ＬＮＧ気化設備
【課題】ＬＮＧ受入基地のコスト削減及び敷地面積の縮小を図ることの可能なＬＮＧ気化設備を提供する。
【解決手段】ＬＮＧ気化設備の構成として、ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器とを具備する、という構成を採用する。
【解決手段】ＬＮＧ気化設備の構成として、ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器とを具備する、という構成を採用する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ＬＮＧ気化設備に関する。
【背景技術】
【０００２】
周知のように、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）の受け入れ、貯蔵及び気化などを行う設備群をＬＮＧ受入基地と呼ぶ。従来のＬＮＧ受入基地において、ＬＮＧタンクに貯蔵されたＬＮＧは、インタンク型の払出ポンプによってタンク外へ払い出された後、ポット型のＬＮＧ昇圧ポンプによって所望の圧力まで昇圧され、最終的に気化器によって気化された後、火力発電所などのガスユーザへ送出される。
【０００３】
例えば、下記特許文献１には、気化器動力の半分以上を占める海水ポンプの電力使用量を削減することで、全エネルギー消費量の低減を実現したＬＮＧ気化システムが開示されている。また、下記特許文献２には、ＬＮＧタンクからＬＮＧを安全に払い出して気化させた後、これを需要圧まで昇圧する気化ガス設備が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００３−２４０１９４号公報
【特許文献２】特開２０１０−３１９０４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記のように、従来のＬＮＧ受入基地には、海水とＬＮＧとの熱交換によってＬＮＧを気化させるタイプの気化器が設置されることが多い。しかしながら、近年ではＬＮＧタンクを海岸から遠く離れた奥地に設置したいとの市場要求もあり、今後、ＬＮＧの気化に海水を利用できない状況が多く発生すると想定される。ＬＮＧを気化させるためには、海水以外の熱媒体とＬＮＧとを熱交換させれば良いが、新たに熱媒体の供給設備を追加することは全体の設備コストの増加を招くことになるため、設備コストの増加を最小限に抑えつつ、海水を利用しない気化設備の開発が要求されていた。
【０００６】
本発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、海水を利用せずにＬＮＧを気化でき、且つ設備コストの増加を最小限に抑えることの可能なＬＮＧ気化設備を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するために、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第１の解決手段として、ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器と、を具備することを特徴とする。
【０００８】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第２の解決手段として、上記第１の解決手段において、前記気化器からＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量を計測するＮＧ流量計と、前記気化器へ流入する前記凍結防止液の温度を気化器入口温度として計測する第１の温度計と、前記底部ヒータへ流入する前記凍結防止液の温度を底部ヒータ入口温度として計測する第２の温度計と、前記気化器入口温度及び前記底部ヒータ入口温度が前記ＮＧ流量に応じて設定された管理温度となるように前記加熱器を制御する制御装置と、を具備することを特徴とする。
【０００９】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第３の解決手段として、上記第１または第２の解決手段において、前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクから排出されたＢＯＧを燃料とするバーナ及び電気ヒータを含むことを特徴とする。
【００１０】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第４の解決手段として、上記第１〜第３のいずれか１つの解決手段において、前記気化器及び前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクの屋根に付設されていることを特徴とする。
【００１１】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第５の解決手段として、上記第１〜第４のいずれか１つの解決手段において、前記凍結防止液はエチレングリコールであることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明に係るＬＮＧ気化設備によれば、ＬＮＧタンクの底部ヒータに使用される凍結防止液をＬＮＧの気化に利用するため、海水を利用せずにＬＮＧを気化することができ、また、凍結防止液の流通によってＬＮＧタンクの底部の凍結を防ぐ底部ヒータは、従来からＬＮＧタンクに付設されていたものであるため、新たに熱媒体の供給設備を追加する必要はなく、設備コストの増加を最小限に抑えることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】本実施形態におけるＬＮＧ気化設備の概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を参照して、本発明の一実施形態について説明する。
図１は、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備の概略構成図である。この図１に示すように、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備は、ＬＮＧタンク１、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ、ブラインタンク３、ポンプ４、底部ヒータ５、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃ、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃ、ＮＧ流量計８、第１の温度計９、第２の温度計１０、及び制御装置１１から構成されている。なお、図１において、実線は流体（気体、或いは液体）の流れを示しており、点線は電気信号の流れを示している。
