(57)【要約】【課題】運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担軽減を図りつつ、ガス消費先からの要求を満たすようＢＯＧ圧縮機の負荷制御を行い得るＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置を提供する。【解決手段】液化天然ガスを貯留するＬＮＧタンク１と、ＬＮＧタンク１に貯留された液化天然ガスを気化ガスとしてガス消費先へ導く気化器２と、ＬＮＧタンク１の内部に発生したボイルオフガスを加圧して気化器２で気化されたガスと共にガス消費先へ導くＢＯＧ圧縮機３と、ガス消費先へ導かれる気化ガスの気化ガス熱量ＣＯＲＶ及びボイルオフガスのＢＯＧ熱量ＣＢＯＧとガス消費先の要求熱量ＣＧＴとの比較結果に基づく負荷指令ＭをＢＯＧ圧縮機３へ出力する熱量演算部４Ａを有した制御器４とを備える。【選択図】図１
2018112218.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧタンクと、
液化ガスラインを通じて流入した液化天然ガスを気化させる気化器と、
気化ガスをガス消費先へ導く気化ガスラインと、
ボイルオフガスを加圧するＢＯＧ圧縮機と、
前記ガス消費先へ導かれる気化ガスの気化ガス熱量及びボイルオフガスのＢＯＧ熱量と前記ガス消費先の要求熱量に基づく負荷指令を前記ＢＯＧ圧縮機へ出力する熱量演算部を有した制御器と
を備えたＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置。
【請求項２】
前記ガス消費先へ導かれる気化ガスの熱量及びボイルオフガスの熱量を計測する熱量計を備えた請求項１記載のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置。
【請求項３】
前記ＬＮＧタンクの内圧を計測する槽内圧力計を備え、
前記制御器は、前記槽内圧力計で計測された内圧と圧力設定値との差に基づく負荷指令を前記ＢＯＧ圧縮機へ出力する圧力演算部を有している請求項１又は２記載のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置。
【請求項４】
前記制御器は、前記槽内圧力計で計測された内圧が、前記圧力設定値より低い圧力閾値未満である場合には、前記熱量演算部から出力される負荷指令を選択し、前記槽内圧力計で計測された内圧が前記圧力閾値に達している場合には、前記圧力演算部から出力される負荷指令を選択する切換器を有している請求項３記載のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置。
【請求項５】
前記ガス消費先へ導かれるガスのバッファを備えた請求項１〜４の何れか一項に記載のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
一般に、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）は、ＬＮＧタンクに貯留されており、専用のポンプで昇圧されてＬＮＧタンクから抜き出された後、気化器において気化され、発電設備（ガス消費先）へ供給される。
【０００３】
又、前記ＬＮＧタンク内の液化天然ガスの液面からは絶えず、約−１６２［℃］の超低温でメタンガスを主成分とするボイルオフガス（ＢＯＧ: Boil Off Gas）が蒸発している。このため、前記ボイルオフガスは、前記ＬＮＧタンクから抜き出されてＢＯＧ圧縮機へ供給され、該ＢＯＧ圧縮機で昇圧された後、前記気化器で気化された気化ガスと混合されて利用に供される。
【０００４】
従来、前記ＢＯＧ圧縮機は、ＬＮＧタンクの内部の圧力を設定値に保持するよう、負荷制御が行われていた。因みに、前記ＢＯＧ圧縮機の負荷は、０％、２５％、５０％、７５％、１００％といったように段階的に変化させるようになっている。
【０００５】
尚、前記ＢＯＧ圧縮機の負荷制御と関連する一般的技術水準を示すものとしては、例えば、特許文献１がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開平６−２９９１７３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ところで、前記気化器で気化された気化ガスには、メタン以外にエタン、プロパン、ブタン等が含まれているのに対し、前記ボイルオフガスはメタンガスを主成分としている。このため、前記ボイルオフガスに比較すると、前記気化器で気化された気化ガスの熱量は小さくなっている。
