(57)【要約】【課題】通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制し得る液化天然ガス気化器を提供する。【解決手段】外殻体５の内部が、縦向きの管板６にてヘッダ室形成空間７と熱交換空間８とに仕切られ、ヘッダ室形成空間７が、管板６から延びる仕切り板９にて入口側ヘッダ室１０及び出口側ヘッダ室１１とに仕切られ、液化天然ガス気化用の複数の伝熱管１２が、夫々の一端が管板６を貫通して入口側ヘッダ室１０に連通し且つ夫々の他端が管板６を貫通して出口側ヘッダ室１１に連通する状態で、熱交換空間８に配設され、入口側ヘッダ室１０に、液化天然ガス導入部１３が設けられ、出口側ヘッダ室１１に、天然ガス排出部１４が設けられた液化天然ガス気化器であって、管板６における少なくとも入口側ヘッダ室１０を仕切る部分の熱交換空間８側の部分が、断熱材４０にて覆われている。【選択図】図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
外殻体の内部が、縦向きの管板にてヘッダ室形成空間と液化天然ガスを気化させる熱媒体が通流する熱交換空間とに仕切られ、
前記ヘッダ室形成空間が、前記管板から延びる仕切り板にて入口側ヘッダ室及び出口側ヘッダ室とに仕切られ、
液化天然ガス気化用の複数の伝熱管が、夫々の一端が前記管板を貫通して前記入口側ヘッダ室に連通し且つ夫々の他端が前記管板を貫通して前記出口側ヘッダ室に連通する状態で、前記熱交換空間に配設され、
前記入口側ヘッダ室に、液化天然ガスを導入する液化天然ガス導入部が設けられ、前記出口側ヘッダ室に、気化された天然ガスを排出する天然ガス排出部が設けられた液化天然ガス気化器であって、
前記管板における少なくとも前記入口側ヘッダ室を仕切る部分の前記熱交換空間側の部分が、断熱材にて覆われている液化天然ガス気化器。
【請求項２】
前記入口側ヘッダ室が、前記出口側ヘッダ室の下方に設けられている請求項１に記載の液化天然ガス気化器。
【請求項３】
前記入口側ヘッダ室が、前記出口側ヘッダ室の上方に設けられている請求項１に記載の液化天然ガス気化器。
【請求項４】
前記入口側ヘッダ室の底部に、前記入口側ヘッダ室の内部空間における、前記入口側ヘッダ室に臨む複数の前記伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部よりも低い部分を縮小する下敷き部材が設けられている請求項１〜３のいずれか１項に記載の液化天然ガス気化器。
【請求項５】
前記下敷き部材の上面が、前記入口側ヘッダ室に臨む複数の前記伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部に近づくほど低くなるように、当該開口部に向かって傾斜している請求項４に記載の液化天然ガス気化器。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、外殻体の内部が、縦向きの管板にてヘッダ室形成空間と液化天然ガスを気化させる熱媒体が通流する熱交換空間とに仕切られ、ヘッダ室形成空間が、管板から延びる仕切り板にて入口側ヘッダ室及び出口側ヘッダ室とに仕切られ、液化天然ガス気化用の複数の伝熱管が、夫々の一端が管板を貫通して入口側ヘッダ室に連通し且つ夫々の他端が管板を貫通して出口側ヘッダ室に連通する状態で、熱交換空間に配設され、入口側ヘッダ室に、液化天然ガスを導入する液化天然ガス導入部が設けられ、出口側ヘッダ室に、気化された天然ガスを排出する天然ガス排出部が設けられた液化天然ガス気化器に関する。
【背景技術】
【０００２】
かかる液化天然ガス気化器は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させて天然ガス（ＮＧ）を生成するものである。つまり、液化天然ガスを液化天然ガス導入部から入口側ヘッダ室に供給して伝熱管に通流させる。そして、伝熱管を通流する液化天然ガスを伝熱管の外周部の熱媒体との熱交換により気化させて、天然ガスを生成し、生成された天然ガスを出口側ヘッダ室に流入させて、天然ガス排出部から天然ガス消費先に向けて送出するように構成されている（例えば、特許文献１参照。）。
【０００３】
ところで、このような液化天然ガス気化器では、天然ガス消費先での天然ガスの需要がないときは、液化天然ガスを通常運転における流量よりも少ない待機流量で入口側ヘッダ室に供給する待機運転を継続するか、あるいは、液化天然ガス導入部から入口側ヘッダ室への液化天然ガスの供給を停止して、液化天然ガス気化器の運転を停止するようになっている。
【０００４】
つまり、次に通常運転を再開するときに、液化天然ガスの供給による急激な冷却により、液化天然ガス気化器（特に管板）に大きな熱応力が発生するのを抑制するために、通常運転の終了後も待機運転を継続して、液化天然ガス気化器（特に管板）を所定の目標予冷状態に保持している。
あるいは、通常運転を停止状態から再開するときは、液化天然ガスを通常運転における流量よりも少ない起動流量で供給する起動運転を実行して、液化天然ガス気化器を所定の目標予冷状態に冷却した後、通常運転を開始するようになっている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１６−１２５５６７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ところで、液化天然ガスの主成分はメタンであるが、液化天然ガスには、エタン、プロパン、ブタン等、メタンよりも沸点が高く、熱量が大きい成分（以下、重質分と記載する場合がある）が含有されている。ちなみに、液化天然ガス中のメタンの含有率は、例えば９０％程度であり、残りがエタン、プロパン、ブタン等である。
