(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
超低温液化高圧ガスを貯蔵するガス貯蔵槽と、
前記ガス貯蔵槽から前記超低温液化高圧ガスを取出し気化させるガス気化器と、
前記気化されたガスを圧縮して昇圧させる昇圧機構と、
前記昇圧機構を制御し、昇圧されたガスの圧力を所定値に維持する圧力制御部と、
前記昇圧機構にて昇圧されたガスをガス利用設備へ供給する供給経路と、
前記昇圧機構の前記ガス利用設備側と前記ガス気化器側においてガスの熱を交換する熱交換器とを備え、前記昇圧機構において圧縮により発生した熱を前記ガス気化器と前記昇圧機構の間に移動させ、該ガス気化器において気化されたガスを加温することを特徴とする液化高圧ガス貯蔵気化装置。
【請求項２】
前記昇圧機構と前記供給経路の間に、ガスを貯留するバッファタンクをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の液化高圧ガス貯蔵気化装置。
【請求項３】
前記ガス貯蔵槽内部の圧力の異常を検知する圧力異常検知部、前記ガス貯蔵槽内部の前記超低温液化高圧ガスの液面低下を検知する液面異常検知部、前記ガス貯蔵槽からの前記超低温液化高圧ガスの漏洩を検知する漏洩検知部、前記昇圧機構から供給される気化された前記超低温液化高圧ガスの圧力の異常を検知する昇圧圧力異常検知部、前記昇圧機構の入口温度および出口温度の異常を検知する温度異常検知部、のうち、１または複数を含む異常検知部と、
前記異常検知部が異常を検知した場合、施設内もしくは遠隔地のいずれか一方または両方に警報を報知する警報部と、
を備えることを特徴とする請求項１または請求項２に液化高圧ガス貯蔵気化装置。
【請求項４】
超低温液化高圧ガスをガス貯蔵槽に貯蔵し、
ガス気化器にて前記ガス貯蔵槽から前記超低温液化高圧ガスを取出し気化させ、
前記気化されたガスを昇圧機構にて圧縮して昇圧させ、
前記昇圧機構を制御し昇圧されたガスの圧力を所定値に維持させ、
前記昇圧機構にて昇圧されたガスをガス利用設備へ供給し、かつ、
前記昇圧機構の前記ガス利用設備側と前記ガス気化器側においてガスの熱を交換し、前記昇圧機構において圧縮により発生した熱を前記ガス気化器と前記昇圧機構の間に移動させ、該ガス気化器において気化されたガスを加温することを特徴とする液化高圧ガス貯蔵気化方法。
【請求項５】
前記ガス貯蔵槽内部の圧力の異常、前記ガス貯蔵槽内部の前記超低温液化高圧ガスの液面低下、前記ガス貯蔵槽からの前記超低温液化高圧ガスの漏洩、前記昇圧機構から供給される気化された前記超低温液化高圧ガスの圧力の異常、前記昇圧機構の入口温度および出口温度の異常、のうち、１または複数の異常を来たしているか否かを検知し、
前記異常が検知された場合、施設内もしくは遠隔地のいずれか一方または両方に警報を報知することを特徴とする請求項４に記載の液化高圧ガス貯蔵気化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、気化したガスをガス利用設備に適した圧力まで昇圧可能な液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
液化高圧ガスの一種である液化天然ガス（以下単にＬＮＧとする。）は、地中から発生するメタンを主成分とする天然ガスを約−１６２℃に冷却して液体にしたものである。天然ガスをＬＮＧに液化する際に、脱硫、脱水等の前処理を行う。このため、ＬＮＧを燃焼させた場合、石油と比較して硫黄酸化物等の排出量が少なく、クリーンなエネルギーである。
【０００３】
ＬＮＧは、産出国からＬＮＧタンカーにて海上輸送され、わが国の港に設置された大規模貯蔵施設に輸入される。大規模貯蔵施設に輸送されたＬＮＧは、ローリー車の輸送容器に充填され、サテライト基地（ガス貯蔵・利用施設）に輸送されることがある。ここで、ＬＮＧを超低温に保持したまま輸送しなければならないため、断熱構造を有する特殊な輸送容器を搭載したローリー車を用いる必要がある。