【００１５】
ＬＮＧタンク１は、ＬＮＧタンカーから受け入れ配管（図示省略）を介して移送されたＬＮＧを貯蔵する固定式の二重殻構造タンクである。なお、図１では図示を省略しているが、このＬＮＧタンク１の内部には、貯蔵されているＬＮＧをタンク外へ（気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ）払い出す払出ポンプが設置されている。
【００１６】
気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃは、ＬＮＧタンク１の屋根に付設された熱交換器であり、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃによって加熱されたエチレングリコール（凍結防止液）ＥＧとＬＮＧタンク１から払い出されたＬＮＧとの熱交換によってＬＮＧの気化を行うものである。これら気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃは、熱交換によって得られた天然ガス（ＮＧ）を不図示のＮＧ需要設備へ送出すると共に、熱交換後のエチレングリコールＥＧをブラインタンク３及びポンプ４を経由して底部ヒータ５へ再循環させる。なお、図１では説明の便宜上、３つの気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣがＬＮＧタンク１の屋根に付設された状態を示しているが、気化器の設置数はこれに限定されない。
【００１７】
ブラインタンク３は、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃから送出されるエチレングリコールＥＧを一時的に蓄えるバッファ用タンクである。ポンプ４は、ブラインタンク３から送出されるエチレングリコールＥＧを一定圧力で底部ヒータ５へ圧送するものである。底部ヒータ５は、ＬＮＧタンク１の底部に設置され、エチレングリコールＥＧの流通によってＬＮＧタンク１の底部の凍結を防ぐものである。
【００１８】
加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃは、ＬＮＧタンク１の屋根に付設されており、底部ヒータ５からバルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃを介して送出される低温のエチレングリコールＥＧを加熱し、加熱後のエチレングリコールＥＧを気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ送出する。これら加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃは、ＬＮＧタンク１から不図示のＢＯＧコンプレッサへ排出されるＢＯＧ（Boil Off Gas）の一部を燃料とするバーナ（６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１）及び電気ヒータ（６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２）を含んでいる。なお、図１では説明の便宜上、３つの加熱器６Ａ、６Ｂ、６ＣがＬＮＧタンク１の屋根に付設された状態を示しているが、加熱器の設置数はこれに限定されない。
【００１９】
バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃは、制御装置１１から入力される制御信号によって開度が制御される制御弁であり、それぞれ加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃに流入するエチレングリコールＥＧの流量を規制する役割を担っている。
【００２０】
ＮＧ流量計８は、気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣからＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量Ｌを計測し、その計測結果を示すＮＧ流量信号を制御装置１１に出力する。第１の温度計９は、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ流入するエチレングリコールＥＧの温度を気化器入口温度Ｔ１として計測し、その計測結果を示す第１の温度信号を制御装置１１に出力する。第２の温度計１０は、底部ヒータ５へ流入するエチレングリコールＥＧの温度を底部ヒータ入口温度Ｔ２として計測し、その計測結果を示す第２の温度信号を制御装置１１に出力する。
【００２１】
制御装置１１は、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃの開度を制御すると共に、ＮＧ流量計８から入力されるＮＧ流量信号、第１の温度計９から入力される第１の温度信号及び第２の温度計１０から入力される第２の温度信号に基づき、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２がＮＧ流量Ｌに応じて設定された管理温度となるように加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを制御する。この制御装置１１によるＬＮＧ気化設備の制御方法は以下の通りである。
【００２２】
まず、制御装置１１は、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃを常時開に制御することで、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃの各々に流入するエチレングリコールＥＧの流量を一定に保持する。また、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度は、ＮＧ流量Ｌが増えるほど高くなるように設定されている。つまり、制御装置１１は、ＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量Ｌが増えるほど、エチレングリコールＥＧに与える熱量が大きくなるように（換言すれば気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２が高くなるように）加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを制御する。
【００２３】