【０００８】
そして、前記ＢＯＧ圧縮機の負荷制御に伴ってボイルオフガスが混合されるガスの組成の変化は、ガス消費先としての発電設備におけるガスタービンの燃焼効率に大きく影響するため、ガス消費先としての発電設備からは、ガスの組成即ち熱量を一定又は熱量変化を緩やかにする要求が多くなっている。
【０００９】
しかしながら、前記ＢＯＧ圧縮機の負荷制御は自動運転ではなく、運転員がガス消費先としての発電設備に確認後、手動運転によりＢＯＧ圧縮機の負荷を変動させることで対応しており、運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担が大きく且つ負荷制御も難しくなっているのが現状であり、改善が望まれていた。
【００１０】
本発明は、上記従来の問題点に鑑みてなしたもので、運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担軽減を図りつつ、ガス消費先からの要求を満たすようＢＯＧ圧縮機の負荷制御を行い得るＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置を提供しようとするものである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するために、本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置は、ＬＮＧタンクと、
液化ガスラインを通じて流入した液化天然ガスを気化させる気化器と、
気化ガスをガス消費先へ導く気化ガスラインと、
ボイルオフガスを加圧するＢＯＧ圧縮機と、
前記ガス消費先へ導かれる気化ガスの気化ガス熱量及びボイルオフガスのＢＯＧ熱量と前記ガス消費先の要求熱量に基づく負荷指令を前記ＢＯＧ圧縮機へ出力する熱量演算部を有した制御器と
を備えることができる。
【００１２】
前記ＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置においては、前記ガス消費先へ導かれる気化ガスの気化ガス熱量及びボイルオフガスのＢＯＧ熱量を計測する熱量計を備えることができる。
【００１３】
前記ＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置においては、前記ＬＮＧタンクの内圧を計測する槽内圧力計を備え、
前記制御器は、前記槽内圧力計で計測された内圧と圧力設定値との差に基づく負荷指令を前記ＢＯＧ圧縮機へ出力する圧力演算部を有することができる。
【００１４】
前記ＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置において、前記制御器は、前記槽内圧力計で計測された内圧が、前記圧力設定値より低い圧力閾値未満である場合には、前記熱量演算部から出力される負荷指令を選択し、前記槽内圧力計で計測された内圧が前記圧力閾値に達している場合には、前記圧力演算部から出力される負荷指令を選択する切換器を有することができる。
【００１５】
前記ＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置においては、前記ガス消費先へ導かれるガスのバッファを備えることができる。
【発明の効果】
【００１６】
本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置によれば、運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担軽減を図りつつ、ガス消費先からの要求を満たすようＢＯＧ圧縮機の負荷制御を行い得るという優れた効果を奏し得る。
【図面の簡単な説明】
【００１７】
【図１】本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置の実施例を示す全体概要構成図である。
【図２】本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置の実施例における制御器の熱量演算部を示すブロック図である。
【図３】本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置の実施例における制御器を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１８】
以下、本発明の実施の形態を添付図面を参照して説明する。
【００１９】
図１、図２及び図３は本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置の実施例である。
