(57)【要約】【課題】ＬＮＧのボイルオフガスを効率的に液化することが可能なガス供給ユニットを提供する。【解決手段】ガス供給ユニットは、液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクと、ＬＮＧタンクから流出した液化天然ガスが流れるＬＮＧ経路と、ＬＮＧ経路から流入する液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器と、液体水素を貯蔵するＬＨ２タンクと、ＬＨ２タンクから流出した液体水素が流れるＬＨ２経路と、ＬＨ２経路から流入する液体水素を気化するＬＨ２気化器と、ＬＮＧタンク及びＬＮＧ経路の少なくとも一方において発生するボイルオフガスが流入するＢＯＧ経路と、ＬＨ２経路から流入する液体水素とＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスとの熱交換によりボイルオフガスを冷却して液化する液化器と、液化器に接続され、液化器で液化したボイルオフガスをＬＮＧタンクに戻す戻し経路と、を備えている。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクから流出した液化天然ガスが流れるＬＮＧ経路と、
前記ＬＮＧ経路に配置され、前記ＬＮＧ経路から流入する液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器と、
液体水素を貯蔵するＬＨ２タンクと、
前記ＬＨ２タンクから流出した液体水素が流れるＬＨ２経路と、
前記ＬＨ２経路に配置され、前記ＬＨ２経路から流入する液体水素を気化するＬＨ２気化器と、
前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＮＧ経路の少なくとも一方において液化天然ガスが蒸発することにより発生するボイルオフガスが流入するＢＯＧ経路と、
前記ＢＯＧ経路及び前記ＬＨ２経路に接続され、前記ＬＨ２経路から流入する液体水素と前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスとの熱交換により前記ボイルオフガスを冷却して液化する液化器と、
前記液化器に接続され、前記液化器で液化したボイルオフガスを前記ＬＮＧタンクに戻す戻し経路と、を備えることを特徴とする、ガス供給ユニット。
【請求項２】
前記液化器を迂回するように前記ＬＨ２経路に接続されたバイパス経路と、
前記ＬＨ２経路から前記バイパス経路への液体水素の流入を制御するバイパス弁と、をさらに備えることを特徴とする、請求項１に記載のガス供給ユニット。
【請求項３】
前記液化器は、前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスが流れる流路を有し、
前記流路の前後の差圧を検知する差圧検知部、前記流路から流出した液化天然ガスの温度を検知する出口温度検知部、前記液化器の温度を検知する液化器温度検知部、前記流路の入口側におけるボイルオフガスの流量を検知する入口側流量検知部及び前記流路の出口側における液化天然ガスの流量を検知する出口側流量検知部のうち少なくともいずれかを含む検知機構と、
前記検知機構による検知結果に基づいて前記バイパス弁を制御する制御部と、をさらに備えることを特徴とする、請求項２に記載のガス供給ユニット。
【請求項４】
前記ＬＨ２経路及び前記ＢＯＧ経路は、複数の経路に分岐しており、
複数の前記液化器が、前記複数の経路において並列に配置されており、
複数の前記液化器の各々への液体水素の流入を切り替えるＬＨ２切替弁と、複数の前記液化器の各々へのボイルオフガスの流入を切り替えるＢＯＧ切替弁と、をさらに備えることを特徴とする、請求項１〜３のいずれか１項に記載のガス供給ユニット。
【請求項５】
前記液化器において前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスが流れる流路内で凍結した液化天然ガスを融解させる融解機構をさらに備えることを特徴とする、請求項１〜４のいずれか１項に記載のガス供給ユニット。
【請求項６】
前記融解機構は、前記ＬＨ２気化器で気化した水素ガスの一部を、前記ＬＨ２経路における前記液化器の上流側に戻すように構成されている、請求項５に記載のガス供給ユニット。
【請求項７】
請求項１〜６のいずれか１項に記載のガス供給ユニットと、
前記ガス供給ユニットから供給される天然ガス及び水素ガスを燃料として発電する混焼発電ユニットと、を備えることを特徴とする、混焼発電装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ガス供給ユニット及びこれを備えた混焼発電装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、特許文献１に開示されるように、液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）を気化し、発生した天然ガス（ＮＧ；Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）を所定の需要先に供給するガス供給ユニットが知られている。このガス供給ユニットは、例えば火力発電プロセスなどにおいて、天然ガスを燃料として燃焼器に供給するために用いられる。
【０００３】
