(57)【要約】【課題】ＬＮＧの受入基地などの液化天然ガス設備において受入管の保冷を実施する際に、適切な冷却能力を確保しつつ保冷の実施に関わるコストを低減する。【解決手段】ＬＮＧの受入先からその貯蔵タンク２に至る受入管４と、その貯蔵タンクから受入管の上流側に至る受入循環管６とを備えた液化天然ガス設備１の保冷システムにおいて、貯蔵タンク内のＬＮＧを受入循環管及び受入管に通して循環させる循環冷却モードと、受入管内にＬＮＧを保持した状態で受入循環管を介して受入管内にＬＮＧを導入することで、受入管内のＬＮＧを加圧した状態で保持する加圧冷却モードとを選択的に実行する構成とし、適切な冷却能力を確保しつつ保冷に用いるＬＮＧの量を低減する。【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（ＬＮＧ）の受入先からその貯蔵タンクに至る受入管と、前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側に至る受入循環管とを備えた液化天然ガス設備の保冷システムであって、
前記貯蔵タンク内のＬＮＧを前記受入循環管及び前記受入管に通して循環させる循環冷却モードと、
前記受入管内にＬＮＧを保持した状態で前記受入循環管を介して前記受入管内にＬＮＧを導入しながら、前記受入管内のＬＮＧを加圧した状態で保持する加圧冷却モードと
を選択的に実行することを特徴とする液化天然ガス設備の保冷システム。
【請求項２】
前記加圧冷却モードにおいて、前記受入管内のＬＮＧの温度が所定値以上となった場合、前記ＬＮＧの加圧保持を解除して前記循環冷却モードに切り替えることを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス設備の保冷システム。
【請求項３】
前記加圧冷却モードから切り替えた前記循環冷却モードにおいて、前記加圧冷却モードで前記受入管内に加圧保持されていたＬＮＧを前記循環させるＬＮＧにより置換した後に、再び加圧冷却モードに切り替えることを特徴とする請求項２に記載の液化天然ガス設備の保冷システム。
【請求項４】
前記加圧冷却モードにおいて、前記受入管内に加圧保持されたＬＮＧから生じた気化ガスを前記受入管から排出し、当該蒸発した気化ガスの量に応じて前記受入循環管を介して前記受入管内にＬＮＧを導入するようにしたことを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス設備の保冷システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入基地などの液化天然ガス設備の保冷システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来、ＬＮＧの受入基地では、ＬＮＧを貯蔵するためのＬＮＧタンクを備え、このＬＮＧタンクには、ＬＮＧ船からタンクまでＬＮＧを輸送するための受入管や、タンクからＬＮＧ気化設備等にＬＮＧを輸送するための払出管などの輸送管が接続されている。
【０００３】
ＬＮＧタンクへのＬＮＧの受け入れは、数日から数週間程度の間隔をおいて行われるのが通常である。受入管は、ＬＮＧ（常圧で約−１６２℃）の輸送時には低温に保持されるが、ＬＮＧの受け入れが一定期間行われない場合には、外部からの自然入熱等によって受入管の温度が次第に上昇し、そのままの状態で再びＬＮＧの輸送を開始すると、ＬＮＧタンク内におけるＬＮＧの大量蒸発や急激な温度変化による輸送管の変形および破損等の問題が生じ得る。
【０００４】
そこで、そのような問題を回避するための手段の一つとして、ＬＮＧタンク内に貯蔵されたＬＮＧを受入管に通して再びタンク内に戻すための循環管を設け、ＬＮＧの受け入れを行わない場合には、ポンプ装置によって適量のＬＮＧ（循環液）を強制循環させて配管系を低温に保持（保冷循環）する技術が知られている。
【０００５】