【０００４】
サテライト基地において、ＬＮＧは、ローリー車からガス貯蔵槽に供給され使用者の必要に応じてボイラ等に供給される。
【０００５】
ローリー車からガス貯蔵槽へのＬＮＧの供給方法として、ローリー車に積載されたＬＮＧタンクの圧力をガス貯蔵槽の圧力よりも高圧にし、ガス貯蔵槽内に設置された吹き出し高さの異なる複数のノズルを、ガス貯蔵槽内のＬＮＧの液面或いは圧力の上昇に応じて、切り換え、ガス貯蔵槽の液面にＬＮＧが常時到達するようにＬＮＧをノズルから液面に向けて噴流として送液する方法が開示されている（例えば特許文献１）。
【０００６】
上述したＬＮＧを利用したボイラ等のガス利用設備では、ＬＮＧを当該ガス利用設備に払い出し（供給）するために、一般的にはガス貯蔵槽の下部からＬＮＧを取りだし、気化させてから、ガス貯蔵槽の空間へと戻している。これによりガス貯蔵槽内の圧力を一定以上に高め、自身の圧力によってＬＮＧを押し出すことにより払い出しを行うことができる。
【０００７】
また、他の払い出し方法としては、ガス貯蔵槽内のＬＮＧを払出ポンプで吸い込んで取り出し、気化器を通して蒸発させてガス利用設備に供給する方法が開示されている（例えば特許文献２）。
【特許文献１】特開２００２−２０６６９４号公報
【特許文献２】特開２００２−１６８３９７号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかし、上述したガス貯蔵槽内のＬＮＧを一部取出し、取出されたＬＮＧを気化させ、再度ガス貯蔵槽に戻し、ガス貯蔵槽内部の圧力を一定に保持する構成では、ローリー車からの充填を行うために、ローリー車のガス圧（一般に０．６ＭＰａ）よりも低い圧力までしか圧力を上げることができない。したがって、ガスの供給先であるガス利用設備にも制約があった。
【０００９】
また、ガス貯蔵槽内のＬＮＧを払出ポンプで吸い込んで取り出す構成では、払出ポンプ内のＬＮＧが気化してしまい、払出ポンプの運転に支障を来たすという問題がある。
【００１０】
そこで、本発明は、ガス利用施設が有する上記問題に鑑み、機器への悪影響を最小限にとどめることができ、気化したガスをガス利用設備に適した圧力まで昇圧させることが可能な液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法を提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記課題を解決するために、本発明にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置の代表的な構成は、超低温液化高圧ガスを貯蔵するガス貯蔵槽と、ガス貯蔵槽から超低温液化高圧ガスを取出し気化させるガス気化器と、気化されたガスを圧縮して昇圧させる昇圧機構と、昇圧機構を制御し、昇圧されたガスの圧力を所定値に維持する圧力制御部と、昇圧機構にて昇圧されたガスをガス利用設備へ供給する供給経路と、昇圧機構のガス利用設備側とガス気化器側においてガスの熱を交換する熱交換器とを備え、昇圧機構において圧縮により発生した熱をガス気化器と昇圧機構の間に移動させ、ガス気化器において気化されたガスを加温することを特徴とする。
【００１２】
上記構成によれば、ガス気化器にて気化されたガスを昇圧機構が圧縮して昇圧させガス利用設備に供給（払出）するため、ガス貯蔵槽内の圧力が低下した場合であっても、さらにはガス貯蔵槽内が大気圧よりも低い圧力（負圧）となった場合においても、ガス利用設備にガスを供給することができる。
【００１３】
また昇圧機構を備える構成により、気化した後に圧力を上昇させることができる。従来はガス貯蔵槽の圧力はローリー車の圧力より低い必要があり、さらに気化器、ガス利用設備と、順に設定ガス圧を低下させる必要があった。しかし気化後に圧力を上昇させることから任意のガス圧を利用することができ、ガス利用設備の適応範囲を広げることが可能となる。