【０００７】
そして、液化天然ガス中で沸点の低いメタンは重質分に比べて気化し易いので、入口側ヘッダ室への液化天然ガスの供給流量が通常運転よりも少ない待機運転や起動運転では、入口側ヘッダ室の底部や、複数の伝熱管のうちで、入口側ヘッダ室の底部に連通する伝熱管の液相部分（液化天然ガスが通流する部分）に、重質分が残留し易い。
【０００８】
一方、従来の液化天然ガス気化器では、管板が、液化天然ガスに比べてかなり高温の熱媒体が通流する熱交換空間に曝されているので、熱交換空間から管板への入熱量が大きい。
そのため、待機運転においては、液化天然ガス気化器を目標予冷状態に保持するには、液化天然ガスの待機流量を比較的多くする必要があった。
又、起動運転により、液化天然ガス気化器を目標予冷状態に冷却するにも、液化天然ガスの起動流量を比較的多くするか、起動運転の実行時間を比較的長くする必要があった。
【０００９】
従って、待機運転では待機流量を多くする分、起動運転では起動流量を多くするか実行時間を長くする分、待機運転及び起動運転のいずれでも、入口側ヘッダ室の底部やそこに連通する伝熱管の液相部分に溜まる重質分の量が多かった。
そして、通常運転の開始時には、入口側ヘッダ室の底部やその入口側ヘッダ室底部に連通する伝熱管の液相部分に溜まっている重質分が、通常流量で供給される液化天然ガスと共に伝熱管に押し流されて気化されることになるが、従来では、溜まっている重質分が多いので、天然ガス消費先に供給される天然ガスの熱量が一時的に高くなる度合いが大きいという問題があった。
【００１０】
本発明は、かかる実情に鑑みてなされたものであり、その目的は、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制し得る液化天然ガス気化器を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するための本発明に係る液化天然ガス気化器は、外殻体の内部が、縦向きの管板にてヘッダ室形成空間と液化天然ガスを気化させる熱媒体が通流する熱交換空間とに仕切られ、
前記ヘッダ室形成空間が、前記管板から延びる仕切り板にて入口側ヘッダ室及び出口側ヘッダ室とに仕切られ、
液化天然ガス気化用の複数の伝熱管が、夫々の一端が前記管板を貫通して前記入口側ヘッダ室に連通し且つ夫々の他端が前記管板を貫通して前記出口側ヘッダ室に連通する状態で、前記熱交換空間に配設され、
前記入口側ヘッダ室に、液化天然ガスを導入する液化天然ガス導入部が設けられ、前記出口側ヘッダ室に、気化された天然ガスを排出する天然ガス排出部が設けられた液化天然ガス気化器であって、その特徴構成は、
前記管板における少なくとも前記入口側ヘッダ室を仕切る部分の前記熱交換空間側の部分が、断熱材にて覆われている点にある。
【００１２】
上記特徴構成によれば、断熱材により、管板における少なくとも入口側ヘッダ室を仕切る部分の熱交換空間側の部分が覆われているので、待機運転や起動運転中は、熱交換空間から管板への入熱が抑制される。
そこで、待機運転では、液化天然ガス気化器（特に管板）を目標予冷状態に保持するために必要な液化天然ガスの供給流量である待機流量を少なくすることが可能となる。
又、起動運転では、液化天然ガス気化器を目標予冷状態に冷却するための必要な液化天然ガスの供給流量である起動流量を少なくするか、あるいは、起動運転の実行時間を短くすることが可能となる。
そして、待機運転では待機流量を少なくする分、起動運転では起動流量を少なくするか起動運転の実行時間を短くする分、待機運転及び起動運転のいずれでも、入口側ヘッダ室の底部やそこに連通する伝熱管の液相部分に溜まる重質分の量を少なくすることが可能となる。
これにより、通常運転の開始時に、通常流量で供給される液化天然ガスと共に伝熱管に押し流される重質分の量を少なくすることができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制し得る液化天然ガス気化器を提供することができる。
【００１３】
本発明に係る液化天然ガス気化器の更なる特徴構成は、前記入口側ヘッダ室が、前記出口側ヘッダ室の下方に設けられている点にある。
【００１４】
上記特徴構成によれば、液化天然ガス導入部から入口側ヘッダ室に供給された液化天然ガスは、伝熱管を重力に逆らって上方に流動し、その流動過程で、液化天然ガスが気化して、天然ガスが出口側ヘッダ室に流動することになるので、液化天然ガスが出口側ヘッダ室に流入するのを防止することができる。
ちなみに、液化天然ガスが出口側ヘッダ室に流入すると、天然ガス導出部から送出される天然ガスの温度が異常に低くなるという問題が生じる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制できることに加えて、通常運転中は、送出する天然ガスの温度を安定化することができる。
【００１５】
本発明に係る液化天然ガス気化器の更なる特徴構成は、前記入口側ヘッダ室が、前記出口側ヘッダ室の上方に設けられている点にある。
【００１６】
上記特徴構成によれば、液化天然ガス導入部から入口側ヘッダ室に供給された液化天然ガスは、重力に従って伝熱管を下方に流動し、その流動過程で、液化天然ガスが気化して、天然ガスが出口側ヘッダ室に流動することになるので、待機運転や起動運転において、入口側ヘッダ室から伝熱管を経て出口側ヘッダ室に至る経路に、重質分が残留するのを十分に抑制することができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを一層抑制することができる。