しかし、保冷循環を行う場合には、比較的大量（例えば、数１０ton/hr）の循環液を循環させるためのポンプ動力が必要となり、その実施コストも小さくないので、保冷循環を行わずに輸送管を低温に保持することを目的とした技術が存在する。例えば、最上端にガス溜めが形成された配管を用い、配管内に放置したＬＮＧの気化により発生した気化ガスの上昇が配管内のＬＮＧを持ち上げない圧力に保ちつつ、気化ガスがガス溜め内まで上昇した際に、気化ガスと等しい量のガスをガス溜めから抜き、かつ、気化ガスと等しい量のＬＮＧを貯槽から配管内に供給する運転モード（貯蔵運転モード）を実行するＬＮＧ配管の制御方法が知られている（例えば、特許文献１参照）。
【特許文献１】特開平７−１１９８９３号公報（図４）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ところで、上記特許文献１に記載のような従来技術では、ＬＮＧを受け入れた後に貯蔵運転モードを実行し、そこで、次回のＬＮＧの受入前になると、配管内の昇温されたＬＮＧを低温のＬＮＧに置換するための運転を実行する。しかしながら、ＬＮＧの受け入れ頻度が少ない場合（例えば、数週間以上の間隔）には、貯蔵運転モードにおいて配管内のＬＮＧの成分が変化（即ち、メタン等の軽質分の蒸発により重質分の割合が増して配管内のＬＮＧの飽和温度が上昇）し、これにより冷却能力が低下するという課題があった。
【０００７】
本発明は、このような従来技術の問題点を解消するべく案出されたものであり、その主な目的は、ＬＮＧの受入基地などの液化天然ガス設備において受入管の保冷を実施する際に、適切な冷却能力を確保しつつ保冷に用いるＬＮＧの量を低減することができ、延いては保冷の実施に関わるコストを低減することができる液化天然ガス設備の保冷システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
このような課題を解決するために、本発明の液化天然ガス設備の保冷システムは、請求項１に示すとおり、ＬＮＧの受入先からその貯蔵タンクに至る受入管と、前記貯蔵タンクから前記受入管の上流側に至る受入循環管とを備えた液化天然ガス設備の保冷システムであって、前記貯蔵タンク内のＬＮＧを前記受入循環管及び前記受入管に通して循環させる循環冷却モードと、前記受入管内にＬＮＧを保持した状態で前記受入循環管を介して前記受入管内にＬＮＧを導入しながら、前記受入管内のＬＮＧを加圧した状態で保持する加圧冷却モードとを選択的に実行する構成とする。
【０００９】
これによると、ＬＮＧの受入基地などの液化天然ガス設備において受入管の保冷を実施する際に、循環冷却モードと加圧冷却モードとを適宜選択して実行することで、ＬＮＧの顕熱及び潜熱を利用して適切な冷却能力を確保しつつ保冷に用いるＬＮＧの量を低減することができ、延いては保冷の実施に関わるコストを低減することができる。
【００１０】
上記液化天然ガス設備の保冷システムにおいては、請求項２に示すとおり、前記加圧冷却モードにおいて、前記受入管内のＬＮＧの温度が所定値以上となった場合、前記ＬＮＧの加圧保持を解除して前記循環冷却モードに切り替える構成とすることができる。
【００１１】
これによると、受入管内のＬＮＧの温度が所定値以上となった場合、循環冷却モードを実行して貯蔵タンクから低温のＬＮＧを受入管内に導入することで、受入管内に加圧保持されたＬＮＧの密度を低下させると共に温度上昇による冷却能力の低下を防止することができる。
【００１２】
上記液化天然ガス設備の保冷システムにおいては、請求項３に示すとおり、前記加圧冷却モードから切り替えた前記循環冷却モードにおいて、前記加圧冷却モードで前記受入管内に加圧保持されていたＬＮＧを前記循環させるＬＮＧにより置換した後に、再び加圧冷却モードに切り替える構成とすることができる。
【００１３】