【００１４】
また昇圧機構を備える構成により、ガスは加圧されると同時に温度が上昇する。したがってガスの経路や計器類が氷結したり動作不良に陥ったりすることを防止することができる。特に本発明では、昇圧機構のガス利用設備側とガス気化器側においてガスの熱を交換する熱交換器を備えている。ガス気化器において気化されたガスは氷点下の低温になることがあるため、そのまま供給すると、昇圧機構を含む供給先の機器に熱疲労を与えることとなる。しかし上記構成によれば、昇圧機構における圧縮により発生した熱でガス気化器側のガスを加温することにより、昇圧機構および供給先の機器に熱疲労を軽減し、当機器の破損回数を減少させることができる。
【００１５】
さらに、ガス貯蔵槽に気化したガスを戻して液面を加圧する（内圧を高める）というガス製造行為を行うことなく、ガス利用設備にガスを供給することが可能となる。したがって、ガス製造行為とされないガス貯蔵槽からのガス利用設備へのガス供給は、保安係員等の人員を常駐させずとも行うことができる。
【００１６】
圧力制御部は、例えば昇圧機構の下流側に圧力検知機構を備え、設定圧力に応じて昇圧機構の動力を制御することができる。このような圧力制御部を備える構成により、ガス利用設備に適した圧力に簡単に制御することができ、かつ安定した圧力でガスをガス利用設備に供給することが可能となる。
【００１８】
圧力制御回路は、例えば固定的に設置および圧力設定した圧力弁および逆止弁と、昇圧機構の下流側（ガス利用設備側）から上流側（ガス気化器側）へと接続する経路とによって構成することができる。これにより、固定的に設置した圧力制御回路を用いてガスを還流させるだけで、簡単に無駄なくガス利用設備に適した圧力に制御することができ、かつ安定した圧力でガスをガス利用設備に供給することが可能となる。
【００２１】
上記の液化高圧ガス貯蔵気化装置は、昇圧機構と供給経路の間にガスを貯留するバッファタンクをさらに備えるとよい。これにより、さらに圧力を安定させ、ガス利用設備の急激な使用量変化に対応することができる。
【００２２】
上記の液化高圧ガス貯蔵気化装置は、ガス貯蔵槽内部の圧力の異常を検知する圧力異常検知部、ガス貯蔵槽内部の超低温液化高圧ガスの液面低下を検知する液面異常検知部、ガス貯蔵槽からの超低温液化高圧ガスの漏洩を検知する漏洩検知部、昇圧機構から供給される気化された超低温液化高圧ガスの圧力の異常を検知する昇圧圧力異常検知部、昇圧機構の入口温度および出口温度の異常を検知する温度異常検知部、のうち、１または複数を含む異常検知部と、異常検知部が異常を検知した場合、施設内もしくは遠隔地のいずれか一方または両方に警報を報知する警報部と、を備えるとよい。
【００２３】
これにより、担当者が遠隔地にいても、異常を報知することができ、より確実かつ安全に液化高圧ガス貯蔵気化装置を監視することが可能となる。
【００２５】
異常検知部に圧力異常検知部を含む場合は、ガス供給量が増加しガス貯蔵槽のガスが減少した場合や、ガスの漏洩が起きた場合等ガス貯蔵槽内の圧力異常を検知することができる。液面異常検知部を含む場合は、ガス利用設備のガス消費量が増加し、ガス貯蔵槽からのガス供給量が増加し、ガス貯蔵槽のガスが減少した場合やガスの漏洩が起きた場合等ガス貯蔵槽内の超低温液化高圧ガスの液面の適用範囲以下であることを検知することができる。漏洩検知器を含む場合、ガス貯蔵槽からのガスの漏洩を検知することができる。昇圧圧力異常検知部を含む場合は、昇圧機構から供給されるガスの圧力が適用範囲内であるか否かを検知することができる。温度異常検知部を含む場合は、昇圧機構の入口温度おとび出口温度が所定範囲内であるか否かを検知することができる。
【００２６】
上記の液化高圧ガス貯蔵気化装置の超低温液化高圧ガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）もしくは液体水素のいずれかを主成分としてもよい。