【００２０】
本実施例におけるＬＮＧ貯留設備は、ＬＮＧタンク１と、気化器２と、ＢＯＧ圧縮機３と、制御器４とを備えている。
【００２１】
前記ＬＮＧタンク１には、液化天然ガスが貯留され、槽内圧力計５が設けられている。前記槽内圧力計５は、ＬＮＧタンク１の屋根部（上部）に位置し、ＬＮＧタンク１の内圧ＰＴ［ｋＰａ］（気化ガスの圧力）を計測するようになっている。
【００２２】
前記気化器２は、ＬＮＧタンク１に貯留された液化天然ガスを汲み上げるポンプ６からＬＮＧタンク１の外部へ延びる液化ガスライン８に設けられる。又、前記気化器２は、前記液化天然ガスを気化させて、気化ガスを気化ガスライン８´によりガス消費先としての発電設備７へ導くようになっている。前記気化器２の入側における液化ガスライン８には、液化ガス流量計９と、流量調節弁１０とが上流から下流に向かって順に設けられ、前記気化器２の出側における気化ガスライン８´には、熱量計としての気化ガス熱量計１１が設けられている。前記液化ガス流量計９は、気化器２で液化天然ガスから気化される気化ガスの気化ガス流量ＱＯＲＶ［ｋｇ／ｈｒ］を計測し、前記気化ガス熱量計１１は、気化ガス熱量ＣＯＲＶ［ＭＪ／ｋｇ］を計測するようになっている。
【００２３】
前記ＢＯＧ圧縮機３は、前記ＬＮＧタンク１の屋根部に一端が接続され且つ前記気化ガス熱量計１１より下流側における気化ガスライン８´に他端が接続されたＢＯＧライン１２に設けられ、前記ＬＮＧタンク１の内部に発生したボイルオフガスを加圧して前記気化器２で気化された気化ガスと共にガス消費先としての発電設備７へ導くようになっている。前記ＢＯＧ圧縮機３の出側におけるＢＯＧライン１２には、熱量計としてのＢＯＧ熱量計１３と、ＢＯＧ流量計１４とが上流から下流に向かって順に設けられている。前記ＢＯＧ熱量計１３は、ＢＯＧ熱量ＣＢＯＧ［ＭＪ／ｋｇ］を計測し、前記ＢＯＧ流量計１４は、ＢＯＧ流量ＱＢＯＧ［ｋｇ／ｈｒ］を計測するようになっている。
【００２４】
前記ＢＯＧライン１２の接続点より下流側における気化ガスライン８´には、ガス圧力計１５が設けられていると共に、ガス圧力計１５より下流側には、バッファ１６が設けられている。前記ガス圧力計１５は、気化器２で気化された気化ガスにボイルオフガスが混合されたガスの圧力ＰＬ［ｋＰａ］を計測するようになっている。前記バッファ１６は、ＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化を吸収するようになっている。尚、前記バッファ１６については、気化ガスを撹拌させるために容積を確保できるものであれば、気化ガスライン８´の径を大きくしたものであっても対応可能となる。又、前記バッファ１６は、別途タンクを設けたものやチャンバのようなものであっても良い。但し、前記バッファ１６は、安全弁等を設けた大掛かりな機器にすると、コスト高の問題があるので、安全弁等が不要となる簡易な構造である方が望ましい。
【００２５】
前記制御器４は、熱量演算部４Ａと、圧力演算部４Ｂとを有している。尚、図２には、前記制御器４の主要部である熱量演算部４Ａのみを単独で示している。
【００２６】
前記熱量演算部４Ａは、図１に示す如く、前記ガス消費先としての発電設備７へ導かれる気化ガスの気化ガス熱量ＣＯＲＶ及びボイルオフガスのＢＯＧ熱量ＣＢＯＧと前記ガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴとの比較結果に基づく負荷指令Ｍを前記ＢＯＧ圧縮機３へ出力するようになっている。より詳細には、図２に示す如く、前記熱量演算部４Ａは、第一減算器２０と、第二減算器２１と、除算器２２と、乗算器２３と、第三減算器２４と、第一シグナルモニタスイッチ２５とを有している。前記第一減算器２０は、ＢＯＧ熱量ＣＢＯＧ［ＭＪ／ｋｇ］と要求熱量ＣＧＴ［ＭＪ／ｋｇ］との差（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ）を求めるようになっている。前記第二減算器２１は、要求熱量ＣＧＴ［ＭＪ／ｋｇ］と気化ガス熱量ＣＯＲＶ［ＭＪ／ｋｇ］との差（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）を求めるようになっている。前記除算器２２は、（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ）を求めるようになっている。