【００１７】
本発明に係る液化天然ガス気化器の更なる特徴構成は、前記入口側ヘッダ室の底部に、前記入口側ヘッダ室の内部空間における、前記入口側ヘッダ室に臨む複数の前記伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部よりも低い部分を縮小する下敷き部材が設けられている点にある。
【００１８】
上記特徴構成によれば、下敷き部材によって、入口側ヘッダ室の内部空間において、入口側ヘッダ室に臨む複数の伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部よりも低い部分が縮小されると共に、液化天然ガスが、液化天然ガス導入部から下敷き部材の上部に供給される。すると、待機運転や起動運転中は、液化天然ガス導入部から導入される液化天然ガスにより、入口側ヘッダ室の下敷き部材上の液化天然ガスが攪拌混合されながら、伝熱管に押し流されるので、入口側ヘッダ室の底部に重質分が溜まるのが更に抑制される。
これにより、通常運転の開始時に、伝熱管に重質分が流入するのを更に抑制することができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを更に抑制することができる。
【００１９】
本発明に係る液化天然ガス気化器の更なる特徴構成は、前記下敷き部材の上面が、前記入口側ヘッダ室に臨む複数の前記伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部に近づくほど低くなるように、当該開口部に向かって傾斜している点にある。
【００２０】
上記特徴構成によれば、下敷き部材の上部に供給される液化天然ガスは、入口側ヘッダ室に臨む複数の伝熱管の開口部のうちの最下部の開口部に向かって下向きに傾斜する下敷き部材の上面を流動して、伝熱管に流入するので、待機運転や起動運転において、重質分が下敷き部材上に残留するのを更に抑制することができる。
これにより、通常運転の開始時に、伝熱管に重質分が流入するのを更に抑制することができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを更に抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】第１実施形態に係る液化天然ガス気化器を備えた液化天然ガス気化システムのブロック図
【図２】第１実施形態に係る液化天然ガス気化器の縦断正面図
【図３】図２のＩＩＩ−ＩＩＩ矢視図
【図４】図２のＩＶ−ＩＶ矢視図
【図５】第２実施形態に係る液化天然ガス気化器を備えた液化天然ガス気化システムのブロック図
【図６】第２実施形態に係る液化天然ガス気化器の縦断正面図
【図７】図６のＶＩＩ−ＶＩＩ矢視図
【図８】図６のＶＩＩＩ−ＶＩＩＩ矢視図
【発明を実施するための形態】
【００２２】
以下、図面に基づいて、本発明の実施形態を説明する。
この実施形態では、本発明を液化天然ガス気化システムで用いる液化天然ガス気化器に適用した場合について説明する。
〔第１実施形態〕
先ず、第１実施形態を図面に基づいて説明する。
液化天然ガス気化システムは、液化天然ガス気化用の熱を得るための熱源流体と、その熱源流体よりも沸点の低い液状の中間熱媒体とを熱交換させて、中間熱媒体を気化させ、その気体状の中間熱媒体と液化天然ガスとを熱交換させて、液化天然ガスを気化させることにより、天然ガスを生成するように構成される。
この実施形態の液化天然ガス気化システムでは、熱源流体の一例として海水を用い、中間熱媒体の一例として、沸点が海水よりも低く且つ凝縮点が液化天然ガスよりも高いプロパンを用いる。
【００２３】
図１に示すように、液化天然ガス気化システムは、海水ＳＷとその海水ＳＷよりも沸点の低い液化石油ガスＬＰＧ（液状の中間熱媒体）とを熱交換させて、液化石油ガスＬＰＧを気化させる中間熱媒体気化器Ｅ１と、中間熱媒体気化器Ｅ１で気化されたプロパンガスＰＧ（気体状の中間熱媒体）と液化天然ガスＬＮＧとを熱交換させて、プロパンガスＰＧを凝縮させると共に液化天然ガスＬＮＧを気化させて、天然ガスＮＧを生成する本発明に係る液化天然ガス気化器Ｅ２とを備えて構成されている。更に、中間熱媒体気化器Ｅ１に供給される前の海水ＳＷと、液化天然ガス気化器Ｅ２で生成された天然ガスＮＧとを熱交換させて、天然ガスＮＧを昇温する生成ガス昇温器Ｅ３も設けられている。
【００２４】
図１に示すように、中間熱媒体気化器Ｅ１は、シェルアンドチューブ型熱交換器で構成され、プロパンガスＰＧを充満させる気相部１ｇを形成する状態で下方側の液溜まり部１ｆに液化石油ガスＬＰＧを貯留可能なシェル１と、そのシェル１の液溜まり部１ｆ内に収容されて、海水ＳＷを通流させる多数の伝熱管２とを備えて構成される。
各伝熱管２は、直線状であり、多数の伝熱管２が、夫々の両端部夫々をシェル１の側部に支持した状態で、シェル１の液溜まり部１ｆ内に設けられている。
【００２５】
更に、シェル１における複数の伝熱管２の一端が支持された側部には、複数の伝熱管２の一端に連通する状態で、海水ＳＷを流入させる入口側ヘッダ室として機能させると共に後述する生成ガス昇温器Ｅ３の出口側ヘッダ室に兼用する連結室３が設けられ、シェル１における複数の伝熱管２の他端が支持された側部には、複数の伝熱管２の他端に連通する状態で、海水ＳＷを流出させる出口側ヘッダ室４が設けられている。