【００２７】
これにより、ボイラ、ガスエンジン、ガスタービン等のＬＮＧ利用設備や溶接工程を有する設備や、半導体製造設備等の液体水素利用設備に適応することができる。
【００２８】
上記課題を解決するために、本発明にかかる液化高圧ガス貯蔵気化方法の代表的な構成は、超低温液化高圧ガスをガス貯蔵槽に貯蔵し、ガス気化器にてガス貯蔵槽から超低温液化高圧ガスを取出し気化させ、気化されたガスを昇圧機構にて圧縮して昇圧させ、昇圧機構を制御し昇圧されたガスの圧力を所定値に維持させ、昇圧機構にて昇圧されたガスをガス利用設備へ供給し、かつ、昇圧機構のガス利用設備側とガス気化器側においてガスの熱を交換し、昇圧機構において圧縮により発生した熱をガス気化器と昇圧機構の間に移動させ、ガス気化器において気化されたガスを加温することを特徴とする。
【００３１】
上記液化高圧ガス貯蔵気化方法は、ガス貯蔵槽内部の圧力の異常、ガス貯蔵槽内部の超低温液化高圧ガスの液面低下、ガス貯蔵槽からの超低温液化高圧ガスの漏洩、昇圧機構から供給される気化された超低温液化高圧ガスの圧力の異常、昇圧機構の入口温度および出口温度の異常、のうち、１または複数の異常を来たしているか否かを検知し、異常が検知された場合、施設内もしくは遠隔地のいずれか一方または両方に警報を報知するとよい。
【００３３】
上記液化高圧ガス貯蔵気化方法の超低温液化高圧ガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）もしくは液体水素のいずれかを主成分とするとよい。
【００３４】
上述した液化高圧ガス貯蔵気化装置の技術的思想に基づく構成要素やその説明は、当該液化高圧ガス貯蔵気化方法にも適用可能である。
【発明の効果】
【００３５】
以上説明したように本発明の液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法によれば、機器に流れるガスの温度を上げることができ、凍結、故障、センサの不具合等の機器への影響を最小限にとどめることができ、気化したガスを昇圧させることが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００３６】
以下に添付図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値などは、発明の理解を容易とするための例示に過ぎず、特に断る場合を除き、本発明を限定するものではない。なお、本明細書及び図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本発明に直接関係のない要素は図示を省略する。
【００３７】
以下の実施形態では、機器に流れるガスの温度を上げることができ、凍結、故障、センサの不具合等の機器への影響を最小限にとどめることができ、気化したガスをガス利用設備に適した圧力まで昇圧させることが可能となる液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法を説明する。ここでは、液化高圧ガス貯蔵気化装置を利用するガス利用施設（サテライト基地）として、ガスボイラを例に用いて説明するが、これに限定されず、ガスエンジン、ガスタービン等でもよい。また、本実施形態において超低温液化高圧ガスとしてＬＮＧを用いているが、液化水素を用いることもでき、この際にはガス利用設備として溶接工程を有する設備や半導体製造設備等に利用することができる。なお、本実施形態の理解を容易にするため、最初にガスボイラの全体構成について説明し、その後実施形態の特徴を詳述する。
【００３８】
（ガスボイラ１００)
図１は、液化高圧ガス貯蔵気化装置を利用するガス利用施設の例としてのガスボイラ１００の全体構成を説明する説明図である。ガスボイラ１００は、液化高圧ガス貯蔵気化装置２００と、ガス利用設備である燃焼部１０２と、復水器１０４と、を含んで構成される。
