(57)【要約】【課題】気化器を必要としないＬＮＧ燃料の供給装置を提供する。【解決手段】ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ容器１２と、一時貯留したＬＮＧを気化させて気化燃料を生成するバッファタンク１６とを、ＬＮＧを供給するＬＮＧ供給配管１４によって接続する。ＬＮＧ供給配管１４には、この配管の通路を開閉する遠隔制御可能な開閉弁２４を配設する。バッファタンク１６に接続される気化燃料供給配管２０には、気化燃料の供給対象たる熱機関に供給される気化燃料の圧力を調圧する減圧弁２２を配設する。そして、バッファタンク１６に取付けられる圧力センサ１８により検出されるバッファタンク１６の内圧Ｐｂが、所定の下限内圧Ｐｂ１未満となったとき開閉弁２４を開弁させる一方、バッファタンク内１６の内圧Ｐｂが、所定の上限内圧Ｐｂ２以上となったとき開閉弁２４を閉弁させる。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ容器と、
ＬＮＧを気化させて気化燃料を生成するバッファタンクと、
前記ＬＮＧ容器と前記バッファタンクとを接続するＬＮＧ供給配管と、
該ＬＮＧ供給配管内の通路を開閉する遠隔制御可能な開閉弁と、
該開閉弁の開閉を制御する制御手段と、
前記バッファタンクから熱機関に供給される気化燃料を所定圧力まで減圧する減圧弁と、
を含んで構成されたことを特徴とするＬＮＧ燃料の供給装置。
【請求項２】
前記バッファタンクの内圧を検出する圧力検出手段を更に備え、
前記制御手段は、前記圧力検出手段により検出されるバッファタンクの内圧が、所定の下限内圧未満になったとき前記開閉弁を開弁させる一方、前記圧力検出手段により検出されるバッファタンクの内圧が、所定の上限内圧以上となったとき前記開閉弁を閉弁させることを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ燃料の供給装置。
【請求項３】
前記バッファタンクの内圧を検出する圧力検出手段と、
前記ＬＮＧ容器内のＬＮＧの温度を検出する第１の温度検出手段と、
前記バッファタンク内の気化燃料の温度を検出する第２の温度検出手段と、
前記第１の温度検出手段により検出されるＬＮＧ容器内のＬＮＧの温度からＬＮＧの密度を算出するＬＮＧ密度算出手段と、
前記圧力検出手段により検出されるバッファタンクの内圧と前記第２の温度検出手段により検出されるバッファタンク内の気化燃料の温度とに基づいて、ＬＮＧの供給質量を算出する供給質量算出手段と、
該供給質量算出手段により算出されるＬＮＧの供給質量を、前記ＬＮＧ密度算出手段により算出されるＬＮＧ密度を用いて前記ＬＮＧ容器内のＬＮＧの体積に換算する体積換算手段と、
を更に備え、
前記制御手段は、前記圧力検出手段により検出されるバッファタンクの内圧が、所定の下限内圧未満になったとき前記開閉弁を開弁させる一方、前記体積換算手段により換算されるＬＮＧの体積を前記ＬＮＧ容器から前記バッファタンクへ供給したときに、前記開閉弁を閉弁することを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ燃料の供給装置。
【請求項４】
前記ＬＮＧ容器内のＬＮＧの液面レベルを検出する液面検出手段と、
前記ＬＮＧの体積の供給後に予想される前記ＬＮＧ容器のＬＮＧの液面レベルを算出する予想液面レベル算出手段と、
を更に備え、
前記制御手段は、前記液面検出手段により検出されるＬＮＧ容器内のＬＮＧの液面レベルが、前記予想液面レベル算出手段により算出される予想液面レベル以下となったときに、前記開閉弁を閉弁することを特徴とする請求項３記載のＬＮＧ燃料の供給装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ＬＮＧ燃料（液化天然ガス燃料）の供給装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
ＬＮＧ燃料の供給装置においては、例えば、特許文献１に記載されるように、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ容器から供給されるＬＮＧを気化器で気化させて気化燃料を生成することが周知である。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開平５−１１３１０８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、気化燃料の供給対象である熱機関において急激に負荷が高まったときなどの場合に備えて、気化燃料の生成能力に余裕を持たせるために、気化器は一般に大型化してその重量が増加するとともに、ＬＮＧ燃料の供給装置としての製造コストが上昇するという問題がある。