これによると、循環冷却モードの実行を最小限に抑えることで、保冷に用いるＬＮＧの量を効果的に低減することができる。この場合、加圧冷却モードで受入管内に加圧保持されていたＬＮＧの置換が完了したか否かは、例えば、加圧保持を解除した後の経過時間や受入管内のＬＮＧの温度等を指標として適切に判断することができる。
【００１４】
上記液化天然ガス設備の保冷システムにおいては、請求項４に示すとおり、前記加圧冷却モードにおいて、前記受入管内に加圧保持されたＬＮＧから生じた気化ガスを前記受入管から排出し、当該蒸発した気化ガスの量に応じて前記受入循環管を介して前記受入管内にＬＮＧを導入するようにした構成とすることができる。
【００１５】
これによると、受入管の圧力制御を行うことで、受入管内の圧力が上昇して所定の許容値を超えることを防止することができる。また、受入管への入熱（自然入熱およびポンプ装置による入熱等）によって発生する気化ガスを受入管外に適宜排出し、排出された分のＬＮＧを受入循環管を介して受入管内に補填することで、受入管をＬＮＧで満たした状態を維持して適切な冷却能力を確保することができる。
【発明の効果】
【００１６】
このように本発明は、ＬＮＧの受入基地などの液化天然ガス設備において受入管の保冷を実施する際に、受入管を通して循環液を循環させる運転モードと受入管を加圧冷却した状態で保持する運転モードとを選択的に実行することにより、ＬＮＧの顕熱及び潜熱を利用して適切な冷却能力を確保しつつ保冷に用いるＬＮＧの量を低減することができ、延いては保冷の実施に関わるコストを低減することができるという優れた効果を奏するものである。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１７】
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。
【００１８】
図１は、本発明に係るＬＮＧ受入基地の概略を模式的に示す構成図である。このＬＮＧ受入基地１は、低温のＬＮＧを貯蔵するためのＬＮＧタンク２と、ＬＮＧ船３で運搬されたＬＮＧを桟橋からタンク２まで輸送するための受入管４と、タンク２に貯蔵するＬＮＧをＬＮＧ気化器４３に輸送するための払出管５と、タンク２内のＬＮＧを受入管４に通して循環させるための受入循環管６と、タンク２内のＢＯＧ（ボイルオフガス）をタンク２外に排出するためのＢＯＧ管７とを主として備える。
【００１９】
受入管４は、その上流側に位置する棧橋にＬＮＧ受入用のローディングアーム１１が設けられており、ローディングアーム１１からタンク２に向けて略水平に延びる第１の水平部４ａと、その第１の水平部４ａから上方に略垂直に延びる立上り部４ｂと、その立上り部４ｂからタンク２頂部に向けて略水平に延びる第２の水平部４ｃとを有し、その下流側はタンク２上部に接続されている。
【００２０】
ここで、第１の水平部４ａには、受入管４内で発生したＬＮＧの気化ガスを排出するためのガス貯め１２，１３が設けられており、液位検出器１４，１５の検出結果に基づき液位を一定に維持するように液位調節弁１６，１７を開閉操作し、受入管４内の気化ガスをガス抜き管１８，１９を介して排出可能となっている。同様に、立上り部４ｂの上部には、ガス貯め２１が設けられている。スイッチ２２，２３の切り替えによって液位検出器２４または圧力検出器２５のいずれかに接続される圧力調節弁２６を、それらの液位または圧力の検出結果に基づき開閉操作することで、受入管４内の気化ガスをガス抜き管２７を介して排出可能であるとともに、受入管４内の圧力の調節が可能となっている。
【００２１】
また、第１の水平部４ａには、ＬＮＧの受入操作に関してローディングアーム１１側との連通を切り替える受入操作弁３１と、受入管４内のＬＮＧの温度を検出するための温度検出器３２とが設けられている。さらに、第２の水平部４ｃには、ＬＮＧの受入操作に関してタンク２側との連通を切り替える受入操作弁３３が設けられ、また、その受入操作弁３３を迂回するように配置されたバイパス管３４には操作弁３５が設けられている。このバイパス管３４は、受入管４に比べてより小径の管で構成されており、より小流量のＬＮＧを流す場合に用いられる。