【００３９】
液化高圧ガス貯蔵気化装置２００は、後述する燃焼部１０２にＬＮＧを供給する。
【００４０】
燃焼部１０２は、液化高圧ガス貯蔵気化装置２００より供給されたガスを燃焼させ、高温高圧の水蒸気を発生させる。
【００４１】
復水器１０４は、燃焼部１０２で発生し、製造ラインへの供給ためには余分な水蒸気を回収し、冷却し、水に戻して、再度燃焼部１０２へ送る。復水器１０４には、常に冷却水が循環しており、水蒸気を急激に冷却し液化する。
【００４２】
以下、ガスボイラ１００における液化高圧ガス貯蔵気化装置２００の構成を説明する。
（第一実施形態）
【００４３】
（液化高圧ガス貯蔵気化装置２００）
図２は本実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置２００の構成を説明する説明図、図３は供給制御部２１０を説明するための説明図である。液化高圧ガス貯蔵気化装置２００は、ガス貯蔵槽２０２と、ガス気化器２０６と、ボイルオフガス取出経路２０８と、供給制御部２１０と、バッファタンク２３０と、供給経路２４０と、異常検知部２５０と、警報部２６０と、を含んで構成される。
【００４４】
ガス貯蔵槽２０２は、ローリー車２０４のタンクから供給された超低温液化高圧ガスとしてのＬＮＧを貯蔵する。ＬＮＧは約−１６２℃という超低温液体であるため、ガス貯蔵槽２０２の内側は熱伝導率の低い、二重構造（いわゆる魔法瓶構造）をとっている。本実施形態において、ガス貯蔵槽２０２は、地上式を用いているが、これに限定されず、超低温液化高圧ガスを貯蔵できれば足り、地下式も好適に用いることができる。
【００４５】
ガス気化器２０６は、ＬＮＧを加温し、気化させて、気体にする。本実施形態においてガス気化器２０６は、空温式を用いているが、温水式等のガス気化器も好適に用いることができる。また、本実施形態においてガス気化器２０６は並列に２台設置されており、交互に利用することによって気化効率をさげることなくガスをガス利用設備に供給する。また供給するガスの温度低下を防止するため、加温器（図示せず）を設けてもよい。
【００４６】
ボイルオフガス（ＢＯＧ：Boil Off Gas）取出経路２０８は、ガス貯蔵槽２０２外部からの自然入熱によって発生するＢＯＧをガス気化器２０６にて気化されたＬＮＧと合流させる。
【００４７】
供給制御部２１０は、図３に示すように、昇圧機構２１２と、圧力制御部２１４と、熱交換器２１６と、を含んで構成される。
【００４８】
昇圧機構２１２は、防爆仕様のブロワ、ルーツブースタ等のブースタ、コンプレッサ等で構成され、ガス気化器２０６によって気化されたガスを圧縮して昇圧させる。昇圧させたガスは後述する供給経路２４０に移送され、ガス利用設備である燃焼部１０２に供給される。本実施形態において昇圧機構２１２による昇圧は、１．０ＭＰａ未満まで昇圧することができる。なお、ガス利用設備に適応するに当たっては、ガス利用設備の適応圧力より０．１ＭＰａ程度高く昇圧する。
【００４９】
圧力制御部２１４は、昇圧機構２１２を制御し、昇圧されたガスの圧力を所定値に維持する。具体的には、昇圧機構２１２の下流側の圧力を圧力検知機構（不図示）が測定し、昇圧機構２１２の動力を電気的に制御することにより、昇圧機構２１２にて昇圧する圧力を所定値に維持する。これにより、燃焼部１０２（ガス利用設備）に適した圧力に簡単に制御することができ、かつ安定した圧力でガスを燃焼部１０２に供給することが可能となる。
【００５０】
熱交換器２１６は、昇圧機構２１２のガス利用設備（燃焼部１０２）側とガス気化器２０６側においてガスの熱を交換する。すなわち昇圧機構２１２において断熱圧縮により発生する熱を用いて、昇圧機構２１２に導入されるガスをあらかじめ加温するものである。
【００５１】
