果を表すものである。図４（ｃ）では、調整タンク３０の効果により熱量変動後の熱量低下が緩和され、熱量低下はするものの、払出ガス熱量は常に最低熱量を超えている。
【００７４】
また、上記以外の効果として、本願発明に係る調整タンク３０では、ＬＮＧ・ＬＰＧの混合による熱量調整をいわゆる液液方式で行っているため、気化後のＬＮＧ・ＬＰＧ（天然ガス・石油ガス）を混合する場合に比べて、調整タンク３０の容量が小さく済む点は先述の通りである。
【００７５】
調整タンク３０を経たＬＮＧ・ＬＰＧ混合ガスは、調整後液化ガス熱量計３５の測定値から算出される調整後液化ガスの熱量が所定の最低熱量を超えている場合は、気化器４０で気化され、導管Ｌ２に供給される。一方、調整後液化ガスの熱量が最低熱量を超えない場合は、調整タンク３０の下流かつ気化器４０の上流のオフスペック戻しライン接続点Ｐ３で払出ラインＬ１に接続されたオフスペック戻しラインＬ３を通じてオフスペック戻し先５０に払い出される。
【００７６】
本願発明ではこのように、所定の熱量範囲に収まらないオフスペック液化ガスは、オフスペック戻しラインＬ３を通じて回収する。これにより、図７の従来技術Ｂにおいて、オフスペックガスの導管Ｌ２への送出を防止すべく導管Ｌ２の上流に配置されていたオフスペックガス送出防止用調整タンクＴ２Ｂを不要化しつつ、熱量調整設備異常等により調整後液化ガスの熱量が最低熱量を下回った場合は当該調整後液化ガスを回収するガス品質保証対策設備を備えた気化ガス製造システムを構成することができる。
【００７７】
〔別構成例〕
図５に本願発明に係る気化ガス製造システムの別の構成例を示す。図５に係る気化ガス製造システム１Ｄは、図１に係る気化ガス製造システム１の熱量変動緩和用調整タンク３０の設置箇所を変えたものである。
図１では熱量変動緩和用調整タンク３０をＬＰＧタンク接続点Ｐ２の下流かつ気化器４０の上流の払出ラインＬ１上に配置したが、調整タンク３０の配置は、熱量変動緩和という目的を果たせる位置であればよい。例えば熱量変動の主な原因がＬＮＧタンク１０の切替に基づくＬＮＧ熱量の変動である場合は、調整タンク３０はＬＮＧタンク切替点の下流、すなわちＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流に配置されていればよい。
また、調整タンクの採用によるタンク容量の小型化という目的を果たすためには、調整タンク３０はＬＮＧ及びＬＰＧの気化以前、すなわち、気化器４０の上流に配置されていればよい。
したがって、例えば熱量変動の主な原因がＬＮＧタンク１０の切替に基づくＬＮＧ熱量の変動である場合は、図５のように、調整タンク３０は、ＬＮＧタンク接続点Ｐ１の下流かつ気化器４０の上流であるＬＰＧタンク接続点Ｐ２の上流に配置してもよい。
【符号の説明】
【００７８】
１ 気化ガス製造システム
１０ ＬＮＧタンク
１２ ＬＮＧ供給弁（切替手段）
１５ ＬＮＧ熱量計（ＬＮＧ熱量計測手段）
１６ ＬＮＧ流量計（ＬＮＧ流量計測手段）
２０ ＬＰＧタンク
２２ ＬＰＧ供給制御弁（ＬＰＧ供給制御機構）
２５ ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計（ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段）
３０ 調整タンク
３２ 入口ノズル
３５ 調整後液化ガス熱量計（調整後液化ガス熱量計測手段）
４０ 気化器
５０ オフスペック戻し先
Ｌ１ 払出ライン
Ｌ２ 導管
Ｌ３ オフスペック戻しライン
Ｐ１ ＬＮＧタンク接続点
Ｐ２ ＬＰＧタンク接続点
Ｐ３ オフスペック戻しライン接続点
【特許請求の範囲】
【請求項１】
下流側で導管に接続された払出ラインと、
前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、
前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、
前記ＬＮＧタンク接続点より上流側に複数のＬＮＧタンクを備えるとともに、複数のＬＮＧタンク間で前記払出ラインに接続されるＬＮＧタンクを切替える切替手段を備え、
前記ＬＮＧタンク接続点の下流かつ前記ＬＰＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点の上流の前記払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段及びＬＮＧ流量計測手段とを設置し、
前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段を設け、
前記ＬＰＧタンク接続点より下流側に、前記払出液化ガスを気化する前記気化器を設け、
導入される液化ガスを混合するとともに一部貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンクを前記ＬＮＧタンク接続点から前記気化器までの間に設け、
前記気化器で気化した払出気化ガスを前記払出ラインを通じて前記導管に供給する気化ガス製造システム。
【請求項２】
前記払出ラインにおいて、前記気化器に導入される前記払出液化ガスの熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段を設置し、
前記調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ前記気化器の上流でオフスペック戻しラインを前記払出ラインに接続し、
前記調整後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づき算出される前記払出液化ガスの熱量が所定の範囲内でない場合は、前記オフスペック戻しラインを通じて前記払出液化ガスをオフスペック戻し先に戻す請求項１に記載の気化ガス製造システム。