【００２６】
図１及び図２に示すように、液化天然ガス気化器Ｅ２も、シェルアンドチューブ型熱交換器で構成されている。
この液化天然ガス気化器Ｅ２は、外殻体５の内部が、縦向きの管板６にてヘッダ室形成空間７と液化天然ガスＬＮＧを気化させるプロパンガスＰＧ（熱媒体の一例）が通流する熱交換空間８とに仕切られている。
ヘッダ室形成空間７が、管板６から延びる仕切り板９にて入口側ヘッダ室１０及び出口側ヘッダ室１１とに仕切られ、液化天然ガス気化用の多数の伝熱管１２が、夫々の一端が管板６を貫通して入口側ヘッダ室１０に連通し且つ夫々の他端が管板６を貫通して出口側ヘッダ室１１に連通する状態で、熱交換空間８に配設されている。
入口側ヘッダ室１０に、液化天然ガスＬＮＧを導入する液化天然ガス導入口１３（液化天然ガス導入部の一例）が設けられ、出口側ヘッダ室１１に、気化された天然ガスＮＧを排出する天然ガス排出口１４（天然ガス排出部の一例）が設けられている。
【００２７】
外殻体５は、気相部１ｇを熱交換空間８として用いることにより、中間熱媒体気化器Ｅ１のシェルとして共用するシェル１と、ヘッダ室形成空間７を形成するヘッダ室形成体１５とを備えて構成されている。
シェル１は、概略両端が閉じられた円筒形状であり、その軸心を水平方向に沿わせた姿勢で配置される。
このシェル１における一方の側壁上部の気相部１ｇに対応する部分に、円形の横向きの開口部が設けられ、円板状の管板６が、この開口部を塞ぐ状態で設けられ、有底円筒状のヘッダ室形成体１５が、その軸心を水平方向に沿わせた姿勢で、その開口部が管板６にて塞がれる状態で、シェル１の一端に付設されている。尚、以下では、ヘッダ室形成体１５に関連する説明については、有底円筒状のヘッダ室形成体１５が、その軸心が水平方向に沿う姿勢で配設されている点を特に記載しなくても、そのような姿勢で配設されていることを前提にして説明する。又、有底円筒状のヘッダ室形成体１５において、有底円筒状形状における円筒状の部分を円筒状部分１５ｃと、有底円筒状形状における底部に相当する部分を鏡板状部分１５ｈと夫々記載する。
【００２８】
図２にも示すように、本発明では、管板６におけるシェル１の気相部１ｇ（熱交換空間８の一例）側の全面が、断熱材４０にて覆われている。
断熱材４０は、例えばＦＲＰ製である。
【００２９】
説明を加えると、図２及び図３に示すように、管板６には、伝熱管１２の端部を挿通するための多数の挿通孔６ｈが設けられ、管板６を覆う断熱材４０にも、管板６の多数の挿通孔６ｈに１対１で重なるように多数の挿通孔４０ｈが設けられている。
そして、多数の伝熱管１２夫々は、両端開口が同方向を向く形態に折り返されたＵ字状であり、当該多数の伝熱管１２が、夫々の一端が断熱材４０の挿通孔４０ｈ及び管板６の挿通孔６ｈに挿通されて入口側ヘッダ室１０に連通し、且つ、夫々の他端が断熱材４０の挿通孔４０ｈ及び管板６の挿通孔６ｈに挿通されて出口側ヘッダ室１１に連通する状態で、管板６に支持されている。
【００３０】
図２及び図４に示すように、この第１実施形態では、平板状の仕切り板９が、管板６の上下方向の中間から水平方向に延びて、ヘッダ室形成空間７を上下方向に仕切るように設けられ、仕切り板９の下方に入口側ヘッダ室１０が形成され、仕切り板９の上方に出口側ヘッダ室１１が形成される。
筒状の液化天然ガス導入口１３が、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの周方向における最低位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設けられている。つまり、液化天然ガス導入口１３が、入口側ヘッダ室１０の最底部に設けられていることになる。
又、筒状の天然ガス排出口１４が、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの周方向における最高位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設けられている。
【００３１】
図２〜図４に示すように、更に、この第１実施形態では、入口側ヘッダ室１０の底部に、入口側ヘッダ室１０の内部空間における、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａよりも低い部分を縮小する下敷き板４１（下敷き部材の一例）が設けられている。
更に、下敷き板４１の上面が、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａに近づくほど低くなるように、当該開口部１２ａに向かって下向きに傾斜している。
【００３２】
下敷き板４１について説明を加えると、平板状の下敷き板４１が、ヘッダ室形成体１５の鏡板状部分１５ｈと、管板６における複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａの下端とに、管板６側が低くなる姿勢で架け渡される状態で設けられている。このように下敷き板４１が設けられた状態では、下敷き板４１の外周縁が全周にわたって、管板６における入口側ヘッダ室１０側の面、並びに、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃ及び鏡板状部分１５ｈにわたる内面に密着している。
【００３３】
下敷き板４１における液化天然ガス導入口１３の鉛直方向上方に相当する部分には、平面視にて、液化天然ガス導入口１３の外径と同径の円となるように、連通口４１ａが設けられている。