前記乗算器２３は、（（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ））×ＱＯＲＶをＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳとして求めるようになっている。前記第三減算器２４は、ＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳと前記ＢＯＧ流量計１４で計測されたＢＯＧ流量ＱＢＯＧとの差を求めるようになっている。前記第一シグナルモニタスイッチ２５は、前記第三減算器２４で求められた差が正の許容上限値以上である場合にはＢＯＧ圧縮機３の負荷を増加させる指令を切換器３０（図３参照）へ出力する一方、前記第三減算器２４で求められた差が負の許容下限値以下である場合にはＢＯＧ圧縮機３の負荷を減少させる指令を切換器３０（図３参照）へ出力するようになっている。
【００２７】
前記主要部である熱量演算部４Ａと共に前記制御器４に設けられる圧力演算部４Ｂは、図１、図３に示す如く、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴ［ｋＰａ］と圧力設定値ＰＴＳ［ｋＰａ］との差に基づく負荷指令Ｍを前記ＢＯＧ圧縮機３へ出力するようになっている。より詳細には、図３に示す如く、前記圧力演算部４Ｂは、第四減算器４０と、第二シグナルモニタスイッチ４１とを有している。前記第四減算器４０は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴ［ｋＰａ］と圧力設定値ＰＴＳ［ｋＰａ］との差を求めるようになっている。前記第二シグナルモニタスイッチ４１は、前記第四減算器４０で求められた差が正の許容上限値以上である場合にはＢＯＧ圧縮機３の負荷を増加させる指令を切換器３０へ出力する一方、前記第四減算器４０で求められた差が負の許容下限値以下である場合にはＢＯＧ圧縮機３の負荷を減少させる指令を切換器３０へ出力するようになっている。
【００２８】
前記切換器３０は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨ（例えば、２０［ｋＰａ］）未満である場合には、図３中、ｂ側（熱量演算部４Ａ側）に切り換えられ、前記熱量演算部４Ａから出力される負荷増加或いは負荷減少の負荷指令Ｍを選択し、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨに達している場合には、図３中、ａ側（圧力演算部４Ｂ側）に切り換えられ、前記圧力演算部４Ｂから出力される負荷増加或いは負荷減少の負荷指令Ｍを選択するようになっている。この作動を行わせるために、前記制御器４は、第三シグナルモニタスイッチ３１を有している。前記第三シグナルモニタスイッチ３１は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨに達している場合に、図３中、前記切換器３０に対する入力をｂ側からａ側へ切り換える切換信号Ｓを前記切換器３０へ出力するようになっている。尚、前記圧力閾値ＰＴＴＨは圧力設定値ＰＴＳより低く、ＰＴＴＨ＜ＰＴＳとなっている。
【００２９】
一方、前記気化器２で気化される気化ガスは、図１に示す如く、前記ガス圧力計１５で計測されたガスの圧力ＰＬに基づいて比例積分微分調節器５０から出力される開度指令Ｒによって流量調節弁１０の開度を調節することにより、圧力制御されている。つまり、ガス消費先としての発電設備７へ送給されるガスの圧力ＰＬが設定値未満であれば、流量調節弁１０の開度を拡げて気化器２の入口流量を増加し、前記ガスの圧力ＰＬが設定値以上であれば、流量調節弁１０の開度を絞って気化器２の入口流量を減少させるようになっている。尚、前記比例積分微分調節器５０には、ガス消費先としての発電設備７からのガス消費量がフィードフォワード要素として入力され、圧力制御に使用されている。
【００３０】
次に、上記実施例の作用を説明する。
【００３１】
ＬＮＧタンク１に貯留された液化天然ガスは、ポンプ６で汲み上げられて気化器２で気化され、気化された気化ガスが気化ガスライン８´からガス消費先としての発電設備７へ導かれる。
【００３２】
前記ＬＮＧタンク１の内部に発生したボイルオフガスは、ＢＯＧライン１２に抜き出されてＢＯＧ圧縮機３で加圧され、前記気化器２で気化された気化ガスと共にガス消費先としての発電設備７へ導かれる。
【００３３】
ここで、前記ＬＮＧタンク１の内圧ＰＴは槽内圧力計５で計測され、該槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨ（例えば、２０［ｋＰａ］）未満である場合、切換器３０は、図３中、ｂ側（熱量演算部４Ａ側）に切り換えられている。