特許文献１には、ＬＮＧ貯槽から流出したＬＮＧをポンプにより気化器に送り出し、当該気化器で発生させたＮＧを需要先に供給する処理システムが開示されている。この処理システムは、ＬＮＧ貯槽内でＬＮＧが蒸発して発生するボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｇａｓ）を液体窒素との熱交換により液化させ、液化後のＢＯＧ（ＬＮＧ）をＬＮＧ貯槽に戻すように構成されている。また特許文献２においても、液化ガス貯蔵タンク内で発生するＢＯＧを液体窒素との熱交換により液化して当該タンクに戻すガス再液化装置が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００２−２９５７９９号公報
【特許文献２】特開２００９−２０４０８０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１，２は、ＬＮＧ貯槽や液化ガス貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを液体窒素の冷熱を利用して液化し、これをＬＮＧ貯槽や液化ガス貯蔵タンクに戻すものであるが、その液化効率の面で改善の余地がある。
【０００６】
本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、ＬＮＧのボイルオフガスを効率的に液化することが可能なガス供給ユニット及びこれを備えた混焼発電装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の一局面に係るガス供給ユニットは、液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクから流出した液化天然ガスが流れるＬＮＧ経路と、前記ＬＮＧ経路に配置され、前記ＬＮＧ経路から流入する液化天然ガスを気化するＬＮＧ気化器と、液体水素（「ＬＨ２」とも称する）を貯蔵するＬＨ２タンクと、前記ＬＨ２タンクから流出した液体水素が流れるＬＨ２経路と、前記ＬＨ２経路に配置され、前記ＬＨ２経路から流入する液体水素を気化するＬＨ２気化器と、前記ＬＮＧタンク及び前記ＬＮＧ経路の少なくとも一方において液化天然ガスが蒸発することにより発生するボイルオフガスが流入するＢＯＧ経路と、前記ＢＯＧ経路及び前記ＬＨ２経路に接続され、前記ＬＨ２経路から流入する液体水素と前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスとの熱交換により前記ボイルオフガスを冷却して液化する液化器と、前記液化器に接続され、前記液化器で液化したボイルオフガスを前記ＬＮＧタンクに戻す戻し経路と、を備えている。
【０００８】
このガス供給ユニットでは、ＬＮＧタンクから流出した液化天然ガスをＬＮＧ気化器で気化すると共に、ＬＨ２タンクから流出した液体水素をＬＨ２気化器で気化し、天然ガス及び水素ガスを所定の需要先に供給することができる。ここで、ＬＮＧのボイルオフガスを液化器において冷却して液化する際に、ＬＨ２タンクから流出した液体水素の冷熱を利用することができる。このため、従来のように液体窒素を冷熱源として用いる場合に比べて、ＬＮＧのボイルオフガスを効率的に液化することができる。
【０００９】
上記ガス供給ユニットは、前記液化器を迂回するように前記ＬＨ２経路に接続されたバイパス経路と、前記ＬＨ２経路から前記バイパス経路への液体水素の流入を制御するバイパス弁と、をさらに備えていてもよい。
【００１０】
液体水素は、極低温の液体であり、その温度は液体窒素よりも低く且つ天然ガスの主成分であるメタンの凝固点を大きく下回る。このため、例えば液化器に流入する液体水素の流量がボイルオフガスの流量に対して過剰である場合には、ボイルオフガスが過剰に冷却され、その結果、液化器の流路内においてＬＮＧが凍結することがある。これに対し、上記構成によれば、液体水素の流量がボイルオフガスの流量に対して過剰である場合でも、液化器に流入する液体水素の量をバイパス経路及びバイパス弁を用いて制御可能であるため、液化器の流路内におけるＬＮＧの凍結を防ぐことができる。
【００１１】
上記ガス供給ユニットにおいて、前記液化器は、前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスが流れる流路を有していてもよい。上記ガス供給ユニットは、前記流路の前後の差圧を検知する差圧検知部、前記流路から流出した液化天然ガスの温度を検知する出口温度検知部、前記液化器の温度を検知する液化器温度検知部、前記流路の入口側におけるボイルオフガスの流量を検知する入口側流量検知部及び前記流路の出口側における液化天然ガスの流量を検知する出口側流量検知部のうち少なくともいずれかを含む検知機構と、前記検知機構による検知結果に基づいて前記バイパス弁を制御する制御部と、をさらに備えていてもよい。
【００１２】
この構成によれば、液化器の流路内におけるＬＮＧの凍結を察知するための種々の検知結果に基づいて、バイパス弁を自動制御することができる。このため、バイパス弁を手動制御する場合に比べて、液化器に流入する液体水素の量を容易に制御することができる。
【００１３】
上記ガス供給ユニットにおいて、前記ＬＨ２経路及び前記ＢＯＧ経路は、複数の経路に分岐していてもよい。複数の前記液化器が、前記複数の経路において並列に配置されていてもよい。上記ガス供給ユニットは、複数の前記液化器の各々への液体水素の流入を切り替えるＬＨ２切替弁と、複数の前記液化器の各々へのボイルオフガスの流入を切り替えるＢＯＧ切替弁と、をさらに備えていてもよい。