【０００５】
そこで、本発明は以上のような従来の問題点に鑑み、気化器を必要としないＬＮＧ燃料の供給装置の提供を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
このため、本発明に係るＬＮＧ燃料の供給装置は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ容器と、ＬＮＧを気化させて気化燃料を生成するバッファタンクと、ＬＮＧ容器とバッファタンクとを接続するＬＮＧ供給配管と、ＬＮＧ供給配管内の通路を開閉する遠隔制御可能な開閉弁と、開閉弁の開閉を制御する制御手段と、バッファタンクから熱機関に供給される気化燃料を所定圧力まで減圧する減圧弁と、を含んで構成されたことを特徴とする。
【発明の効果】
【０００７】
本発明によれば、ＬＮＧ容器からバッファタンクにＬＮＧを供給して、バッファタンク外部からの伝熱によりバッファタンク内のＬＮＧを気化させているので、気化器を必要としないＬＮＧ燃料の供給装置を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】第１の実施形態に係るＬＮＧ燃料の供給装置についての構成図
【図２】第１の実施形態に係る制御プログラムの処理内容を示すフローチャート
【図３】第２の実施形態に係るＬＮＧ燃料の供給装置についての構成図
【図４】第２の実施形態に係る制御プログラムの処理内容を示すフローチャート
【発明を実施するための形態】
【０００９】
以下、添付された図面を参照して本発明を詳述する。
図１は、ＬＮＧを燃料として用いる車両に対して本発明を適用した燃料供給装置の第１の実施形態を示している。
【００１０】
ＬＮＧ燃料の供給装置１０には、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ容器１２が備えられる。ＬＮＧ容器１２は、良好な断熱性を確保して極低温で貯蔵されるＬＮＧの気化を抑制すべく、密閉した内側容器１２ａ及び外側容器１２ｂからなり、これらの間が減圧されたいわゆる「魔法瓶構造」をなしている。
【００１１】
ＬＮＧ容器の下部に接続されるＬＮＧ供給配管１４には、所定容積（例えば１８０〜２００リットル）を有するバッファタンク１６が接続される。バッファタンク１６は、ＬＮＧ供給配管１４を介して、ＬＮＧ容器１２から供給されるＬＮＧを一時貯留すると共に、バッファタンク１６の外部からの伝熱により一時貯留するＬＮＧを気化させて気化燃料を生成する。バッファタンク１６には、バッファタンク１６の内圧を検出する圧力検出手段としての圧力センサ１８が取付けられる。
【００１２】
バッファタンク１６に接続される気化燃料供給配管２０には、減圧弁２２が配設される。減圧弁２２は、気化燃料の供給対象たる熱機関の一例としてのエンジンに供給される気化燃料の圧力を調圧すべく、バッファタンク１６から気化燃料供給配管２０を介して供給される気化燃料を、エンジンが要求する所定圧力まで減圧する。
【００１３】
ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６に対してＬＮＧの供給又は遮断を行うべく、ＬＮＧ容器１２とバッファタンク１６との間のＬＮＧ供給配管１４には、遠隔制御可能な開閉弁２４が配設される。ここで、開閉弁２４としては、安全性を確保すべく、例えば、常閉式電磁弁を用いることが望ましい。
【００１４】
コンピュータを内蔵するコントロールユニット２６には、圧力センサ１８からの圧力信号が入力される。そして、コントロールユニット２６は、ＲＯＭ（Read Only Memory）などに記憶された制御プログラムを実行することにより、バッファタンク１６の内圧に応じて開閉弁２４の開閉を制御する。なお、コントロールユニット２６は、制御プログラムを実行することで制御手段を実現する。
【００１５】
図２は、コントロールユニット２６において、イグニッションスイッチＯＮを契機として実行される制御プログラムを示す。