具体的には、制御装置１１は、ＮＧ流量Ｌが比較的小さい場合（つまり、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度が比較的低い場合）、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃのバーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１を優先的に作動させる一方、ＮＧ流量Ｌが大きくなった場合（つまり、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度が比較的高くなった場合）、バーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１に加えて電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２も作動させる。
【００２４】
これにより、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２は、ＮＧ流量Ｌに応じて設定された管理温度に保たれ、気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣにはＬＮＧとの熱交換に必要な熱量を持つエチレングリコールＥＧが流入し、底部ヒータ５にはＬＮＧタンク１の底部凍結を防ぐのに必要な熱量を持つエチレングリコールＥＧが流入することになる。
【００２５】
以上のように、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備によれば、ＬＮＧタンク１の底部ヒータ５に使用されるエチレングリコールＥＧをＬＮＧの気化に利用するため、海水を利用せずにＬＮＧを気化することができ、また、エチレングリコールＥＧの流通によってＬＮＧタンク１の底部の凍結を防ぐ底部ヒータ５は、従来からＬＮＧタンク１に付設されていたものであるため、新たに熱媒体の供給設備を追加する必要はなく、設備コストの増加を最小限に抑えることができる。
【００２６】
また、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ及び加熱器６Ａ、６Ｂ、６ＣをＬＮＧタンク１の屋根に付設することにより、各設備を設置する敷地面積を小さくして配管長を短くすることができるため、設備コストの削減に寄与することができる。さらに、上記のように、ＬＮＧタンク１内で発生したＢＯＧを、バーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１によるエチレングリコールＥＧの加熱に積極的に利用し、電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２を補助的に利用することにより、ＬＮＧ気化設備の省エネルギー化を図ることができる。
【００２７】
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されず、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において実施形態の変更が可能であることは勿論である。例えば、本発明は上記実施形態の他、以下のような変形例が挙げられる。
【００２８】
（１）上記実施形態では、ＬＮＧタンク１の屋根に気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ及び加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを付設する構成を例示したが、本発明はこれに限らず、これら気化器及び加熱器をＬＮＧタンク１の側壁に付設する構成を採用しても良い。また、気化器及び加熱器は必ずしもＬＮＧタンク１に付設する必要はなく、ＬＮＧタンク１から離れた位置に設置しても良い。
【００２９】
（２）上記実施形態では、底部ヒータ５に流通させる凍結防止液としてエチレングリコールＥＧを用いた場合を例示したが、本発明はこれに限らず、凍結防止液としてグリセリンなどの他の液体を用いても良い。
【００３０】
（３）上記実施形態では、ＢＯＧを燃料とするバーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１及び電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２を含む加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを例示したが、本発明はこれに限らず、バーナや電気ヒータ以外の加熱手段を利用する加熱器を用いても良い。
【符号の説明】
【００３１】
１…ＬＮＧタンク、２Ａ、２Ｂ、２Ｃ…気化器、３…ブラインタンク、４…ポンプ、５…底部ヒータ、６Ａ、６Ｂ、６Ｃ…加熱器、７Ａ、７Ｂ、７Ｃ…バルブ、８…ＮＧ流量計、９…第１の温度計、１０…第２の温度計、１１…制御装置
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ＬＮＧ気化設備に関する。
【背景技術】
【０００２】
周知のように、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）の受け入れ、貯蔵及び気化などを行う設備群をＬＮＧ受入基地と呼ぶ。従来のＬＮＧ受入基地において、ＬＮＧタンクに貯蔵されたＬＮＧは、インタンク型の払出ポンプによってタンク外へ払い出された後、ポット型のＬＮＧ昇圧ポンプによって所望の圧力まで昇圧され、最終的に気化器によって気化された後、火力発電所などのガスユーザへ送出される。
【０００３】
例えば、下記特許文献１には、気化器動力の半分以上を占める海水ポンプの電力使用量を削減することで、全エネルギー消費量の低減を実現したＬＮＧ気化システムが開示されている。また、下記特許文献２には、ＬＮＧタンクからＬＮＧを安全に払い出して気化させた後、これを需要圧まで昇圧する気化ガス設備が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００３−２４０１９４号公報
【特許文献２】特開２０１０−３１９０４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記のように、従来のＬＮＧ受入基地には、海水とＬＮＧとの熱交換によってＬＮＧを気化させるタイプの気化器が設置されることが多い。しかしながら、近年ではＬＮＧタンクを海岸から遠く離れた奥地に設置したいとの市場要求もあり、今後、ＬＮＧの気化に海水を利用できない状況が多く発生すると想定される。ＬＮＧを気化させるためには、海水以外の熱媒体とＬＮＧとを熱交換させれば良いが、新たに熱媒体の供給設備を追加することは全体の設備コストの増加を招くことになるため、設備コストの増加を最小限に抑えつつ、海水を利用しない気化設備の開発が要求されていた。