更に、連結筒４２が、液化天然ガス導入口１３と下敷き板４１の連通口４１ａとを連結させるように設けられている。尚、連結筒４２の上端の端面は、下敷き板４１の上面と面一になるように傾斜面に構成されている。
【００３４】
これによって、入口側ヘッダ室１０の内部空間における下敷き板４１の下方の部分が上方の部分から仕切られることになり、入口側ヘッダ室１０の内部空間における、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａよりも低い部分が略無くされることになる。
そして、液化天然ガスＬＮＧが、液化天然ガス導入口１３から上向きに、入口側ヘッダ室１０における下敷き板４１の上方の部分に供給されることになる。
【００３５】
図１に示すように、生成ガス昇温器Ｅ３も、シェルアンドチューブ型熱交換器にて構成され、天然ガスＮＧを通流させるシェル１６と、そのシェル１６内に収容されて、海水ＳＷを通流させる多数の伝熱管１７とを備えて構成される。
各伝熱管１７は、直線状であり、管軸芯を略水平方向に沿わせて、両端部夫々をシェル１６の側部に支持した状態で、シェル１６内に設けられている。
【００３６】
更に、シェル１６における複数の伝熱管１７の一端が支持された側部は、中間熱媒体気化器Ｅ１の連結室３に対して、それら複数の伝熱管１７の一端が連結室３に連通する状態で接続され、シェル１６における複数の伝熱管１７の他端が支持された側部には、複数の伝熱管１７の他端に連通する状態で、海水ＳＷを流入させる入口側ヘッダ室１８が設けられている。
【００３７】
つまり、夫々シェルアンドチューブ型熱交換器にて構成される液化天然ガス気化器Ｅ２、中間熱媒体気化器Ｅ１及び生成ガス昇温器Ｅ３が、一体的に組み付けられて、一体物として構成されている。
【００３８】
図１に示すように、生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に海水供給路１９が接続され、中間熱媒体気化器Ｅ１の出口側ヘッダ室４に海水排出路２０が接続されている。
液化天然ガス気化器Ｅ２の入口側ヘッダ室１０の液化天然ガス導入口１３に、液化天然ガスＬＮＧを供給する液化天然ガス供給路２１が接続され、出口側ヘッダ室１１の天然ガス排出口１４には、各伝熱管１２を通流する液化天然ガスＬＮＧが気化されて生成された天然ガスＮＧを送出する天然ガス移送路２２が接続されている。その天然ガス移送路２２の先端が生成ガス昇温器Ｅ３のシェル１６に連通接続されて、液化天然ガス気化器Ｅ２で生成された天然ガスＮＧが生成ガス昇温器Ｅ３のシェル１６内に移送されるように構成されている。
又、生成ガス昇温器Ｅ３のシェル１６には、シェル１６から天然ガスＮＧを外部の天然ガス消費先に送出する天然ガス送出路２３が接続されている。
【００３９】
海水供給路１９には、生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に向けて海水ＳＷを圧送する海水ポンプ２４、海水供給路１９を開閉する海水供給路開閉弁２５、海水ＳＷの供給流量を調整する海水流量調整弁２６が設けられている。
又、液化天然ガス供給路２１には、液化天然ガス気化器Ｅ２の液化天然ガス導入口１３へ向けて液化天然ガスＬＮＧを圧送する液化天然ガスポンプ２７、液化天然ガス供給路２１を開閉する液化天然ガス供給路開閉弁２８、液化天然ガスＬＮＧの供給流量を調整する液化天然ガス流量調整弁２９が設けられている。
【００４０】
更に、上記の各種ポンプ、弁等の機器の作動を制御して液化天然ガス気化システムの運転を制御する制御部３０、その制御部３０に各種制御情報を送信する操作部３１が設けられている。
【００４１】
次に、制御部３０の制御動作について説明する。
制御部３０は、液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス通常流量にて液化天然ガス導入口１３に供給する通常運転、液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス通常流量よりも少ない液化天然ガス起動流量にて液化天然ガス導入口１３に供給する起動運転、液化天然ガスＬＮＧを液化天然ガス通常流量よりも少ない液化天然ガス待機流量にて液化天然ガス導入口１３に供給する待機運転を実行可能に構成されている。
【００４２】
ちなみに、液化天然ガス通常流量は、例えば４０ｔ／ｈに設定される。
又、液化天然ガス待機流量は、液化天然ガス気化器Ｅ２の温度（この実施形態では、管板６の温度）を、熱応力が大きくなるのを抑制して、適切に通常運転に移行できる温度（目標予冷状態の一例であり、以下、目標予冷温度と記載する場合がある）以下に維持可能な流量に設定される。例えば、液化天然ガス待機流量は、３ｔ／ｈに設定され、目標予冷温度は−８０℃に設定される。
又、液化天然ガス起動流量は、例えば、液化天然ガス待機流量と同一に設定される。
【００４３】
生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に海水ＳＷを供給する流量として、通常運転において液化天然ガス通常流量の液化天然ガスＬＮＧを完全に気化させるための海水通常流量、起動運転において液化天然ガス起動流量の液化天然ガスＬＮＧを完全に気化させるための海水起動流量、及び、待機運転において液化天然ガス待機流量の液化天然ガスＬＮＧを完全に気化させるための海水待機流量がそれぞれ設定されている。
【００４４】
操作部３１には、図示を省略するが、通常運転の開始を指令する運転スイッチ、待機運転の開始を指令する待機スイッチ、通常運転や待機運転の停止を指令する停止スイッチ等が設けられている。