【００２２】
払出管５は、その上流側がタンク２の液層部Ｌに設けられた払出ポンプ４１に接続されており、また、下流側にはＬＮＧを気化するためのＬＮＧ気化器４３が設けられている。ＬＮＧ受入基地１からＬＮＧを払い出す際には、タンク２内のＬＮＧは、払出ポンプ４１によってタンク２から送出された後に払出管５内を輸送されてＬＮＧ気化器４３へと送られる。このＬＮＧ気化器４３では、熱交換によりＬＮＧを気化させるための処理が行われ、そこで気化したＬＮＧ気化ガスは送ガス管４４を通して払出先に供給される。
【００２３】
受入循環管６は、払出管５の上流部から分岐して受入管４の上流部に接続される。受入循環管６には、タンク２からのＬＮＧの流量を調節するための流量コントローラ５１と、そのコントローラ５１からの制御信号に基づき開度を調節する流量調節弁５２と、操作弁５３とが設けられている。さらに、その流量コントローラ５１及び流量調節弁５２を迂回するように配置されたバイパス管５４には、ＬＮＧの流量を確認するための流量計５５と、液位検出器２４からの制御信号に基づき開度を調節する液位調節弁５６とが設けられている。このバイパス管５４は、受入循環管６に比べてより小径の管で構成されており、より小流量のＬＮＧを流す場合に用いられる。
【００２４】
ＢＯＧ管７は、その上流側がタンク２の気層部Ｇに接続されており、その中間部で払出側とＢＯＧの燃焼処理を行うフレアスタック６４側に分岐した構成を有する。払出側は、輸送するＢＯＧを圧縮するためのＢＯＧ圧縮機６５が設けられており、ＬＮＧ気化器４３の後の送ガス管４４に接続されている。一方、フレアスタック６４側は、タンク２内の圧力を調節するための圧力コントローラ６６とそのコントローラ６６からの制御信号に基づき開度を調節する圧力調節弁６７が設けられている。また、タンク２から排出されるＢＯＧの一部は、ＬＮＧを受け入れる際のＬＮＧ船３のタンク内の圧力を調節するために、配管７０を通ってリターンガスブロワ７１によって圧縮された後、ローディングアーム７２からＬＮＧ船３に戻される。この配管７０には、上述のガス抜き管１８が接続されており、ガス溜め１２から排出された気化ガスは、配管７０を通してフレアスタック６４またはＢＯＧ圧縮機６５に送られる。
【００２５】
上記構成のＬＮＧ受入基地１では、ＬＮＧの受入操作と、その受入操作の終了時から次の受入操作までの間で実行する受入管４の保冷操作とに関して３つの運転モードを有する。即ち、ＬＮＧ受入基地１では、ＬＮＧ船３からＬＮＧを受け入れる場合に実行される受入操作モードと、ＬＮＧの受け入れがなく受入管４でのＬＮＧの輸送が行われない場合に、保冷システムにおいて選択的に実行される加圧冷却モードおよび循環冷却モードとを有している。以下、これら運転モードの詳細について説明する。
【００２６】
図２は、図１に示したＬＮＧ受入基地においてＬＮＧの受け入れの際に実施する受入操作モードの概略を説明するための図である。この受入操作モードでは、受入操作弁３１，３３を開くことで、図示しないＬＮＧ船３内に設置されたポンプ装置によって、ＬＮＧ船３からのＬＮＧが受入ルート（図中、破線で示す）に沿ってローディングアーム１１を介して受入管４内をタンク２まで輸送され、タンク２内の液層部Ｌに供給される。このとき、液位調節弁１６，１７および圧力調節弁２６は閉じられ、液位制御および圧力制御は実施されない。また、受入循環管６における流量調節弁５２および操作弁５３は閉じられ、タンク２からのＬＮＧは遮断された状態となっている。
【００２７】