【００１４】
この構成によれば、一台の液化器においてＬＮＧの凍結による流路閉塞が起こった場合でも、他の液化器の使用に切り替えることにより連続運転が可能になる。
【００１５】
上記ガス供給ユニットは、前記液化器において前記ＢＯＧ経路から流入するボイルオフガスが流れる流路内で凍結した液化天然ガスを融解させる融解機構をさらに備えていてもよい。
【００１６】
この構成によれば、液化器においてＬＮＧの凍結による流路閉塞が起こった場合でも、これを融解させることにより液化器の再使用が可能になる。
【００１７】
上記ガス供給ユニットにおいて、前記融解機構は、前記ＬＨ２気化器で気化した水素ガスの一部を、前記ＬＨ２経路における前記液化器の上流側に戻すように構成されていてもよい。
【００１８】
この構成によれば、ＬＨ２気化器で発生させた水素ガスの一部を、凍結したＬＮＧを融解させるための熱源として利用することができる。したがって、エネルギーを要する他の熱源を用いる場合に比べて、省エネルギー化することができる。
【００１９】
本発明の他局面に係る混焼発電装置は、上記本発明の一局面に係るガス供給ユニットと、前記ガス供給ユニットから供給される天然ガス及び水素ガスを燃料として発電する混焼発電ユニットと、を備えている。
【００２０】
この混焼発電装置は、上記本発明の一局面に係るガス供給ユニットを備えているため、ＬＮＧのボイルオフガスを効率的に液化することができる。このため、ボイルオフガスを圧縮機により昇圧して混焼発電ユニットに送る量を少なくすることが可能になる。したがって、当該圧縮機の動力を削減することにより、省エネルギー化を図ることができる。
【発明の効果】
【００２１】
以上の説明から明らかなように、本発明によれば、ＬＮＧのボイルオフガスを効率的に液化することが可能なガス供給ユニット及びこれを備えた混焼発電装置を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】本発明の実施形態１に係るガス供給ユニット及び混焼発電装置の構成を模式的に示す図である。
【図２】本発明の実施形態２に係るガス供給ユニット及び混焼発電装置の構成を模式的に示す図である。
【図３】本発明の実施形態２に係るガス供給ユニットにおける液体水素のバイパス制御を説明するためのフローチャートである。
【図４】本発明の実施形態２の変形例に係るガス供給ユニット及び混焼発電装置の構成を模式的に示す図である。
【図５】本発明の実施形態３に係るガス供給ユニット及び混焼発電装置の構成を模式的に示す図である。
【図６】本発明の実施形態４に係るガス供給ユニット及び混焼発電装置の構成を模式的に示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
以下、図面に基づいて、本発明の実施形態に係るガス供給ユニット及びこれを備えた混焼発電装置について詳細に説明する。
【００２４】
（実施形態１）
まず、本発明の実施形態１に係るガス供給ユニット１及び混焼発電装置１００について、図１を参照して説明する。図１は、ガス供給ユニット１及び混焼発電装置１００の構成を模式的に示している。なお、図１は、ガス供給ユニット１及び混焼発電装置１００の主要な構成要素のみを示しており、ガス供給ユニット１及び混焼発電装置１００は、図１に現れていない任意の構成要素を備え得る。
【００２５】
混焼発電装置１００は、天然ガスＧ２及び水素ガスＧ１を燃料として火力発電する装置である。図１に示すように、混焼発電装置１００は、ガス供給ユニット１と、ガス供給ユニット１から供給される天然ガスＧ２及び水素ガスＧ１を燃料として発電する混焼発電ユニット４０と、を主に備えている。
【００２６】
ガス供給ユニット１は、天然ガスＧ２を混焼発電ユニット４０に供給するＮＧ供給部２０と、ＮＧ供給部２０と並んで配置されると共に、水素ガスＧ１を混焼発電ユニット４０に供給する水素ガス供給部１０と、を含む。混焼発電ユニット４０は、ガス供給ユニット１から供給される天然ガスＧ２及び水素ガスＧ１を燃焼する燃焼器（図示しない）と、燃焼ガスにより回転するガスタービン４１と、を含む。混焼発電ユニット４０は、燃焼ガスによってガスタービン４１を回転させることにより発電する。
【００２７】
図１に示すように、ＮＧ供給部２０は、ＬＮＧタンク２１と、ＬＮＧ経路２３と、ＬＮＧポンプ２２と、ＬＮＧ気化器２４と、を有する。ＬＮＧタンク２１は、液化天然ガスＬ２を貯蔵するものである。ＬＮＧタンク２１内では、外部から侵入する熱により液化天然ガスＬ２の一部が蒸発することにより、ボイルオフガスＧが発生する。
【００２８】
ＬＮＧ経路２３は、ＬＮＧタンク２１から流出した液化天然ガスＬ２が流れる配管である。図１に示すように、ＬＮＧ経路２３は、一端がＬＮＧタンク２１に接続されると共に、他端が混焼発電ユニット４０に接続されている。なお、ＬＮＧ経路２３内においても、外部から侵入する熱により液化天然ガスＬ２の一部が蒸発し、ボイルオフガスＧが発生し得る。
【００２９】
ＬＮＧポンプ２２は、ＬＮＧタンク２１から流出した液化天然ガスＬ２を所定の圧力まで昇圧し、ＬＮＧ気化器２４に向かって送り出すものである。図１に示すように、ＬＮＧポンプ２２は、液化天然ガスＬ２の流れ方向において、ＬＮＧ経路２３におけるＬＮＧ気化器２４よりも上流側に配置されている。
【００３０】