ステップ１（図では「Ｓ１」と略記する。以下同様）では、圧力センサ１８により検出されるバッファタンク１６の内圧Ｐｂと下限内圧Ｐｂ１との大小を判定する。ここで、下限内圧Ｐｂ１は、減圧弁２２を通してエンジンに気化燃料を供給するために必要な所定の圧力である。そして、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが、下限内圧Ｐｂ１未満のときには、ステップ２へと進む一方（Yes）、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが、下限内圧Ｐｂ１以上のときには、再び本ステップを実行する（No）。
【００１６】
ステップ２では、開閉弁２４を開弁させる。
ステップ３では、圧力センサ１８により検出されるバッファタンク１６の内圧Ｐｂ’と上限内圧Ｐｂ２との大小を判定する。ここで、上限内圧Ｐｂ２は、例えば、バッファタンク１６の耐圧限界を考慮した圧力と、ＬＮＧ容器１２の内圧ＰＬのうちのいずれか小さい方の値に等しい圧力であり、上限内圧Ｐｂ２は下限内圧Ｐｂ１より大きい圧力である。そして、バッファタンク１６の内圧Ｐｂ’が、下限内圧Ｐｂ２以上であるときには、ステップ４へと進む一方（Yes）、バッファタンク１６の内圧Ｐｂ’が、上限内圧Ｐｂ２未満であるときには、再び本ステップを実行する（No）。
【００１７】
ステップ４では、開閉弁２４を閉弁させる。その後、ステップ１に戻る。
このようなＬＮＧ燃料の供給装置１０によれば、ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６にＬＮＧを供給して、バッファタンク１６の外部からの伝熱によりバッファタンク１６内のＬＮＧを気化させているので、気化器を必要としないＬＮＧ燃料の供給装置を提供することができる。これにより、ＬＮＧ燃料の供給装置の大型化とそれに伴う重量増大を回避することができ、ひいては製造コストを低減することも可能となる。また、既存の圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵容器をバッファタンク１６として代用できるという利点もある。
【００１８】
なお、第１の実施形態に係るＬＮＧ燃料の供給装置１０において、圧力センサ１８の代わりに、例えば、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが下限内圧Ｐｂ１まで低下したときにＯＮとなる一方、内圧Ｐｂが上限内圧Ｐｂ２以上となったときにＯＦＦとなる圧力スイッチをバッファタンク１６に取付けた構成とすることもできる。この場合、圧力スイッチの一端には車両電源を、他端には開閉弁２４を電気的に接続することにより、バッファタンク１６の内圧に応じて開閉弁２４の開閉を制御できるので、コントロールユニット２６が不要となる利点がある。
【００１９】
図３は、ＬＮＧを燃料として用いる車両に対して本発明を適用した燃料供給装置の第２の実施形態を示している。なお、第１の実施形態と同一構成については、同一符号を付すことでその説明を省略又は簡潔にする。
【００２０】
ＬＮＧ容器１２には、ＬＮＧ容器１２内のＬＮＧの温度を検出する第１の温度検出手段としての温度センサ２８と、ＬＮＧの液面レベルを検出する液面検出手段としての液面レベルセンサ３０とが更に取付けられる。また、バッファタンク１６には、バッファタンク１６内の気化燃料の温度を検出する第２の温度検出手段としての温度センサ３２が更に取付けられる。
【００２１】
コンピュータを内蔵するコントロールユニット２６には、温度センサ２８及び温度センサ３２からの温度信号、液面レベルセンサ３０からの液面レベル信号、圧力センサ１８からの圧力信号が入力される。そして、コントロールユニット２６は、ＲＯＭなどに記憶された制御プログラムを実行することにより、ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６に対するＬＮＧの供給の必要性に応じて開閉弁２４の開閉を制御する。なお、コントロールユニット２６は、制御プログラムを実行することで、ＬＮＧ密度算出手段、供給質量算出手段、体積換算手段、予想液面レベル算出手段、及び、制御手段を実現する。
【００２２】
図４は、コントロールユニット２６において、イグニッションスイッチＯＮを契機として実行される制御プログラムを示す。
ステップ１では、圧力センサ１８により検出されるバッファタンク１６の内圧Ｐｂと下限内圧Ｐｂ１との大小を判定する。そして、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが、下限内圧Ｐｂ１未満であるときには、ステップ２へと進む一方（Yes）、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが、下限内圧Ｐｂ１以上のときには、再び本ステップを実行する（No）。