【００３４】
この状態で、前記気化器２で気化される気化ガスの気化ガス流量ＱＯＲＶが液化ガス流量計９により計測され、前記気化器２で気化された気化ガスの気化ガス熱量ＣＯＲＶが気化ガス熱量計１１により計測され、ＢＯＧ熱量ＣＢＯＧがＢＯＧ熱量計１３により計測され、ＢＯＧ流量ＱＢＯＧがＢＯＧ流量計１４により計測される。そして、ガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴが制御器４の熱量演算部４Ａへ入力されると共に、前記気化ガス流量ＱＯＲＶ、前記気化ガス熱量ＣＯＲＶ、前記ＢＯＧ熱量ＣＢＯＧ、前記ＢＯＧ流量ＱＢＯＧが制御器４の熱量演算部４Ａへ入力される。
【００３５】
前記熱量演算部４Ａにおいては、図２及び図３に示す如く、先ず、第一減算器２０で、ＢＯＧ熱量ＣＢＯＧと要求熱量ＣＧＴとの差（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ）が求められると共に、第二減算器２１で、要求熱量ＣＧＴと気化ガス熱量ＣＯＲＶとの差（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）が求められる。
【００３６】
続いて、前記熱量演算部４Ａの除算器２２で、（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ）が求められ、乗算器２３で、（（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ））×ＱＯＲＶがＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳとして求められる。
【００３７】
ここで、例えば、前記ガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴが
ＣＧＴ＝４５［ＭＪ／ｋｇ］
であって、前記気化ガス熱量計１１により計測された気化ガス熱量ＣＯＲＶと、前記ＢＯＧ熱量計１３により計測されたＢＯＧ熱量ＣＢＯＧとがそれぞれ
ＣＯＲＶ＝４２［ＭＪ／ｋｇ］
ＣＢＯＧ＝５５［ＭＪ／ｋｇ］
であり、前記液化ガス流量計９により計測された気化ガス流量ＱＯＲＶが
ＱＯＲＶ＝４６１５４［ｋｇ／ｈｒ］・・・（１）
であった場合、ＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳは、
ＱＢＯＧＳ＝（（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ））×ＱＯＲＶ
＝（（４５−４２）／（５５−４５））×４６１５４
＝１３８４６［ｋｇ／ｈｒ］・・・（２）
として求めることができる。
【００３８】
又、前記ガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴが
ＣＧＴ＝４４［ＭＪ／ｋｇ］
に変化し、前記気化ガス熱量計１１により計測された気化ガス熱量ＣＯＲＶと、前記ＢＯＧ熱量計１３により計測されたＢＯＧ熱量ＣＢＯＧとがそれぞれ前述と同様、
ＣＯＲＶ＝４２［ＭＪ／ｋｇ］
ＣＢＯＧ＝５５［ＭＪ／ｋｇ］
であり、前記液化ガス流量計９により計測された気化ガス流量ＱＯＲＶが
ＱＯＲＶ＝５０７６９［ｋｇ／ｈｒ］・・・（３）
であった場合、ＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳは、
ＱＢＯＧＳ＝（（ＣＧＴ−ＣＯＲＶ）／（ＣＢＯＧ−ＣＧＴ））×ＱＯＲＶ
＝（（４４−４２）／（５５−４４））×５０７６９
＝９２３１［ｋｇ／ｈｒ］・・・（４）
として求めることができる。
【００３９】
この後、前記熱量演算部４Ａの第三減算器２４で、ＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳと前記ＢＯＧ流量計１４で計測されたＢＯＧ流量ＱＢＯＧとの差が求められる。前記第三減算器２４で求められた差が正の許容上限値以上である場合には、前記ＢＯＧ流量計１４で計測されたＢＯＧ流量ＱＢＯＧが不足しているため、第一シグナルモニタスイッチ２５からＢＯＧ圧縮機３の負荷を増加させる指令（負荷指令Ｍ）が前記切換器３０を介してＢＯＧ圧縮機３へ出力される。一方、前記熱量演算部４Ａの第三減算器２４で求められた差が負の許容下限値以下である場合には、前記ＢＯＧ流量計１４で計測されたＢＯＧ流量ＱＢＯＧが過剰となっているため、第一シグナルモニタスイッチ２５からＢＯＧ圧縮機３の負荷を減少させる指令（負荷指令Ｍ）が切換器３０を介してＢＯＧ圧縮機３へ出力される。