ＬＮＧ気化器２４は、ＬＮＧ経路２３から流入する液化天然ガスＬ２を気化する熱交換器であり、ＬＮＧ経路２３においてＬＮＧポンプ２２よりも下流側に配置されている。具体的には、ＬＮＧ気化器２４は、ＬＮＧ経路２３に接続された第１流路２４Ａと、熱源媒体Ｈ２が流れる第２流路２４Ｂと、を有し、第１流路２４Ａを流れる液化天然ガスＬ２と第２流路２４Ｂを流れる熱源媒体Ｈ２との間で熱交換可能なように構成されている。
【００３１】
この熱交換により液化天然ガスＬ２が気化して天然ガスＧ２が発生し、当該天然ガスＧ２が混焼発電ユニット４０に燃料として供給される。なお、熱源媒体Ｈ２としては、例えば海水や空気などを用いることができるが、特に限定されない。
【００３２】
図１に示すように、水素ガス供給部１０は、ＬＨ２タンク１１と、ＬＨ２経路１３と、ＬＨ２ポンプ１２と、ＬＨ２気化器１４と、を有する。ＬＨ２タンク１１は、液体水素Ｌ１（ＬＨ２）を貯蔵するものである。
【００３３】
ＬＨ２経路１３は、ＬＨ２タンク１１から流出した液体水素Ｌ１が流れる配管である。図１に示すように、ＬＨ２経路１３は、一端がＬＨ２タンク１１に接続されると共に、他端が混焼発電ユニット４０に接続されている。
【００３４】
ＬＨ２ポンプ１２は、ＬＨ２タンク１１から流出した液体水素Ｌ１を所定の圧力まで昇圧し、ＬＨ２気化器１４に向かって送り出すものである。図１に示すように、ＬＨ２ポンプ１２は、液体水素Ｌ１の流れ方向において、ＬＨ２経路１３におけるＬＨ２気化器１４よりも上流側に配置されている。
【００３５】
ＬＨ２気化器１４は、ＬＨ２経路１３から流入する液体水素Ｌ１を気化する熱交換器であり、ＬＨ２経路１３においてＬＨ２ポンプ１２よりも下流側に配置されている。具体的には、ＬＨ２気化器１４は、ＬＨ２経路１３に接続された第１流路１４Ａと、熱源媒体Ｈ１が流れる第２流路１４Ｂと、を有し、第１流路１４Ａを流れる液体水素Ｌ１と第２流路１４Ｂを流れる熱源媒体Ｈ１との間で熱交換可能なように構成されている。
【００３６】
この熱交換により液体水素Ｌ１が気化して水素ガスＧ１が発生し、当該水素ガスＧ１が混焼発電ユニット４０に燃料として供給される。熱源媒体Ｈ１としては、例えば海水や空気などを用いることができるが、特に限定されない。
【００３７】
図１に示すように、ガス供給ユニット１は、ＢＯＧ経路３２と、液化器３０と、戻し経路３１と、をさらに備えている。
【００３８】
ＢＯＧ経路３２は、ＬＮＧタンク２１において液化天然ガスＬ２が蒸発することにより発生するボイルオフガスＧが流入する配管である。ＢＯＧ経路３２は、一端がＬＮＧタンク２１の上部に接続されると共に、他端が液化器３０の入口に接続されている。
【００３９】
また図１に示すように、ＢＯＧ経路３２の途中には分岐経路３５が接続されており、当該分岐経路３５にはＢＯＧ圧縮機３３が配置されている。このＢＯＧ圧縮機３３により、ＢＯＧ経路３２から分岐経路３５に流入したボイルオフガスＧを所定の圧力まで昇圧することができる。なお、昇圧後のボイルオフガスＧ（天然ガス）は、混焼発電ユニット４０に燃料として供給されてもよい。
【００４０】
また図１に示すように、ＬＮＧ経路２３におけるＬＮＧポンプ２２よりも上流側において液化天然ガスＬ２が蒸発することにより発生するボイルオフガスＧが流入するＢＯＧ経路３８がさらに設けられていてもよい。これにより、ＬＮＧポンプ２２により昇圧される前の液化天然ガスＬ２が蒸発して発生するボイルオフガスＧを、液化器３０に導くことができる。
【００４１】
液化器３０は、ボイルオフガスＧを冷却して液化する熱交換器である。図１に示すように、液化器３０は、ＢＯＧ経路３２及び戻し経路３１に接続される第１流路９１と、ＬＨ２経路１３に接続される第２流路９２と、を有する。より具体的には、第１流路９１の入口にはＢＯＧ経路３２の下流端が接続されており、第１流路９１の出口には戻し経路３１の上流端が接続されている。液化器３０によれば、ＬＨ２経路１３から第２流路９２に流入する液体水素Ｌ１（ＬＨ２気化器１４に流入する前の液体水素Ｌ１）と、ＢＯＧ経路３２（又はＢＯＧ経路３８）から第１流路９１に流入するボイルオフガスＧとの熱交換により、ボイルオフガスＧを冷却して液化することができる。
【００４２】
なお、液体水素Ｌ１は、液化器３０でのボイルオフガスＧとの熱交換を介して気化熱の一部を得た後、ＬＨ２気化器１４において気化する。液化器３０に流入するボイルオフガスＧの流量は、外気温度などの条件により変動するため、液化器３０において液体水素Ｌ１を確実に気化させることは困難である。したがって、液体水素Ｌ１を確実に気化させるために、液化器３０の下流側にＬＨ２気化器１４を配置する必要がある。
【００４３】
戻し経路３１は、液化器３０で液化したボイルオフガスＧ（液化天然ガスＬ２）をＬＮＧタンク２１に戻すための配管である。図１に示すように、戻し経路３１は、上流端が液化器３０の第１流路９１の出口に接続されると共に、下流端がＬＮＧタンク２１に接続されている。
【００４４】
以上の通り、本実施形態に係るガス供給ユニット１は、液化天然ガスＬ２を貯蔵するＬＮＧタンク２１と、ＬＮＧタンク２１から流出した液化天然ガスＬ２が流れるＬＮＧ経路２３と、ＬＮＧ経路２３に配置され、ＬＮＧ経路２３から流入する液化天然ガスＬ２を気化するＬＮＧ気化器２４と、液体水素Ｌ１を貯蔵するＬＨ２タンク１１と、ＬＨ２タンク１１から流出した液体水素Ｌ１が流れるＬＨ２経路１３と、ＬＨ２経路１３に配置され、ＬＨ２経路１３から流入する液体水素Ｌ１を気化するＬＨ２気化器１４と、ＬＮＧタンク２１（又はＬＮＧ経路２３におけるＬＮＧポンプ２２よりも上流側）において液化天然ガスＬ２が蒸発することにより発生するボイルオフガスＧが流入するＢＯＧ経路３２（ＢＯＧ経路３８）と、ＢＯＧ経路３２及びＬＨ２経路１３に接続され、ＬＨ２経路１３から流入する液体水素Ｌ１とＢＯＧ経路３２から流入するボイルオフガスＧとの熱交換によりボイルオフガスＧを冷却して液化する液化器３０と、液化器３０に接続され、液化器３０で液化したボイルオフガスＧをＬＮＧタンク２１に戻す戻し経路３１と、を備えている。