【００４５】
そして、制御部３０は、操作部３１の運転スイッチにより、通常運転の開始が指令されたときに、液化天然ガス気化システムが停止中の場合は、起動運転を所定の起動用設定時間実行した後、通常運転を開始し、待機運転を実行中のときは、待機運転から通常運転に切り換えるように構成されている。
ちなみに、起動用設定時間は、液化天然ガス気化器Ｅ２を目標予冷温度に冷却するのに要する起動運転の継続時間に設定される。
又、制御部３０は、通常運転の実行中に、操作部３１の待機スイッチにより待機運転が指令されると、通常運転から待機運転に切り換えるように構成されている。
【００４６】
次に、各運転における制御部３０の制御動作について詳細に説明する。
制御部３０は、通常運転の開始が指令されたときに、液化天然ガス気化システムが停止中の場合は、海水ポンプ２４を作動し、海水供給路開閉弁２５を開弁すると共に、海水ＳＷの供給流量が海水起動流量になるように海水流量調整弁２６を調整した後、液化天然ガスポンプ２７を作動し、液化天然ガス供給路開閉弁２８を開弁すると共に、液化天然ガスＬＮＧの供給流量が液化天然ガス起動流量になるように液化天然ガス流量調整弁２９を調整して、起動運転を開始し、その起動運転を起動用設定時間実行し、続いて、海水ＳＷの供給流量が海水通常流量になるように海水流量調整弁２６を調整した後、液化天然ガスＬＮＧの供給流量が液化天然ガス通常流量になるように液化天然ガス流量調整弁２９を調整して、通常運転を開始する。
【００４７】
制御部３０は、通常運転の開始が指令されたときに、待機運転を実行中のときは、海水ＳＷの供給流量が海水通常流量になるように海水流量調整弁２６を調整した後、液化天然ガスＬＮＧの供給流量が液化天然ガス通常流量になるように液化天然ガス流量調整弁２９を調整して、待機運転から通常運転に切り換える。
【００４８】
制御部３０は、通常運転の実行中に待機運転が指令されると、液化天然ガスＬＮＧの供給流量が液化天然ガス待機流量になるように液化天然ガス流量調整弁２９を調整した後、海水ＳＷの供給流量が海水待機流量になるように海水流量調整弁２６を調整して、通常運転から待機運転に切り換える。
【００４９】
制御部３０は、通常運転や待機運転の実行中に、操作部３１の停止スイッチにより運転の停止が指令されると、液化天然ガスポンプ２７を停止し、液化天然ガス供給路開閉弁２８及び液化天然ガス流量調整弁２９を閉弁した後、海水ポンプ２４を停止し、海水供給路開閉弁２５及び海水流量調整弁２６を閉弁して、液化天然ガス気化システムの運転を停止する。
【００５０】
次に、図１に基づいて、通常運転における液化天然ガス気化システムの作動形態について説明する。
海水ＳＷは、海水通常流量にて、海水供給路１９を通して、生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に供給され、液化天然ガスＬＮＧは、液化天然ガス通常流量にて、液化天然ガス供給路２１を通して液化天然ガス気化器Ｅ２の入口側ヘッダ室１０に供給される。
生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に供給された海水ＳＷは、連結室３を経由して、生成ガス昇温器Ｅ３の複数の伝熱管１７と中間熱媒体気化器Ｅ１の複数の伝熱管２とを通流して、中間熱媒体気化器Ｅ１の出口側ヘッダ室４に流出し、更に、海水排出路２０を通して海に廃棄される。
【００５１】
生成ガス昇温器Ｅ３においては、複数の伝熱管１７を通流する海水ＳＷと、液化天然ガス気化器Ｅ２から天然ガス移送路２２を通してシェル１６内に供給された天然ガスＮＧとが熱交換して、天然ガスＮＧが昇温される。
中間熱媒体気化器Ｅ１においては、複数の伝熱管２を通流する海水ＳＷとシェル１の液溜まり部１ｆに溜まっている液化石油ガスＬＰＧとが熱交換して、液化石油ガスＬＰＧの一部が気化する。
【００５２】
液化天然ガス気化器Ｅ２においては、入口側ヘッダ１０から各伝熱管１２に液化天然ガスＬＮＧが供給される。各伝熱管１２を通流する液化天然ガスＬＮＧとシェル１の気相部１ｇのプロパンガスＰＧとが熱交換して、プロパンガスＰＧが凝縮すると共に、液化天然ガスＬＮＧがプロパンガスＰＧの顕熱及び凝縮潜熱により加熱されて気化し、気化した天然ガスＮＧは出口側ヘッダ室１１を介して天然ガス移送路２２に送出され、凝縮した液化石油ガスＬＰＧは、シェル１の液溜まり部１ｆに滴下して溜まる。
そして、天然ガス移送路２２を通して生成ガス昇温器Ｅ３のシェル１６に供給された天然ガスＮＧは、上述したように、伝熱管１７を通流する海水ＳＷとの熱交換により昇温されて、天然ガス送出路２３を通して外部の天然ガス消費先に供給される。
【００５３】
天然ガス消費先において、天然ガスＮＧの需要がないときは、通常運転から待機運転に切り換えられるか、液化天然ガス気化システムの運転が停止される。
待機運転では、海水ＳＷが、海水待機流量にて生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に供給され、液化天然ガスＬＮＧが、液化天然ガス待機流量にて液化天然ガス気化器Ｅ２の入口側ヘッダ室１０に供給され、管板６の温度が目標予冷温度以下に維持される。
又、起動運転では、海水ＳＷが、海水起動流量にて生成ガス昇温器Ｅ３の入口側ヘッダ室１８に供給され、液化天然ガスＬＮＧが、液化天然ガス起動流量にて液化天然ガス気化器Ｅ２の入口側ヘッダ室１０に供給され、その起動運転が起動用設定時間継続されると、管板６が目標予冷温度以下に冷却される。
【００５４】