図２に示すように、受入管４の第１の水平部４ａにガス抜き用のガス溜め１２，１３を設置することで、水平部４ａで発生した大量の気化ガスが立ち上がり部４ｂに流入することによるガイザリングの発生を防止することができる。また、水平部４ａから立上り部４ｂへ移行する手前の部位（即ち、水平部４ａにおけるガス溜め１３が設けられた位置から立ち上がり部４ｂとの接続部位まで）を一旦立ち下げるように構成することで、ガイザリングの発生をより効果的に防止することができる。
【００２８】
図３は、図１に示したＬＮＧ受入基地において受入管を保冷する際に実施する加圧冷却モードの概略を説明するための図である。この加圧冷却モードは、上述の受入操作モードの後に実行されるものであり、受入操作弁３１，３３を全閉にして受入管４内にＬＮＧを保持した状態とし、そこで、払出ポンプ４１によってタンク２内のＬＮＧを受入循環管６を介して受入管４内に導入することで、受入管４内のＬＮＧの液レベルを一定に保ちながら、圧力調節弁２６により受入管４管内の圧力を所定の圧力で加圧保持するものである。
【００２９】
このとき、受入循環管６において、流量調節弁５２を閉じる一方、操作弁５３および液位調節弁５６を開くことで、タンク２からのＬＮＧがバイパス管５４経由で受入管４に導入される。このバイパス管５４を経由させることで、後述する循環冷却モードの場合（例えば、数１０t/hrの流量）と異なり、より小流量（例えば、約１〜２t/hr）のＬＮＧを容易に導入することができる。この場合、加圧冷却モードにおいて受入管４に供給するＬＮＧ量と、後述する循環冷却モードにおいて受入管４に供給するＬＮＧ量とは大きく異なるので、受入循環管６において、液位調節弁５６を循環冷却モードで受入管４へＬＮＧを導入するための流量調節弁５２とは別に設けることで、各々の運転モードで最適な流量制御が可能となる。
【００３０】
このように、受入循環管６から受入管４へＬＮＧが導入された状態で、圧力検出器２５の検出結果に基づき圧力調節弁２６の開度が調節されて、受入管４内の圧力を規定値（例えば、圧力検出器２５の位置において約１００kPaG）まで上昇させ、受入管４内のＬＮＧが加圧された状態で保持される。このとき、圧力調節弁２６は、スイッチ２２によって圧力検出器２５と接続された状態となっている。同時に、液位検出器１４，１５の検出結果に基づき液位調節弁１６，１７の開度が調節され、払出ポンプ４１や周囲環境からの受入管４への入熱によって受入管４内に発生する気化ガスが受入管４から適宜排出される。この場合、気化して受入管４から排出されたＬＮＧの量を補填するように、受入循環管６を介してＬＮＧが受入管４内に導入される。ここで、受入管４内の気化ガスの排出は、液位調節弁１６，１７及び液位検出器１４，１５を用い、また、受入管４内の圧力制御は、圧力調節弁２６及び圧力検出器２５を用い、さらに、立ち上がり部４ｂの液位制御は、調節弁５６及び液位検出器２４を用いてそれぞれ個別に行うので、簡易なシーケンス制御が可能となる。
【００３１】
この加圧冷却モードの終了タイミングは、受入操作前に後述する循環冷却モードへ移行する場合の他、受入管４に対する適切な液密度または冷却能力を確保すべく受入管４内のＬＮＧの温度によって決定される。即ち、受入管４内のＬＮＧの温度は、温度検出器３２によって監視され、時間経過にともなう受入管４への入熱によってそのＬＮＧの温度が規定値以上になると、ＬＮＧの加圧保持状態を解除して加圧冷却モードから後述する循環冷却モードに移行する。なお、この循環冷却モードへの移行の際には、圧力検出器２５の位置におけるＬＮＧの圧力（例えば、加圧冷却モード中は１００kPaG）を、受入管４の下部（第１の水平部４ａ）における圧力（例えば、加圧冷却モード中は３００kPaG）より充分高い圧力までさらに上昇させておくことで、立上り部４ｂにおける気泡の発生に伴うガイザリング現象の発生を防止することができる。
【００３２】