【００４５】
このガス供給ユニット１では、ボイルオフガスＧを液化するための冷熱源として気化前の液体水素Ｌ１を利用することができるため、ボイルオフガスＧを高効率に液化することが可能になる。これにより、戻し経路３１を通じてＬＮＧタンク２１に戻される液化天然ガスＬ２の量が増加し、ＢＯＧ圧縮機３３により圧縮するボイルオフガスＧの量を減らすことができる。ＢＯＧ圧縮機３３によるガス状態での昇圧は、ＬＮＧポンプ２２による液状態での昇圧に比べて多大な動力を要する。これに対し、上述のようにＢＯＧ圧縮機３３による処理量を減らすことにより、混焼発電ユニット４０へのガス供給におけるエネルギー効率を向上させることができる。しかも、ＮＧ供給部２０及び水素ガス供給部１０は、ガス供給の需要先が同じであるため（混焼発電ユニット４０）、互いに近接配置するためのコスト増加などの問題も回避できる。
【００４６】
（実施形態２）
次に、本発明の実施形態２に係るガス供給ユニット２及び混焼発電装置２００について、図２を参照して説明する。実施形態２に係るガス供給ユニット２及び混焼発電装置２００は、基本的に実施形態１に係るガス供給ユニット１及び混焼発電装置１００と同様の構成を備え且つ同様の効果を奏するものであるが、液化器３０を迂回するバイパス経路５０がＬＨ２経路１３に接続されている点で実施形態１と異なっている。以下、実施形態１と異なる点についてのみ説明する。
【００４７】
図２に示すように、ガス供給ユニット２は、バイパス経路５０と、バイパス弁５１と、検知機構６０と、制御部７０と、をさらに備えている。またＢＯＧ経路３２には、流量調整弁３４が設けられている。
【００４８】
バイパス経路５０は、液化器３０を迂回するようにＬＨ２経路１３に接続された配管である。図２に示すように、バイパス経路５０の上流端は、ＬＨ２経路１３におけるＬＨ２ポンプ１２と液化器３０との間に接続されている。一方、バイパス経路５０の下流端は、ＬＨ２経路１３における液化器３０とＬＨ２気化器１４との間に接続されている。
【００４９】
これにより、ＬＨ２ポンプ１２で昇圧した液体水素Ｌ１を、バイパス経路５０に流して液化器３０を迂回させることができる。そして、バイパス経路５０を流れる液体水素Ｌ１を、液化器３０から流出した液体水素Ｌ１と合流させ、その後ＬＨ２気化器１４に流入させることができる。
【００５０】
バイパス弁５１は、ＬＨ２経路１３からバイパス経路５０への液体水素Ｌ１の流入を制御するものであり、本実施形態では流量調整弁により構成されている。このバイパス弁５１の開度を調整することにより、ＬＨ２経路１３からバイパス経路５０に流入する液体水素Ｌ１の流量が調整され、それにより液化器３０（第２流路９２）に流入する液体水素Ｌ１の流量も調整される。なお、バイパス弁は、流量調整弁に限定されるものではなく、例えば開閉弁であってもよい。
【００５１】
検知機構６０は、第１流路９１（ＢＯＧ経路３２から流入するボイルオフガスＧが流れる流路）の閉塞状態を察知するための種々の検出値を得るためのセンサである。すなわち、液体水素Ｌ１は極低温の液体であるため、当該液体水素Ｌ１により過度に冷却された液化天然ガスＬ２が第１流路９１内で凍結し、それにより第１流路９１が閉塞されることがある。これに対し、検知機構６０の検知結果により、液化天然ガスＬ２の凍結による第１流路９１の閉塞を察知することができる。図１に示すように、本実施形態における検知機構６０は、差圧検知部６１と、出口温度検知部６２と、液化器温度検知部６３と、入口側流量検知部６４と、出口側流量検知部６５と、を含む。
【００５２】
差圧検知部６１は、第１流路９１の前後の差圧を検知するセンサである。つまり、差圧検知部６１により、第１流路９１に流入するボイルオフガスＧの圧力と第１流路９１から流出する液化天然ガスＬ２の圧力との差を検知可能であり、この差圧が大きい場合に第１流路９１の閉塞を察知することができる。
【００５３】
出口温度検知部６２は、第１流路９１から流出した液化天然ガスＬ２の温度を検知するセンサである。出口温度検知部６２は、第１流路９１の出口近傍に設けられているが、位置は特に限定されない。液化器温度検知部６３は、液化器３０の温度を検知するセンサである。これらのセンサによる検知温度が所定の閾値温度より低い場合にも、第１流路９１の閉塞を察知することができる。
【００５４】
入口側流量検知部６４は、第１流路９１の入口側におけるボイルオフガスＧの流量を検知するセンサである。出口側流量検知部６５は、第１流路９１の出口側における液化天然ガスＬ２の流量を検知するセンサである。これらのセンサによる流量検出値が所定の閾値より低い場合にも、第１流路９１の閉塞を察知することができる。
【００５５】
なお、検知機構６０は、差圧検知部６１、出口温度検知部６２、液化器温度検知部６３、入口側流量検知部６４及び出口側流量検知部６５のうち少なくともいずれかを含むものであればよく、これらの検知部を全て含むものに限定されない。
【００５６】