上記構成の液化天然ガス気化器Ｅ２であれば、断熱材４０により、管板６におけるシェル１の気相部１ｇ側の全面が覆われているため、シェル１の気相部１ｇから管板６への入熱が抑制されるので、待機運転では、管板６を目標御予冷温度に保持するために必要な液化天然ガスＬＮＧの供給流量である液化天然ガス待機流量を少なくすることができる。
又、起動運転では、管板６を目標御予冷温度に冷却するために必要な液化天然ガスＬＮＧの供給流量である液化天然ガス起動流量を少なくするか、あるいは、起動運転の実行時間を短くすることが可能となる。
ちなみに、液化天然ガス待機流量及び液化天然ガス起動流量は、例えば、従来の１０ｔ／ｈから、３ｔ／ｈに低減することができる。
【００５５】
そして、待機運転では待機流量を少なくする分、起動運転では起動流量を少なくするか起動運転の実行時間を短くする分、待機運転及び起動運転のいずれでも、入口側ヘッダ室１０の底部やそこに連通する伝熱管１２の液相部分に溜まる重質分の量を少なくすることが可能となり、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制することができる。
【００５６】
しかも、下敷き板４１によって、入口側ヘッダ室１０の内部空間において、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａよりも低い部分が略無くされることになる。更に、下敷き部材４１の上部に供給される液化天然ガスＬＮＧは、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａに向かって下向きに傾斜する下敷き部材４１の上面を流動して、伝熱管１２に流入するので、待機運転や起動運転において、重質分が下敷き部材４１上に残留するのを十分に抑制することができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを更に抑制することができる。
【００５７】
〔第２実施形態〕
以下、本発明の第２実施形態を説明するが、液化天然ガス気化システムの全体構成は上記の第１実施形態と同様であるので、重複説明を避けるために、第１実施形態と同じ構成要素や同じ作用を有する構成要素については、同じ符号を付すことにより説明を省略する。
【００５８】
図５及び図６に示すように、この第２実施形態においても、上記の第１実施形態と同様に、管板６におけるシェル１の気相部１ｇ（熱交換空間８の一例）側の全面が、断熱材４０にて覆われている。
【００５９】
又、平板状の仕切り板９が、管板６の上下方向の中間から水平方向に延びて、ヘッダ室形成空間７を上下方向に仕切るように設けられているが、この第２実施形態では、仕切り板９の上方に入口側ヘッダ室１０が形成され、仕切り板９の下方に出口側ヘッダ室１１が形成される。
そして、筒状の液化天然ガス導入口１３が、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの周方向における最高位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設けられている。又、筒状の天然ガス排出口１４が、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの周方向における最低位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設けられている。
【００６０】
図６〜図８に示すように、この第２実施形態でも、第１実施形態と同様に、入口側ヘッダ室１０の底部に、入口側ヘッダ室１０の内部空間における、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａよりも低い部分を縮小する下敷き板４３（下敷き部材の一例）が設けられている。
更に、下敷き板４３の上面が、入口側ヘッダ室１０に臨む複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａに近づくほど低くなるように、当該開口部１２ａに向かって下向きに傾斜している。
【００６１】
下敷き板４３について説明を加えると、平板状の下敷き板４３が、ヘッダ室形成体１５の鏡板状部分１５ｈと、管板６における複数の伝熱管１２の開口部１２ａのうちの最下部の開口部１２ａの下端とに、管板６側が低くなる姿勢で架け渡される状態で設けられている。このように下敷き板４３が設けられた状態では、下敷き板４１の外周縁が全周にわたって、管板６における入口側ヘッダ室１０側の面、及び、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃ及び鏡板状部分１５ｈにわたる内面に密着している。
【００６２】
制御部３０の制御動作は、上記の第１実施形態と同様であるので、説明を省略する。
【００６３】
上記構成の液化天然ガス気化器Ｅ２であれば、液化天然ガス導入口１３から入口側ヘッダ室１０に供給された液化天然ガスＬＮＧは、重力に従って伝熱管１２を下方に流動し、その流動過程で、液化天然ガスＬＮＧが気化して、天然ガスＮＧが出口側ヘッダ室１１に流動することになるので、待機運転や起動運転において、入口側ヘッダ室１０から伝熱管１２を経て出口側ヘッダ室１１に至る経路に、重質分が残留するのを十分に抑制することができる。
従って、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを更に抑制することができる。
【００６４】
〔別実施形態〕