【００４０】
前記ＢＯＧ圧縮機３が負荷指令Ｍに基づいて制御され、ＢＯＧ流量ＱＢＯＧがＢＯＧ流量設定値ＱＢＯＧＳに保持されると、ガス消費先としての発電設備７でのガス消費量は、上記の式（１）と式（２）の場合には、
ＱＯＲＶ＋ＱＢＯＧ＝４６１５４＋１３８４６
＝６００００［ｋｇ／ｈｒ］
となる。同様に、上記の式（３）と式（４）の場合におけるガス消費量は、
ＱＯＲＶ＋ＱＢＯＧ＝５０７６９＋９２３１
＝６００００［ｋｇ／ｈｒ］
となる。
【００４１】
上記の説明は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨ（例えば、２０［ｋＰａ］）未満である場合のものであるが、前記内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨに達した場合、第三シグナルモニタスイッチ３１から切換信号Ｓが前記切換器３０へ出力され、該切換器３０は、図３中、ｂ側（熱量演算部４Ａ側）からａ側（圧力演算部４Ｂ側）へ切り換えられる。
【００４２】
前記圧力演算部４Ｂの第四減算器４０で、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴ［ｋＰａ］と圧力設定値ＰＴＳ［ｋＰａ］との差が求められる。前記第四減算器４０で求められた差が正の許容上限値以上である場合には、第二シグナルモニタスイッチ４１からＢＯＧ圧縮機３の負荷を増加させる指令（負荷指令Ｍ）が切換器３０を介してＢＯＧ圧縮機３へ出力される一方、前記第四減算器４０で求められた差が負の許容下限値以下である場合にはＢＯＧ圧縮機３の負荷を減少させる指令（負荷指令Ｍ）が切換器３０を介してＢＯＧ圧縮機３へ出力される。
【００４３】
即ち、前記ＬＮＧタンク１の内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨに達した場合には、ＬＮＧタンク１の圧力制御が優先的に行われるため、前記内圧ＰＴが異常に上昇してしまうことが避けられ、ＬＮＧタンク１の健全な運転を安定して継続することが可能となる。
【００４４】
又、前記ＢＯＧライン１２の接続点より下流側における気化ガスライン８´には、バッファ１６が設けられている。一般に、ガス消費先としての発電設備７へつながる気化ガスライン８´の距離は非常に長く、又、そのボリュームも非常に大きい。しかし、仮に、前記気化ガスライン８´の距離があまり長くなく、又、そのボリュームもあまり大きくないと、前記ＢＯＧ圧縮機３の負荷が０％、２５％、５０％、７５％、１００％といったように段階的に変化した場合、これに伴うＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化を気化ガスライン８´の距離やボリュームで吸収できず、ガス組成の変化が急激となって、ガス消費先としての発電設備７での外乱となり、要求熱量ＣＧＴの調節が不安定となる虞がある。これに対し、前記気化ガスライン８´にバッファ１６が設けられていれば、気化ガスライン８´の距離やボリュームがＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化を吸収する上で充分でないような場合に、ＢＯＧ圧縮機３の負荷が段階的に制御されても、これに伴うＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化はバッファ１６によって吸収でき、ガス組成の変化も緩やかとなり、ガス消費先としての発電設備７での外乱をなくして、要求熱量ＣＧＴの調節を安定して行うことができる。
【００４５】
一方、前記気化ガスライン８´を流れるガスの圧力ＰＬは、図１に示す如く、ガス圧力計１５で計測されて比例積分微分調節器５０に入力され、ガス消費先としての発電設備７へ送給されるガスの圧力ＰＬが設定値未満である場合、前記比例積分微分調節器５０から出力される開度指令Ｒにより、流量調節弁１０の開度が拡げられて気化器２の入口流量が増加される。又、前記ガスの圧力ＰＬが設定値以上である場合、前記比例積分微分調節器５０から出力される開度指令Ｒにより、流量調節弁１０の開度が絞られて気化器２の入口流量が減少される。尚、前記比例積分微分調節器５０には、ガス消費先としての発電設備７からのガス消費量がフィードフォワード要素として入力され、圧力制御に使用されているため、万が一、ガス消費先としての発電設備７にトラブルが発生し、急激にガス消費量が変化した場合にも対応が可能となる。
【００４６】