制御部７０は、検知機構６０による検知結果に基づいてバイパス弁５１を制御するものであり、受付部７１と、記憶部７２と、比較判定部７３と、バイパス弁制御部７４と、を含む。これらは、制御部７０を構成するコンピュータにおけるＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）の各機能である。
【００５７】
受付部７１は、検知機構６０による検知結果の情報を受け付ける。すなわち、差圧検知部６１、出口温度検知部６２、液化器温度検知部６３、入口側流量検知部６４及び出口側流量検知部６５による検知結果は、受付部７１に入力される。
【００５８】
記憶部７２は、バイパス弁５１の制御に用いられる各種閾値を記憶している。例えば、記憶部７２は、第１流路９１の前後の差圧の閾値ΔＰＨ、液化器３０の出口温度の低温側閾値ＴＬ及び液化器３０の出口温度の高温側閾値ＴＨをそれぞれ記憶している。また記憶部７２は、液化器３０の温度の閾値や、液化器３０の入口側及び出口側の流量の閾値をさらに記憶していてもよい。
【００５９】
比較判定部７３は、受付部７１に入力された検知結果と記憶部７２に記憶された閾値とを比較する。バイパス弁制御部７４は、比較判定部７３による比較結果に基づいて、バイパス弁５１の開度を制御する。
【００６０】
ここで、制御部７０によるバイパス弁５１の制御の一例を、図３に示すフローチャートに従って説明する。
【００６１】
まず、差圧検知部６１により検知された実際の差圧ΔＰと差圧の閾値ΔＰＨとを比較し、ΔＰがΔＰＨ以下であるか否かを判定する（ステップＳ１）。ここで、ΔＰがΔＰＨ以下でない場合は（ステップＳ１の「ＮＯ」）、バイパス弁５１の開度を増加する（ステップＳ２）。これにより、ＬＨ２経路１３から液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量が減少し、第１流路９１内での凍結が緩和される。一方、ΔＰがΔＰＨ以下である場合は（ステップＳ１の「ＹＥＳ」）、バイパス弁５１の開度調整を行わず、ステップＳ３に移る。
【００６２】
ステップＳ３では、出口温度検知部６２により検知された液化天然ガスＬ２の実際の温度ＴＬＮＧと低温側閾値ＴＬとを比較し、ＴＬＮＧがＴＬを超えるか否かを判定する。ここで、ＴＬＮＧがＴＬ以下である場合には（ステップＳ３の「ＮＯ」）、バイパス弁５１の開度を増加する（ステップＳ４）。これにより、液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量が減少し、液化天然ガスＬ２が凍結温度に近づくのを防止できるため、第１流路９１内での凍結が緩和される。一方、ＴＬＮＧがＴＬを超える場合には（ステップＳ３の「ＹＥＳ」）、バイパス弁５１の開度調整を行わず、ステップＳ５に移る。
【００６３】
ステップＳ５では、温度ＴＬＮＧと高温側閾値ＴＨとを比較し、ＴＬＮＧがＴＨ未満であるか否かを判定する。ここで、ＴＬＮＧがＴＨ以上である場合には（ステップＳ５の「ＮＯ」）、バイパス弁５１の開度を減少させる（ステップＳ６）。これにより、液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の量が増加し、液化天然ガスＬ２を適切な温度に冷却することができる。一方、ＴＬＮＧがＴＨ未満である場合には（ステップＳ５の「ＹＥＳ」）、バイパス弁５１の開度調整を行わず、ステップＳ１に戻る。
【００６４】
このように、検知機構６０による検知結果に基づいてバイパス弁５１の開度を調整することにより、第１流路９１内での凍結を防ぐように液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量を調整することができる。なお、本実施形態では、差圧検知部６１及び出口温度検知部６２の検知結果を用いた制御についてのみ説明したが、これに限定されない。液化器温度検知部６３、入口側流量検知部６４及び出口側流量検知部６５の検知結果を用いた制御が同様に行われてもよい。
【００６５】
また図４の変形例（ガス供給ユニット２Ａ、混焼発電装置２００Ａ）に示すように、バイパス経路５０だけでなく、ＬＨ２経路１３にもバイパス弁５２が設けられてもよい。図４に示すように、バイパス弁５２は、ＬＨ２経路１３において液化器３０よりも上流側で且つバイパス経路５０の上流端の接続部よりも下流側に配置されている。
【００６６】
バイパス弁５２は、バイパス弁５１と同様に流量調整弁（又は開閉弁）であり、制御部７０により制御される。すなわち、バイパス弁５２の開度を増加することにより液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量を増加させ、バイパス弁５２の開度を減少させることにより液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量を減少させることができる。このように、２つの弁を併用することにより、液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量をより調整し易くなる。またバイパス弁５１を省略し、バイパス弁５２のみを用いて液化器３０に流入する液体水素Ｌ１の流量が調整されてもよい。
【００６７】
また本実施形態では、バイパス弁５１を制御部７０により自動制御する場合について説明したが、これに限定されない。すなわち、検知機構６０及び制御部７０が省略され、バイパス弁５１が手動制御されてもよい。
【００６８】
（実施形態３）