ガス気化器２０６において気化されたガスは氷点下の低温になることがあるためそのまま供給すると、昇圧機構２１２を含む供給先の機器に熱疲労を与えることとなる。したがって、昇圧機構２１２における圧縮により発生した熱でガス気化器２０６側のガスを加温することにより、供給先の機器に熱疲労を与えることがなくなり、当該機器の破損回数を減少させることができる。
【００５２】
またガス気化器２０６において気化されたガスをそのまま供給すると、配管が低温脆性により破損したり、計器類が動作不良に陥ったりすることもある。したがって従来は専用の配管や計器類を用いなければならずコスト高になっていた。しかし、昇圧機構２１２がガスを加温することにより、昇圧機構２１２で加温可能な部分は専用の配管を設ける必要がなくなり、コストを削減することが可能となる。
【００５３】
配管や計器類を保護するためには、ガスの温度が０℃以上であることが好ましい。そこでガス気化器２０６と昇圧機構２１２の間に、さらに加温器を設けてもよい（不図示）。これにより、熱交換だけでは加温が十分でない場合があっても、任意の温度までガスを加熱することができる。
【００５４】
バッファタンク２３０は、昇圧機構２１２と後述する供給経路２４０の間に設けられており、ガス利用設備の急激なガス使用量の変動を吸収する。これにより、さらに圧力を安定させ、ガス利用設備を安定して動作させることができる。
【００５５】
供給経路２４０は、昇圧機構２１２にて昇圧されたガスをガス利用設備である燃焼部１０２に供給する。供給経路２４０では圧力調整弁２４０ａを有し、昇圧機構２１２の出口側の圧力を、ガス利用設備が利用する圧力まで低下させることにより、安定した圧力でガスの供給を行う。
【００５６】
異常検知部２５０は、圧力異常検知部と、液面異常検知部と、漏洩検知部と昇圧圧力異常検知部と、温度異常検知部とを含んで構成され、ガス貯蔵槽２０２が異常を来たしているか否かを検知する。
【００５７】
圧力異常検知部は、例えば半導体圧力センサを用いており、ガス貯蔵槽２０２からのガス供給量が増加しガス貯蔵槽２０２のガスが所定量より減少した場合や、ガスの漏洩が起きた場合等のガス貯蔵槽２０２内の圧力異常を検知する。さらに、圧力異常検知部は、ガス貯蔵槽２０２からのガス供給量が減少し、供給ガス圧力が高くなった場合にも異常を検知する。
【００５８】
液面異常検知部は、例えば、差圧式を用いており、ガス利用設備のガス消費量が増加し、ガス貯蔵槽２０２からのガス供給量が増加し、ガス貯蔵槽２０２のガスが減少した場合やガスの漏洩が起きた場合等のガス貯蔵槽２０２内のＬＮＧの液面の適用範囲以下であることを検知する。ガス貯蔵槽２０２の適用範囲は容量で決まり、本実施形態のガス貯蔵槽２０２の容量は１００ｋｌであるため、適用範囲は２０ｋｌから９０ｋｌである。本実施形態において、ガス貯蔵槽２０２の高さは約１５ｍであり、直径が約２ｍであるため、適用範囲は約４ｍから約１３ｍ程度である。上記差圧式とはガス貯蔵槽２０２の気相と液相の圧力を測定し、その圧力差ΔＰから液面を算定する方法である。
【００５９】
漏洩検知部は、例えば、拡散式を用いており、ＬＮＧ中に含まれるメタン濃度を測定しガス貯蔵槽２０２からのガスの漏洩を検知する。また、漏洩検知部は、例えば、光ファイバ式ガス検知システムを用いることも可能である。
【００６０】
昇圧圧力異常検知部は、昇圧機構２１２から供給される気化された超低温液化高圧ガスの圧力の異常を検知する。
【００６１】
温度異常検知部は、例えば、熱電対による温度センサを用いており、昇圧機構２１２に供給されるガスの温度（入口温度）および昇圧機構２１２から供給されるガスの温度（出口温度）の異常を検知する。さらに、温度異常検知部は、ガス気化器２０６の下流のガスの温度が低下した場合にも異常を検知する。
【００６２】
警報部２６０は、異常検知部２５０が異常を検知した場合に警報を報知する。報知は、液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を保有する施設内と、担当者がいる遠隔地の一方または両方にすることができる。これにより、担当者等の人員が遠隔地にいても、異常を報知することができ、より確実かつ安全に液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を監視することが可能となる。