【０００６】
本発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、海水を利用せずにＬＮＧを気化でき、且つ設備コストの増加を最小限に抑えることの可能なＬＮＧ気化設備を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するために、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第１の解決手段として、ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器と、を具備することを特徴とする。
【０００８】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第２の解決手段として、上記第１の解決手段において、前記気化器からＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量を計測するＮＧ流量計と、前記気化器へ流入する前記凍結防止液の温度を気化器入口温度として計測する第１の温度計と、前記底部ヒータへ流入する前記凍結防止液の温度を底部ヒータ入口温度として計測する第２の温度計と、前記気化器入口温度及び前記底部ヒータ入口温度が前記ＮＧ流量に応じて設定された管理温度となるように前記加熱器を制御する制御装置と、を具備することを特徴とする。
【０００９】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第３の解決手段として、上記第１または第２の解決手段において、前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクから排出されたＢＯＧを燃料とするバーナ及び電気ヒータを含むことを特徴とする。
【００１０】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第４の解決手段として、上記第１〜第３のいずれか１つの解決手段において、前記気化器及び前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクの屋根に付設されていることを特徴とする。
【００１１】
また、本発明では、ＬＮＧ気化設備に係る第５の解決手段として、上記第１〜第４のいずれか１つの解決手段において、前記凍結防止液はエチレングリコールであることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明に係るＬＮＧ気化設備によれば、ＬＮＧタンクの底部ヒータに使用される凍結防止液をＬＮＧの気化に利用するため、海水を利用せずにＬＮＧを気化することができ、また、凍結防止液の流通によってＬＮＧタンクの底部の凍結を防ぐ底部ヒータは、従来からＬＮＧタンクに付設されていたものであるため、新たに熱媒体の供給設備を追加する必要はなく、設備コストの増加を最小限に抑えることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】本実施形態におけるＬＮＧ気化設備の概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を参照して、本発明の一実施形態について説明する。
図１は、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備の概略構成図である。この図１に示すように、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備は、ＬＮＧタンク１、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ、ブラインタンク３、ポンプ４、底部ヒータ５、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃ、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃ、ＮＧ流量計８、第１の温度計９、第２の温度計１０、及び制御装置１１から構成されている。なお、図１において、実線は流体（気体、或いは液体）の流れを示しており、点線は電気信号の流れを示している。
【００１５】
ＬＮＧタンク１は、ＬＮＧタンカーから受け入れ配管（図示省略）を介して移送されたＬＮＧを貯蔵する固定式の二重殻構造タンクである。なお、図１では図示を省略しているが、このＬＮＧタンク１の内部には、貯蔵されているＬＮＧをタンク外へ（気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ）払い出す払出ポンプが設置されている。
【００１６】
気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃは、ＬＮＧタンク１の屋根に付設された熱交換器であり、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃによって加熱されたエチレングリコール（凍結防止液）ＥＧとＬＮＧタンク１から払い出されたＬＮＧとの熱交換によってＬＮＧの気化を行うものである。これら気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃは、熱交換によって得られた天然ガス（ＮＧ）を不図示のＮＧ需要設備へ送出すると共に、熱交換後のエチレングリコールＥＧをブラインタンク３及びポンプ４を経由して底部ヒータ５へ再循環させる。なお、図１では説明の便宜上、３つの気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣがＬＮＧタンク１の屋根に付設された状態を示しているが、気化器の設置数はこれに限定されない。
【００１７】
ブラインタンク３は、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃから送出されるエチレングリコールＥＧを一時的に蓄えるバッファ用タンクである。ポンプ４は、ブラインタンク３から送出されるエチレングリコールＥＧを一定圧力で底部ヒータ５へ圧送するものである。底部ヒータ５は、ＬＮＧタンク１の底部に設置され、エチレングリコールＥＧの流通によってＬＮＧタンク１の底部の凍結を防ぐものである。
【００１８】