【請求項３】
前記オフスペック戻し先が、前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＰＧタンクのいずれとも異なる設備である請求項２に記載の気化ガス製造システム。
【請求項４】
前記ＬＰＧタンク接続点の下流の前記払出ライン上に前記払出ラインを流れる前記払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段を設置し、
前記ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量を制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段を設けた請求項１〜３のいずれか一項に記載の気化ガス製造システム。
【請求項５】
前記調整タンクが口径の異なる複数の入口ノズルを有し、前記調整タンクに導入される前記液化ガスの流量に基づいて、前記入口ノズルから前記調整タンク内に導入される液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク内に導入させる請求項１〜４のいずれか一項に記載の気化ガス製造システム。
【請求項１】
下流側で導管に接続された払出ラインと、
前記払出ラインの上流側に接続されたＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＮＧタンク接続点の下流において、ＬＰＧの供給量と供給タイミングを制御するＬＰＧ供給制御機構を介して前記払出ラインに接続されたＬＰＧタンクと、
前記払出ラインに設置され、供給された払出液化ガスを気化して導出する気化器とを備えた気化ガス製造システムであって、
前記ＬＮＧタンク接続点より上流側に複数のＬＮＧタンクを備えるとともに、複数のＬＮＧタンク間で前記払出ラインに接続されるＬＮＧタンクを切替える切替手段を備え、
前記ＬＮＧタンク接続点の下流かつ前記ＬＰＧタンクの前記払出ラインへの接続点であるＬＰＧタンク接続点の上流の前記払出ライン上にＬＮＧ熱量計測手段及びＬＮＧ流量計測手段とを設置し、
前記ＬＮＧ熱量計測手段及び前記ＬＮＧ流量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量及び供給タイミングを制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードフォワード制御手段を設け、
前記ＬＰＧタンク接続点より下流側に、前記払出液化ガスを気化する前記気化器を設け、
導入される液化ガスを混合するとともに一部貯留して、混合・貯留後の液化ガスを排出する調整タンクを前記ＬＮＧタンク接続点から前記気化器までの間に設け、
前記気化器で気化した払出気化ガスを前記払出ラインを通じて前記導管に供給する気化ガス製造システム。
【請求項２】
前記払出ラインにおいて、前記気化器に導入される前記払出液化ガスの熱量を測定する調整後液化ガス熱量計測手段を設置し、
前記調整後液化ガス熱量計測手段の下流かつ前記気化器の上流でオフスペック戻しラインを前記払出ラインに接続し、
前記調整後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づき算出される前記払出液化ガスの熱量が所定の範囲内でない場合は、前記オフスペック戻しラインを通じて前記払出液化ガスをオフスペック戻し先に戻す請求項１に記載の気化ガス製造システム。
【請求項３】
前記オフスペック戻し先が、前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＰＧタンクのいずれとも異なる設備である請求項２に記載の気化ガス製造システム。
【請求項４】
前記ＬＰＧタンク接続点の下流の前記払出ライン上に前記払出ラインを流れる前記払出液化ガスの熱量を測定するＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段を設置し、
前記ＬＰＧ添加後液化ガス熱量計測手段の測定値に基づいて前記ＬＰＧ供給制御機構による前記ＬＰＧの供給量を制御し、前記ＬＰＧタンク接続点より下流側の前記払出液化ガスの熱量を目標熱量とするフィードバック制御手段を設けた請求項１〜３のいずれか一項に記載の気化ガス製造システム。
【請求項５】
前記調整タンクが口径の異なる複数の入口ノズルを有し、前記調整タンクに導入される前記液化ガスの流量に基づいて、前記入口ノズルから前記調整タンク内に導入される液化ガスの流速が所定値以上となるように、流量が減少した場合には小口径の入口ノズルを選択する形態で前記調整タンク内に導入させる請求項１〜４のいずれか一項に記載の気化ガス製造システム。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【公開番号】特開２０１１−２０７９８２（Ｐ２０１１−２０７９８２Ａ）
【公開日】平成２３年１０月２０日（２０１１．１０．２０）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１０−７６００４（Ｐ２０１０−７６００４）
【出願日】平成２２年３月２９日（２０１０．３．２９）
【出願人】（００００００２８４）大阪瓦斯株式会社 (2,453)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２３年１０月２０日（２０１１．１０．２０）
【国際特許分類】
【出願日】平成２２年３月２９日（２０１０．３．２９）
【出願人】（００００００２８４）大阪瓦斯株式会社 (2,453)
【Ｆターム（参考）】
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