次に、本発明の実施形態３に係るガス供給ユニット３及び混焼発電装置３００について、図５を参照して説明する。実施形態３に係るガス供給ユニット３及び混焼発電装置３００は、基本的に実施形態２に係るガス供給ユニット２及び混焼発電装置２００と同様の構成を備え且つ同様の効果を奏するものであるが、複数の液化器３０を備えている点で実施形態２と異なっている。以下、実施形態２と異なる点についてのみ説明する。
【００６９】
図５に示すように、ガス供給ユニット３は、複数の液化器３０（第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂ）を備えている。第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂは、それぞれ同じ構成を有するものであり、ボイルオフガスＧが流れる第１流路９１と、液体水素Ｌ１が流れる第２流路９２と、を有する。
【００７０】
ＬＨ２経路１３は、複数（本実施形態では２つ）の経路に分岐している。具体的には、ＬＨ２経路１３は、ＬＨ２タンク１１の出口から混焼発電ユニット４０の入口まで延びると共に第１液化器３０Ａ（第２流路９２）に接続された第１ＬＨ２経路１３Ａと、第２液化器３０Ｂ（第２流路９２）に接続されると共に第１液化器３０Ａを迂回するように第１ＬＨ２経路１３Ａに両端が接続された第２ＬＨ２経路１３Ｂと、を有する。
【００７１】
またＢＯＧ経路３２も、複数（本実施形態では２つ）の経路に分岐している。具体的には、ＢＯＧ経路３２は、ＬＮＧタンク２１から第１液化器３０Ａまで延びると共に当該第１液化器３０Ａの第１流路９１の入口に下流端が接続された第１ＢＯＧ経路３２Ａと、第１ＢＯＧ経路３２Ａの途中から第２液化器３０Ｂまで延びると共に当該第２液化器３０Ｂの第１流路９１の入口に下流端が接続された第２ＢＯＧ経路３２Ｂと、を有する。第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂは、ＬＨ２経路１３及びＢＯＧ経路３２の分岐した２つの経路において並列に配置されている。
【００７２】
また戻し経路３１は、第１液化器３０Ａの第１流路９１の出口に接続された第１戻し経路３１Ａと、第２液化器３０Ｂの第１流路９１の出口に接続された第２戻し経路３１Ｂと、を有する。図５に示すように、第１戻し経路３１Ａは、上流端が第１液化器３０Ａの第１流路９１の出口に接続されると共に、下流端がＬＮＧタンク２１に接続されている。一方、第２戻し経路３１Ｂは、上流端が第２液化器３０Ｂの第１流路９１の出口に接続されると共に、下流端が第１戻し経路３１Ａの途中に接続されている。
【００７３】
ガス供給ユニット３は、第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂの各々への液体水素Ｌ１の流入を切り替えるＬＨ２切替弁５５と、第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂの各々へのボイルオフガスＧの流入を切り替えるＢＯＧ切替弁８３と、を備えている。
【００７４】
図５に示すように、ＬＨ２切替弁５５は、第１ＬＨ２経路１３Ａにおいて第１液化器３０Ａの上流側に配置された第１ＬＨ２切替弁５３と、第２ＬＨ２経路１３Ｂにおいて第２液化器３０Ｂの上流側に配置された第２ＬＨ２切替弁５４と、を有する。第１ＬＨ２切替弁５３及び第２ＬＨ２切替弁５４は、例えば開閉弁であり、制御部７０により制御される。
【００７５】
ＢＯＧ切替弁８３は、第１ＢＯＧ経路３２Ａにおいて第２ＢＯＧ経路３２Ｂの接続部よりも下流側に配置された第１ＢＯＧ切替弁８１と、第２ＢＯＧ経路３２Ｂに配置された第２ＢＯＧ切替弁８２と、を有する。第１ＢＯＧ切替弁８１及び第２ＢＯＧ切替弁８２は、例えば開閉弁であり、制御部７０により制御される。
【００７６】
ガス供給ユニット３では、以下のようにして、第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂの使用を切り替えることができる。まず、第１ＬＨ２切替弁５３及び第１ＢＯＧ切替弁８１が開き且つ第２ＬＨ２切替弁５４及び第２ＢＯＧ切替弁８２が閉じた状態では、液体水素Ｌ１及びボイルオフガスＧは第２液化器３０Ｂに流入せず、第１液化器３０Ａにのみ流入する。
【００７７】
ここで、第１液化器３０Ａの流路内でＬＮＧの凍結が起こると、第１液化器３０Ａから第２液化器３０Ｂへ使用を切り替える必要がある。この場合、第１ＬＨ２切替弁５３及び第１ＢＯＧ切替弁８１を閉じると共に、第２ＬＨ２切替弁５４及び第２ＢＯＧ切替弁８２を開く。これにより、液体水素Ｌ１及びボイルオフガスＧが第１液化器３０Ａに流入せず第２液化器３０Ｂにのみ流入する状態に切り替えることができる。
【００７８】
このように、液化器３０の使用を切り替えるタイミングは、差圧検知部６１、出口温度検知部６２、液化器温度検知部６３、入口側流量検知部６４又は出口側流量検知部６５の検出結果に基づいて決定してもよい。すなわち、これらの検知部による検知結果が閾値を超える場合や閾値を下回る場合に、使用中の液化器３０の流路が凍結により閉塞されたと判断し、別の液化器３０の使用に切り替えてもよい。なお、第１液化器３０Ａ及び第２液化器３０Ｂの両方において流路が閉塞された場合には、バイパス経路５０に液体水素Ｌ１を流してもよい。
【００７９】
また液化器３０の使用は、自動で切り替えられる場合に限定されず、手動で切り替えられてもよい。また３台以上の液化器３０が設けられ、且つその台数に応じた分岐経路及び切替弁が設けられてもよい。