加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃは、ＬＮＧタンク１の屋根に付設されており、底部ヒータ５からバルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃを介して送出される低温のエチレングリコールＥＧを加熱し、加熱後のエチレングリコールＥＧを気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ送出する。これら加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃは、ＬＮＧタンク１から不図示のＢＯＧコンプレッサへ排出されるＢＯＧ（Boil Off Gas）の一部を燃料とするバーナ（６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１）及び電気ヒータ（６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２）を含んでいる。なお、図１では説明の便宜上、３つの加熱器６Ａ、６Ｂ、６ＣがＬＮＧタンク１の屋根に付設された状態を示しているが、加熱器の設置数はこれに限定されない。
【００１９】
バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃは、制御装置１１から入力される制御信号によって開度が制御される制御弁であり、それぞれ加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃに流入するエチレングリコールＥＧの流量を規制する役割を担っている。
【００２０】
ＮＧ流量計８は、気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣからＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量Ｌを計測し、その計測結果を示すＮＧ流量信号を制御装置１１に出力する。第１の温度計９は、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃへ流入するエチレングリコールＥＧの温度を気化器入口温度Ｔ１として計測し、その計測結果を示す第１の温度信号を制御装置１１に出力する。第２の温度計１０は、底部ヒータ５へ流入するエチレングリコールＥＧの温度を底部ヒータ入口温度Ｔ２として計測し、その計測結果を示す第２の温度信号を制御装置１１に出力する。
【００２１】
制御装置１１は、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃの開度を制御すると共に、ＮＧ流量計８から入力されるＮＧ流量信号、第１の温度計９から入力される第１の温度信号及び第２の温度計１０から入力される第２の温度信号に基づき、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２がＮＧ流量Ｌに応じて設定された管理温度となるように加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを制御する。この制御装置１１によるＬＮＧ気化設備の制御方法は以下の通りである。
【００２２】
まず、制御装置１１は、バルブ７Ａ、７Ｂ、７Ｃを常時開に制御することで、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃの各々に流入するエチレングリコールＥＧの流量を一定に保持する。また、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度は、ＮＧ流量Ｌが増えるほど高くなるように設定されている。つまり、制御装置１１は、ＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量Ｌが増えるほど、エチレングリコールＥＧに与える熱量が大きくなるように（換言すれば気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２が高くなるように）加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを制御する。
【００２３】
具体的には、制御装置１１は、ＮＧ流量Ｌが比較的小さい場合（つまり、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度が比較的低い場合）、加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃのバーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１を優先的に作動させる一方、ＮＧ流量Ｌが大きくなった場合（つまり、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２の管理温度が比較的高くなった場合）、バーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１に加えて電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２も作動させる。
【００２４】
これにより、気化器入口温度Ｔ１及び底部ヒータ入口温度Ｔ２は、ＮＧ流量Ｌに応じて設定された管理温度に保たれ、気化器２Ａ、２Ｂ、２ＣにはＬＮＧとの熱交換に必要な熱量を持つエチレングリコールＥＧが流入し、底部ヒータ５にはＬＮＧタンク１の底部凍結を防ぐのに必要な熱量を持つエチレングリコールＥＧが流入することになる。
【００２５】
以上のように、本実施形態におけるＬＮＧ気化設備によれば、ＬＮＧタンク１の底部ヒータ５に使用されるエチレングリコールＥＧをＬＮＧの気化に利用するため、海水を利用せずにＬＮＧを気化することができ、また、エチレングリコールＥＧの流通によってＬＮＧタンク１の底部の凍結を防ぐ底部ヒータ５は、従来からＬＮＧタンク１に付設されていたものであるため、新たに熱媒体の供給設備を追加する必要はなく、設備コストの増加を最小限に抑えることができる。
【００２６】
また、気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ及び加熱器６Ａ、６Ｂ、６ＣをＬＮＧタンク１の屋根に付設することにより、各設備を設置する敷地面積を小さくして配管長を短くすることができるため、設備コストの削減に寄与することができる。さらに、上記のように、ＬＮＧタンク１内で発生したＢＯＧを、バーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１によるエチレングリコールＥＧの加熱に積極的に利用し、電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２を補助的に利用することにより、ＬＮＧ気化設備の省エネルギー化を図ることができる。