このような加圧冷却モードでは、後述する循環冷却モードの場合に比べて、保冷に用いるＬＮＧ（即ち、タンク２から受入循環管６を介して受入管４内に導入されるＬＮＧ）の量を小さくすることができるので、払出ポンプ４１の負荷を低下させ（或いは、ポンプの稼働台数を低減し）、そのランニングコストを低減することができる。この場合、払出ポンプ４１からの入熱も低下するので、圧縮機６５のランニングコストを低減できるという利点もある。また、加圧冷却モードでは、図４に示すように、ＬＮＧの顕熱のみならず、より冷却への寄与がより大きい潜熱を利用して冷却を行うことができる。さらに、加圧冷却モードでは、受入管４内に保持したＬＮＧを加圧することで飽和温度が上昇するので、受入管４の冷却のためにＬＮＧの顕熱分をより有効に利用できるという利点がある。
【００３３】
図３に示すように、立上り部４ｂの上部に圧力検出器２５を設けることで、加圧冷却モードでの長時間の運転により受入管４内のＬＮＧの密度が変化した場合でも、安定した調節弁２６差圧を確保できる。これに反して、第１の水平部４ａに圧力検出器２５を設けた場合には、メタン等の軽質分の蒸発により重質分の割合が増して受入管４内のＬＮＧの密度が大きくなると、立上り部４ｂにおける液ヘッドが増大して第１の水平部４ａの圧力が高くなるため、圧力調節弁２６の適切な制御が困難となり得る。
【００３４】
図５は、図１に示したＬＮＧ受入基地において受入管を保冷する際に実施する循環冷却モードの概略を説明するための図である。この循環冷却モードは、上述の加圧冷却モードにおいて受入管４内のＬＮＧの温度が規定値以上となった場合、または新たにＬＮＧの受け入れの準備が必要となった場合に実行されるものであり、タンク２内のＬＮＧを受入循環管６及び受入管４に通して強制循環させるものである。
【００３５】
ここで、保冷用のＬＮＧの循環ルートは、タンク２→払出管５→受入循環管６→受入管４→タンク２のように構成される。即ち、保冷用のＬＮＧは、払出ポンプ４１によってタンク２内から払出管５に送出された後、払出管５の上流部から分岐する受入循環管６を介して受入管４の上流部へと導かれ、さらに、受入管４の下流部から分岐するバイパス管３４を経由してタンク２内へと戻される。また、受入循環管６において、液位調節弁５６を閉じる一方、流量調節弁５２を開くことで、タンク２からのＬＮＧが受入循環管６を介して受入管４に導入される。
【００３６】
この循環冷却モードでは、受入管４内の液が低密度かつ低温のＬＮＧに置換されるまでの間は、圧力調節弁２６により[k1]圧力検出器２５の位置における圧力を受入加圧冷却モード時の受入管４の下部における圧力より充分高い圧力として液循環を行い、液置換終了後は、圧力調節弁２６は、スイッチ２２，２３の切り替えによって液位検出器２４に接続され、その検出結果に基づき開度が調節されて液位の調節が行われる。同時に操作弁３５を開とすることにより、ＬＮＧの循環は継続される。また、加圧冷却モード時から引き続き、液位検出器１４，１５の検出結果に基づき液位調節弁１６，１７の開度が調節されて液位の調節が行われる。なお、上述のように循環冷却モードへの移行時に圧力調節弁２６の設定圧力を上げることで、循環冷却モードへの移行開始当初における気化ガスの発生を確実に抑制することができる。従って、循環冷却モードへ移行する際に、調節弁２６を通過するＬＮＧが気液混相流となって液流量が安定せずに圧力制御が困難になるという問題を回避することができる。
【００３７】
この循環冷却モード時の圧力調節弁２６の圧力調節から液位調節への切り替え及び操作弁３５の開操作は、加圧冷却モードにおいて受入管４内に加圧保持していたＬＮＧが、新たにタンク２から受入管４に導入されたＬＮＧによって十分に置換されたか否かを判定することで決定される。本実施形態では、受入管４内のＬＮＧの温度が規定値以下となり、かつタイマの計測時間が所定時間以上となった場合に、ＬＮＧの置換が完了したと判断する。即ち、循環冷却モードでは、受入管４内のＬＮＧの温度が温度検出器３２によって監視されるとともに、循環冷却モードに移行した後の経過時間が図示しないタイマによって計測され、そこで、受入管４内のＬＮＧの温度が規定値以下となり、かつタイマの計測時間が所定時間以上となると、圧力調節弁２６が圧力調節から液位調節へと切り替えられ、かつ操作弁３５が開となる。この後、オペレータの判断により、循環冷却モードから再び加圧冷却モードに移行することになる。なお、ＬＮＧの受け入れの準備が必要となった場合には、加圧冷却モードには移行せずに循環冷却モードから受入操作モードに移行する。これにより、タンク２のより低温のＬＮＧを受入管４内に導入して受入管４を確実に冷却し、ガイザリング現象等の発生を防止することができる。