本実施例では、ガス消費先としての発電設備７におけるガスタービンの燃焼効率に大きく影響するガスの組成即ち熱量を要求に応じて変化させるべく、前記ＢＯＧ圧縮機３の負荷制御を自動運転することが可能となり、運転員がガス消費先としての発電設備７に確認後、手動運転によりＢＯＧ圧縮機３の負荷を変動させるようなことをしなくて済み、運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担が小さくなると共に、負荷制御も容易となる。
【００４７】
こうして、運転員の圧縮機の負荷制御にかかる負担軽減を図りつつ、ガス消費先としての発電設備７からの要求を満たすようＢＯＧ圧縮機３の負荷制御を行い得る。
【００４８】
そして、本実施例の場合、前記ガス消費先としての発電設備７へ導かれるガスの熱量を計測する熱量計として気化ガス熱量計１１とＢＯＧ熱量計１３とを備えている。このように構成すると、ガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴと前記気化ガス熱量計１１で計測される気化ガス熱量ＣＯＲＶとの差と、前記ＢＯＧ熱量計１３で計測されるＢＯＧ熱量ＣＢＯＧとガス消費先としての発電設備７の要求熱量ＣＧＴとの差との割合を熱量演算部４Ａでの演算に用いることができる。
【００４９】
又、前記ＬＮＧタンク１の内圧ＰＴを計測する槽内圧力計５を備え、前記制御器４は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴと圧力設定値ＰＴＳとの差に基づく負荷指令Ｍを前記ＢＯＧ圧縮機３へ出力する圧力演算部４Ｂを有している。このように構成すると、前記制御器４の圧力演算部４ＢによりＬＮＧタンク１の内圧ＰＴを圧力設定値ＰＴＳに調整して保持する制御を行うことができる。
【００５０】
又、前記制御器４は、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが、前記圧力設定値ＰＴＳより低い圧力閾値ＰＴＴＨ未満である場合には、前記熱量演算部４Ａから出力される負荷指令Ｍを選択し、前記槽内圧力計５で計測された内圧ＰＴが前記圧力閾値ＰＴＴＨに達している場合には、前記圧力演算部４Ｂから出力される負荷指令Ｍを選択する切換器３０を有している。このように構成すると、前記ＬＮＧタンク１の内圧ＰＴが圧力閾値ＰＴＴＨに達している場合には、ＬＮＧタンク１の圧力制御が優先的に行われるため、前記内圧ＰＴが異常に上昇してしまうことが避けられ、ＬＮＧタンク１の健全な運転を安定して継続することが可能となる。
【００５１】
更に又、前記ガス消費先としての発電設備７へ導かれるガスのバッファ１６を備えている。このように構成すると、ガス消費先としての発電設備７へつながる気化ガスライン８´の距離やボリュームがＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化を吸収する上で充分でないような場合に、ＢＯＧ圧縮機３の負荷が段階的に制御されても、これに伴うＢＯＧ圧縮機３のボイルオフガスの流量の変化による熱量の変化はバッファ１６によって吸収でき、ガス組成の変化も緩やかとなり、ガス消費先としての発電設備７での外乱をなくして、要求熱量ＣＧＴの調節を安定して行うことができる。
【００５２】
尚、本発明のＬＮＧ貯留設備のＢＯＧ圧縮機負荷制御装置は、上述の実施例にのみ限定されるものではなく、ガス消費先は発電設備に限らず、液化天然ガスを使用する化学プラントのような各種設備にも適用可能なこと等、その他、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において種々変更を加え得ることは勿論である。
【符号の説明】
【００５３】
１        ＬＮＧタンク
２        気化器
３        ＢＯＧ圧縮機
４        制御器
４Ａ      熱量演算部
４Ｂ      圧力演算部
５        槽内圧力計
７        発電設備（ガス消費先）
８        液化ガスライン
８´      気化ガスライン
１１        気化ガス熱量計（熱量計）
１３        ＢＯＧ熱量計（熱量計）
１６        バッファ
３０        切換器
Ｍ        負荷指令
Ｒ        開度指令
ＣＧＴ      要求熱量
ＣＯＲＶ     気化ガス熱量
ＣＢＯＧ     ＢＯＧ熱量
ＰＴ       内圧
ＰＴＳ      圧力設定値
ＰＴＴＨ     圧力閾値
【図１】
2018112218.tif 000003
【図２】
2018112218.tif 000004
【図３】
2018112218.tif 000005