【００２７】
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されず、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において実施形態の変更が可能であることは勿論である。例えば、本発明は上記実施形態の他、以下のような変形例が挙げられる。
【００２８】
（１）上記実施形態では、ＬＮＧタンク１の屋根に気化器２Ａ、２Ｂ、２Ｃ及び加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを付設する構成を例示したが、本発明はこれに限らず、これら気化器及び加熱器をＬＮＧタンク１の側壁に付設する構成を採用しても良い。また、気化器及び加熱器は必ずしもＬＮＧタンク１に付設する必要はなく、ＬＮＧタンク１から離れた位置に設置しても良い。
【００２９】
（２）上記実施形態では、底部ヒータ５に流通させる凍結防止液としてエチレングリコールＥＧを用いた場合を例示したが、本発明はこれに限らず、凍結防止液としてグリセリンなどの他の液体を用いても良い。
【００３０】
（３）上記実施形態では、ＢＯＧを燃料とするバーナ６Ａ１、６Ｂ１、６Ｃ１及び電気ヒータ６Ａ２、６Ｂ２、６Ｃ２を含む加熱器６Ａ、６Ｂ、６Ｃを例示したが、本発明はこれに限らず、バーナや電気ヒータ以外の加熱手段を利用する加熱器を用いても良い。
【符号の説明】
【００３１】
１…ＬＮＧタンク、２Ａ、２Ｂ、２Ｃ…気化器、３…ブラインタンク、４…ポンプ、５…底部ヒータ、６Ａ、６Ｂ、６Ｃ…加熱器、７Ａ、７Ｂ、７Ｃ…バルブ、８…ＮＧ流量計、９…第１の温度計、１０…第２の温度計、１１…制御装置
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、
前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、
前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器と、
を具備することを特徴とするＬＮＧ気化設備。
【請求項２】
前記気化器からＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量を計測するＮＧ流量計と、
前記気化器へ流入する前記凍結防止液の温度を気化器入口温度として計測する第１の温度計と、
前記底部ヒータへ流入する前記凍結防止液の温度を底部ヒータ入口温度として計測する第２の温度計と、
前記気化器入口温度及び前記底部ヒータ入口温度が前記ＮＧ流量に応じて設定された管理温度となるように前記加熱器を制御する制御装置と、
を具備することを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項３】
前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクから排出されたＢＯＧを燃料とするバーナ及び電気ヒータを含むことを特徴とする請求項１または２に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項４】
前記気化器及び前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクの屋根に付設されていることを特徴とする請求項１〜３のいずれか一項に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項５】
前記凍結防止液はエチレングリコールであることを特徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項１】
ＬＮＧタンクの底部に設置され、凍結防止液の流通によって前記底部の凍結を防ぐ底部ヒータと、
前記底部ヒータから送出される前記凍結防止液を加熱する加熱器と、
前記加熱器によって加熱された前記凍結防止液と前記ＬＮＧタンクから払い出されたＬＮＧとの熱交換によって前記ＬＮＧの気化を行い、熱交換後の前記凍結防止液を前記底部ヒータへ再循環させる気化器と、
を具備することを特徴とするＬＮＧ気化設備。
【請求項２】
前記気化器からＮＧ需要設備へ送出されるＮＧ流量を計測するＮＧ流量計と、
前記気化器へ流入する前記凍結防止液の温度を気化器入口温度として計測する第１の温度計と、
前記底部ヒータへ流入する前記凍結防止液の温度を底部ヒータ入口温度として計測する第２の温度計と、
前記気化器入口温度及び前記底部ヒータ入口温度が前記ＮＧ流量に応じて設定された管理温度となるように前記加熱器を制御する制御装置と、
を具備することを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項３】
前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクから排出されたＢＯＧを燃料とするバーナ及び電気ヒータを含むことを特徴とする請求項１または２に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項４】
前記気化器及び前記加熱器は、前記ＬＮＧタンクの屋根に付設されていることを特徴とする請求項１〜３のいずれか一項に記載のＬＮＧ気化設備。
【請求項５】
前記凍結防止液はエチレングリコールであることを特徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載のＬＮＧ気化設備。
【図１】
【公開番号】特開２０１２−１４１０３２（Ｐ２０１２−１４１０３２Ａ）
【公開日】平成２４年７月２６日（２０１２．７．２６）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−５２７（Ｐ２０１１−５２７）
【出願日】平成２３年１月５日（２０１１．１．５）
【出願人】（０００００００９９）株式会社ＩＨＩ (5,014)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年７月２６日（２０１２．７．２６）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年１月５日（２０１１．１．５）
【出願人】（０００００００９９）株式会社ＩＨＩ (5,014)
【Ｆターム（参考）】
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