【００２３】
ステップ２では、コントロールユニット２６のＲＯＭなどに記憶されているＬＮＧの温度とＬＮＧの密度の相関マップを参照することにより、温度センサ２８により検出されるＬＮＧ容器１２内の温度ＴＬから、温度ＴＬにおけるＬＮＧの密度ＧＬを算出する。ＬＮＧはＣＨ4、Ｃ2Ｈ6、Ｃ3Ｈ8、…などの化学式で表される成分から組成されているので、温度ＴＬにおける各成分の密度[ｋｇ／ｍ3]であるＧＬCH4、ＧＬC2H6、ＧＬC3H8、…などを算出する。
【００２４】
ステップ３では、温度センサ３２から検出されるバッファタンク１６内の気化燃料の温度Ｔｂ[Ｋ]と、既知のバッファタンク１６の内圧Ｐｂ[Ｎ／ｍ2]及びＬＮＧ密度ＧＬ[ｋｇ／ｍ3]に基づいて、ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６へ供給するＬＮＧの供給量Ｓを算出する。具体的には、バッファタンク１６の内圧Ｐｂのときのバッファタンク１６中に存在する気化燃料の全分子数Ｎ[mol]は、バッファタンク１６の内圧が上限内圧Ｐｂ２のときのバッファタンク１６中に存在する気化燃料の全分子数Ｎ２[mol]に対して、Ｎ２−Ｎ[mol]だけ不足しているため、このＮ２−Ｎ[mol]の気化燃料に相当するＬＮＧ容器１２内のＬＮＧをバッファタンク１６へ供給すべくＬＮＧの供給質量を算出する。最終的には、Ｎ２―Ｎ[mol]に相当するＬＮＧの供給質量[ｋｇ]から換算したＬＮＧ容器１２内のＬＮＧの体積[ｍ3]を、ＬＮＧ供給量Ｓとして算出する。
【００２５】
気体定数をＲ[Ｊ／(Ｋ・mol)]、バッファタンク１６の内容積をＶ[ｍ3]とした場合において、バッファタンク１６内の気化燃料の各成分であるＣＨ4、Ｃ2Ｈ6、Ｃ3Ｈ8、…のモル分率をＡCH4、ＡC2H6、ＡC3H8、…[％]、分子量をＭCH4、ＭC2H6、ＭC3H8、…[ｇ／mol]とすると、気体の状態方程式を用いれば、ＬＮＧの供給量Ｓ[ｍ3]は、以下の式で表される。
【００２６】
【数１】
2011080363.tif 000003
【００２７】
ステップ４では、ＬＮＧの液面レベルＨＬ[ｍ]とＬＮＧ供給量Ｓ[ｍ3]とから、ＬＮＧ供給量Ｓの供給後に予想されるＬＮＧ容器１２のＬＮＧの予想液面レベルＨＬ１[ｍ]を算出する。例えば、ＬＮＧ容器１２が、断面積Ｄ[ｍ2]の筒体であり、その軸線が鉛直方向となるようにＬＮＧ容器１２が配置されるとすると、ＨＬ１＝ＨＬ−Ｓ／Ｄなる数式により予想液面レベルＨＬ１[ｍ]を算出する。
【００２８】
ステップ５では、開閉弁２４を開弁させる。
ステップ６では、ＬＮＧ容器１２内のＬＮＧの液面レベルＨＬ’と予想液面レベルＨＬ１との大小を判定する。そして、ＬＮＧの液面レベルＨＬ’が、予想液面レベルＨＬ１以下であるときには、ステップ７へと進む一方（Yes）、ＬＮＧの液面レベルＨＬ’が、予想液面レベルＨＬ１より大きいときには、ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６へのＬＮＧ供給量Ｓの供給を継続すべく、再び本ステップを実行する（No）。
【００２９】
ステップ７では、ＬＮＧ容器１２からバッファタンク１６へのＬＮＧ供給量Ｓの供給が完了しているため、開閉弁２４を閉弁させる。その後、ステップ１に戻る。
なお、バッファタンク１６からＬＮＧ容器１２への気化燃料の逆流を回避するため、ＬＮＧ容器１２とバッファタンク１６との間のＬＮＧ供給配管１４に、逆止弁を配設してもよい。
【００３０】
また、気化燃料の供給対象たる熱機関の負荷が急激に増大した場合に対応するために、バッファタンク１６の内圧Ｐｂが、下限内圧Ｐｂ１以上である場合であっても、例えば、アクセル開度などの変化率が所定値を上回ったときには熱機関の負荷が急激に増大したと判定して、開閉弁２４を開弁させてもよい。
【００３１】
さらに、上記実施形態においては、本発明をＬＮＧを燃料として用いる車両に適用した具体的な場合について説明したが、当然ながら、他の技術分野、例えば定置式のガスタービンエンジンなどにおいても適用可能である。
【符号の説明】
【００３２】
１２  ＬＮＧ容器
１６  バッファタンク
１８  圧力センサ
２２  減圧弁
２４  開閉弁
２６  コントロールユニット
２８  温度センサ
３０  液面レベルセンサ
３２  温度センサ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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