【００６３】
（液化高圧ガス貯蔵気化方法）
続いて、上述した液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法を説明する。
【００６４】
図４は、液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法の流れを示したフローチャートである。
【００６５】
まず、超低温液化高圧ガスであるＬＮＧをローリー車２０４からガス貯蔵槽２０２に貯蔵する（Ｓ３００）。ガス貯蔵槽２０２からＬＮＧを液体の状態で取り出し（Ｓ３０２）、液体のＬＮＧはガス気化器２０６にて気化させ（Ｓ３０４）、気化されたガスを昇圧機構２１２にて圧縮して昇圧させる（Ｓ３０６）。なお、昇圧機構２１２を稼働させると、仮にガス貯蔵槽２０２が負圧であっても、圧力差によってガス貯蔵槽２０２からＬＮＧが液体の状態で取り出される。
【００６６】
Ｓ３０６にて発生した熱を、昇圧機構２１２のガス利用設備側とガス気化器２０６側においてガスの熱を交換する熱交換器２１６を用いて、ガス気化器２０６と昇圧機構２１２の間に移動させ、ガス気化器２０６において気化されたガスを加温する（Ｓ３０８）。
【００６７】
Ｓ３０６にて昇圧されたガスの圧力を測定し（Ｓ３１０）、所定の圧力でなければ、圧力制御部２１４が昇圧機構２１２を制御し、昇圧されたガスの圧力を所定値に維持する（Ｓ３１２）。
【００６８】
また異常検知部２５０により、ガス貯蔵槽２０２が異常を来たしているか否かを検知する（Ｓ３１４）。Ｓ３１４にて、異常が検知されない場合、すなわち正常に運転されている場合は、ガス貯蔵槽２０２からガス利用設備である燃焼部１０２へのＬＮＧの供給が継続する（Ｓ３１６）。
【００６９】
Ｓ３１４にて、異常が検知された場合、警報部２６０によって液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を保有する施設内もしくは遠隔地のいずれか一方または両方に警報が報知される（Ｓ３１８）。これにより、担当者等の人員が遠隔地にいても、異常を報知することができ、より確実かつ安全に液化高圧ガス貯蔵気化装置２００を監視することが可能となる。
【００７０】
さらに、Ｓ３１８にて警報が報知された場合、Ｓ３１４にて検知された異常が重故障であるか否かを判定する（Ｓ３２０）。Ｓ３２０にて重故障であると判定された場合、供給経路２４０を遮断する（Ｓ３２２）。本実施形態において重故障とは、ガス貯蔵槽内の液面が所定高さ以下になったことを検知した場合、ガス気化器２０６の下流側のガスが所定温度以下になったことを検知した場合、昇圧機構２１２から供給されるガスの圧力が所定範囲外になったことを検知した場合、および昇圧機構２１２の入口温度および出口温度が所定範囲外になったことを検知した場合である。
【００７１】
Ｓ３２０にて重故障でないと判定された場合、すなわち軽故障であった場合はＳ３１６を継続し、燃焼部１０２へ供給する。
【００７２】
上記説明した如く、本実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置２００においては、ガス気化器２０６にて気化されたガスを昇圧機構２１２が圧縮して昇圧させガス利用設備に供給（払出）するため、ガス貯蔵槽２０２内の圧力が低下した場合であっても、さらにはガス貯蔵槽２０２内が大気圧よりも低い圧力（負圧）となった場合においても、ガス利用設備にガスを供給することができる。これにより、ガス貯蔵槽２０２に気化したガスを戻して液面を加圧する（内圧を高める）というガス製造行為を行うことなく、ガス利用設備にガスを供給することが可能となる。したがって、保安係員等の人員を常駐させずとも燃焼部１０２にガスを供給することができ、ガス利用設備である燃焼部１０２を運転させ続けることが可能となる。