（Ａ）上記の第１実施形態において、下敷き板４１を省略しても良く、第２実施形態においても、下敷き板４３を省略しても良い。
【００６５】
（Ｂ）下敷き部材の一例として、上記の第１実施形態では下敷き板４１を、第２実施形態では下敷き板４３を夫々例示したが、下敷き部材としては、上記の第１及び第２の各実施形態の如き板状の部材に限定されるものではなく、断熱ブロックの如きブロック状の部材を用いることができる。この場合は、入口側ヘッダ室１０において、下敷き部材の下方に空間が存在しないようにすることが可能となり、例えば、施工性を向上できたり、断熱作用を向上できるなどの効果が得られる。
【００６６】
（Ｃ）上記の第１実施形態では、仕切り板９を平板状としたが、これに限定されるものではない。
例えば、仕切り板９を略直角に屈曲した屈曲板状とし、この屈曲板状の仕切り板９を、管板６の上下方向の中間から略水平方向に延び、有底円筒状のヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの軸心方向の中間で下方に曲がって、円筒状部分１５ｃに接続される形態で、ヘッダ室形成空間７に設けても良い。
この場合は、ヘッダ室形成空間７において、管板６の下方側の隅部に相当する部分に、入口側ヘッダ室１０が形成され、残りの部分が出口側ヘッダ室１１に形成される。
この場合、筒状の液化天然ガス導入口１３は、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃにおける入口側ヘッダ室１０を囲う部分の最低位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設ける。
又、天然ガス排出口１４は、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃにおける出口側ヘッダ室１１を囲う部分の最低位置部分に、軸心を鉛直方向に沿わせた状態で設ける。
つまり、液化天然ガス導入口１３及び天然ガス排出口１４を、いずれも、ヘッダ室形成体１５の円筒状部分１５ｃの周方向における最低位置部分に設けることができる。
【００６７】
（Ｄ）上記の第１及び第２の各実施形態では、断熱材４０を、管板６におけるシェル１の気相部１ｇ（熱交換空間８の一例）側の全面を覆う状態で設けたが、断熱材４０は、管板６におけるシェル１の気相部１ｇ側の全面を覆う必要はなく、少なくとも、管板６における入口側ヘッダ室１０を仕切る部分のシェル１の気相部１ｇ側の部分を覆う状態で設ければ良い。
【００６８】
（Ｅ）上記の第１実施形態において、入口側ヘッダ室１０におけるガス導入口１３の設置位置は、入口側ヘッダ室１０の最底部に限定されるものではない。例えば、入口側ヘッダ室１０の横側部における下敷き板４１よりも上方の位置でも良い。
【００６９】
（Ｆ）上記の実施形態では、本発明に係る液化天然ガス気化器Ｅ２と中間熱媒体気化器Ｅ１とで、シェル１を共用して、液化天然ガス気化器Ｅ２と中間熱媒体気化器Ｅ１とを一体的に構成した。
これに代えて、液化天然ガス気化器Ｅ２と中間熱媒体気化器Ｅ１とを別個のシェルで構成して、液化天然ガス気化器Ｅ２と中間熱媒体気化器Ｅ１とを別体に構成しても良い。
この場合、中間熱媒体気化器Ｅ１から液化天然ガス気化器Ｅ２にプロパンガスＰＧを供給する流路の途中に、そのプロパンガスＰＧにより駆動されるタービン式発電機を設けることが可能である。
又、液化天然ガス気化器Ｅ２から中間熱媒体気化器Ｅ１に液化石油ガスＬＰＧを圧送するポンプを設ける。
【００７０】
（Ｇ）本発明に係る液化天然ガス気化器Ｅ２に加えて、中間熱媒体気化器Ｅ１を備えた液化天然ガス気化システムでは、熱源流体としては、上記の実施形態で例示した海水ＳＷ以外に、河川水、湖沼水、地下水及び地表水等の自然水のうちのいずれか一つを用いることができる。あるいは、海水ＳＷ、河川水、湖沼水、地下水及び地表水等の自然水のうちのいずれか二つ以上を混合したものを用いることができる。又、熱源流体としては、自然水の他に、工業用水や水道水等を用いることができる。
又、中間熱媒体としては、上記の実施形態において例示したプロパンに限定されるものではなく、フロン、ブタン等、沸点が熱源流体（上記の実施形態では、海水ＳＷ）の温度よりも低い種々のものを用いることができる。
【００７１】
尚、上記の実施形態（別実施形態を含む、以下同じ）で開示される構成は、矛盾が生じない限り、他の実施形態で開示される構成と組み合わせて適用することが可能であり、又、本明細書において開示された実施形態は例示であって、本発明の実施形態はこれに限定されず、本発明の目的を逸脱しない範囲内で適宜改変することが可能である。
【産業上の利用可能性】
【００７２】
以上説明したように、通常運転の開始時に送出する天然ガスの熱量が高くなるのを抑制し得る液化天然ガス気化器を提供することができる。
【符号の説明】
【００７３】
５      外殻体
６      管板
７      ヘッダ室形成空間
８      熱交換空間
９      仕切り板
１０    入口側ヘッダ室
１１    出口側ヘッダ室
１２    伝熱管
１２ａ  開口部
１３    液化天然ガス導入口（液化天然ガス導入部）
１４    天然ガス排出口（天然ガス排出部）
４０    断熱材
４１    下敷き板（下敷き部材）
４３    下敷き板（下敷き部材）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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