【００３８】
図６は、図１に示したＬＮＧ受入基地におけるＬＮＧの受入及び受入管の保冷の動作手順を示すフロー図である。
【００３９】
まず、ＬＮＧ船３からＬＮＧを受け入れる際に受入操作モードが実行される（ＳＴ１０１）。次に、ＬＮＧの受け入れが完了すると（ＳＴ１０２：ＹＥＳ）、受入操作モードから加圧冷却モードに移行する（ＳＴ１０３）。
【００４０】
この加圧冷却モードは、ＬＮＧ受入準備を開始する必要がなく（ＳＴ１０４：ＹＥＳ）、かつ、受入管４内に加圧保持されたＬＮＧの温度が規定値以下である場合（ＳＴ１０５：ＮＯ）には、そのまま継続して実行される。そこで、時間経過にともなう受入管４への入熱によってＬＮＧの温度が規定値以上となると、加圧冷却モードから循環冷却モードに移行する（ＳＴ１０６）。
【００４１】
この循環冷却モードは、受入管４内のＬＮＧの温度が規定値以下となり、かつ循環冷却モードに移行した後の経過時間が規定時間以上となるまで継続され、最終的にそれらＬＮＧの温度および経過時間の条件が満たされると（ＳＴ１０７：ＹＥＳ）、再びＳＴ１０３に戻って加圧冷却モードに移行することになる。
【００４２】
また、新たにＬＮＧ船３からＬＮＧを受け入れる準備が必要なタイミング（例えば、受入操作開始の数時間前）になると、ＬＮＧの受け入れ準備が開始され（ＳＴ１０４：ＹＥＳ）、加圧冷却モードから循環冷却モードに移行する（ＳＴ１０８）。そこで、受入管４を適切に冷却した後に循環冷却モードを停止し、ＬＮＧの受入が開始されることになる。なお、上述のようなモード選択は、ＬＮＧの受入基地１におけるＬＮＧの輸送等を制御する制御部によって自動で実行することができ、また、オペレータが手動で選択してもよい。
【産業上の利用可能性】
【００４３】
本発明に係る液化天然ガス設備の保冷システムは、受入管の保冷を実施する際に、適切な冷却能力を確保しつつその循環量を低減することができ、延いては保冷の実施に関わるコストを低減することができるので、ＬＮＧの受入基地などの液化天然ガス設備の保冷システムとして有用である。
【図面の簡単な説明】
【００４４】
【図１】本発明に係るＬＮＧ受入基地の概略構成を模式的に示す図
【図２】ＬＮＧの受け入れの際に実施する受入操作モードの説明図
【図３】受入管を保冷する際に実施する加圧冷却モードの説明図
【図４】ＬＮＧのエンタルピーと温度の関係を示す図
【図５】受入管を保冷する際に実施する循環冷却モードの説明図
【図６】ＬＮＧの受入及び受入管の保冷の動作手順を示すフロー図
【符号の説明】
【００４５】
１  ＬＮＧ受入基地
２  ＬＮＧタンク
４  受入管
５  払出管
６  受入循環管
４１  払出ポンプ
【図１】
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【図２】
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【図３】
2008051287.tif 000005
【図４】
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【図５】
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【図６】
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