【００８０】
（実施形態４）
次に、本発明の実施形態４に係るガス供給ユニット４及び混焼発電装置４００について、図６を参照して説明する。実施形態４に係るガス供給ユニット４及び混焼発電装置４００は、基本的に実施形態３に係るガス供給ユニット３及び混焼発電装置３００と同様の構成を備え且つ同様の効果を奏するものであるが、液化器３０の第１流路９１内で凍結したＬＮＧを融解させる融解機構１１０をさらに備えている点で実施形態３と異なっている。以下、実施形態３と異なる点についてのみ説明する。
【００８１】
本実施形態における融解機構１１０は、ＬＨ２気化器１４で気化した水素ガスＧ１の一部を、ＬＨ２経路１３における液化器３０の上流側に戻すように構成されている。具体的には、図６に示すように、融解機構１１０は、水素戻し経路１１１と、切替弁１１３〜１１５と、ブロワ１１２と、を有する。
【００８２】
水素戻し経路１１１は、上流端が第１ＬＨ２経路１３ＡにおけるＬＨ２気化器１４の下流側に接続されており、下流端が複数（本実施形態では２つ）に分岐している。図６に示すように、当該分岐経路の一方は第１ＬＨ２経路１３Ａにおける第１ＬＨ２切替弁５３と第１液化器３０Ａとの間に接続されており、当該分岐経路の他方は第２ＬＨ２経路１３Ｂにおける第２ＬＨ２切替弁５４と第２液化器３０Ｂとの間に接続されている。また各分岐経路には、切替弁１１３，１１４がそれぞれ配置されている。
【００８３】
ブロワ１１２は、水素ガスＧ１を液化器３０の上流側に向けて圧送するものであり、水素戻し経路１１１に配置されている。またブロワ１１２よりも上流側には、当該ブロワ１１２への水素ガスＧ１の流入及び遮断を切り替える切替弁１１５が配置されている。
【００８４】
例えば、第１液化器３０Ａの第１流路９１でＬＮＧの凍結が起こった場合には、切替弁１１３，１１５を開くと共に、ブロワ１１２を作動させる。これにより、水素ガスＧ１が水素戻し経路１１１を通じて第１液化器３０Ａの上流側に戻され、当該第１液化器３０Ａの第２流路９２に流入する。
【００８５】
これにより、第２流路９２の伝熱面が水素ガスＧ１の熱により温められ、第２流路９２から第１流路９１への伝熱により、第１流路９１の伝熱面も温められる。その結果、第１流路９１内で凍結したＬＮＧを融解させることができる。一方、第２液化器３０Ｂの第１流路９１でＬＮＧの凍結が起こった場合には、切替弁１１３に代えて切替弁１１４を開くことにより、同様に融解処理を行うことができる。
【００８６】
なお、融解機構は、水素ガスＧ１を液化器３０の上流側に戻すものに限定されず、天然ガスＧ２を液化器３０の上流側に戻すものであってもよい。しかし、凍結により閉塞した第１流路９１に天然ガスＧ２を流すときのトラブルを避けるため、水素ガスＧ１を戻すことが好ましい。また融解機構は、液化器３０に空気を吹き付けて当該空気の熱により融解させる送風機であってもよいし、液化器３０に付設されたヒータであってもよいし、海水を流す配管であって当該海水の熱により融解させるものであってもよい。
【００８７】
また本実施形態では、複数の液化器３０を備えたガス供給ユニットにおいて融解機構１１０を設ける場合について説明したが、一台の液化器３０を備えたガス供給ユニットにおいて融解機構１１０が設けられてもよい。
【００８８】
（その他実施形態）
最後に、本発明のその他実施形態について説明する。
【００８９】
実施形態１〜４では、混焼発電ユニット４０にガス供給が行われる場合についてのみ説明したが、ガス供給ユニットの用途はこれに限定されない。すなわち、混焼発電ユニット４０以外の任意の需要先に対して、ガス供給ユニットから天然ガスＧ２及び水素ガスＧ１が供給されてもよい。
【００９０】
実施形態１〜４では、液化器３０の上流側にＬＨ２ポンプ１２が配置される場合について説明したが、液化器３０とＬＨ２気化器１４との間にＬＨ２ポンプがさらに配置されてもよい。
【００９１】
今回開示された実施形態は、全ての点で例示であって、制限的なものではないと解されるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなくて特許請求の範囲により示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
【符号の説明】
【００９２】
１，２，２Ａ，３，４  ガス供給ユニット
１１  ＬＨ２タンク
１３  ＬＨ２経路
１３Ａ  第１ＬＨ２経路
１３Ｂ  第２ＬＨ２経路
１４  ＬＨ２気化器
２１  ＬＮＧタンク
２３  ＬＮＧ経路
２４  ＬＮＧ気化器
３０  液化器
３０Ａ  第１液化器
３０Ｂ  第２液化器
３１  戻し経路
３２，３８  ＢＯＧ経路
３２Ａ  第１ＢＯＧ経路
３２Ｂ  第２ＢＯＧ経路
４０  混焼発電ユニット
５０  バイパス経路
５１，５２  バイパス弁
５５  ＬＨ２切替弁
６０  検知機構
６１  差圧検知部
６２  出口温度検知部
６３  液化器温度検知部
６４  入口側流量検知部
６５  出口側流量検知部
７０  制御部
８３  ＢＯＧ切替弁
１００，２００，２００Ａ，３００，４００  混焼発電装置
１１０  融解機構
Ｇ  ボイルオフガス
Ｌ１  液体水素
Ｌ２  液化天然ガス
【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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