【００７３】
また昇圧機構２１２によってガス気化器２０６の圧力が低下することから、ＬＮＧに含まれる沸点の高いプロパンやブタン等が蒸発しやすくなる。上述したようにガス気化器２０６を並列で複数設けて、ガス気化器２０６を交互に利用する場合、切替先のガス気化器２０６から残留していたプロパンおよびブタン等が突沸して一時的にガスの熱量が上昇してしまう場合がある。しかし上記のようにプロパンやブタンが蒸発しやすくなることからガス気化器２０６内の残留を防止し、エネルギー変動を防止することができる。
【００７４】
さらに昇圧機構２１２を備える構成により、気化した後に圧力を上昇させることができる。従来はガス貯蔵槽の圧力はローリー車の圧力より低い必要があり、さらに気化器、ガス利用設備と、順に設定ガス圧を低下させる必要があった。しかし本実施形態では気化後に圧力を上昇させることから任意のガス圧を利用することができ、ガス利用設備の適応範囲を広げることが可能となる。なお昇圧機構２１２はガスを１．０ＭＰａＧ未満の低圧ガスに昇圧するため、この昇圧もガス製造行為にあたらない。
【００７５】
またガス貯蔵槽２０２内を加圧することがないため、ガス利用設備にてガスが利用され続けるとガス貯蔵槽２０２内の圧力は低くなる。したがって、従来はガス貯蔵槽２０２内は約０．４ＭＰａＧに管理されていたが、上記構成ではこれよりも低圧になるため、ローリー車２０４からＬＮＧをガス貯蔵槽２０２に充填する時間を飛躍的に短縮することができる。
【００７６】
さらに昇圧機構２１２の断熱圧縮による発熱により、ガスは加圧されると同時に温度が上昇する。したがってガスの経路や計器類が氷結したり動作不良に陥ったりすることを防止することができる。さらに熱交換器２１６を用いて昇圧機構２１２による熱を上流側に与えることにより、昇圧機構２１２自体も低温から保護することができる。
【００７７】
（第二実施形態）
本発明にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法の第二実施形態について説明する。第一実施形態においては、昇圧機構をガス気化器の下流に設けた昇圧機構を、圧力制御部によって圧力制御するよう説明した。これに対し本実施形態は、昇圧機構の下流側（ガス利用設備側）のガスを昇圧機構のガス気化器側に還流させて供給圧力を維持する例について説明する。上記第一実施形態と説明の重複する部分については同一の符号を付して説明を省略する。
【００７８】
図５は、本実施形態にかかる供給制御部４１０を説明するための説明図である。上記第一実施形態で説明した供給制御部２１０に比して、供給制御部４１０は、圧力制御回路４１４を備えている。圧力制御回路４１４は、固定的に設置および圧力設定した圧力弁４１４ａおよび逆止弁４１４ｂと、昇圧機構の下流側（ガス利用設備側）から上流側（ガス気化器側）へと接続する経路とによって構成することができる。したがって昇圧機構２１２より下流側においてガスの圧力が所定値以上となった場合には、ガスを昇圧機構２１２の上流側へと還流させる。
【００７９】
これにより、ガスを還流させるだけで、高くなりすぎた圧力を簡単に無駄なくガス利用設備（燃焼部１０２）に適した圧力に制御することができ、安定した圧力でガスを供給することが可能となる。
【００８０】
（液化高圧ガス貯蔵気化方法）
続いて、本実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法を説明する。図６は第二実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法の流れを示したフローチャートである。主に上記第一実施形態との差異について説明する（図４参照）。
【００８１】
図４に示すフローチャートと同様に昇圧機構２１２にてガス気化器２０６にて気化されたガスを圧縮して昇圧させた後に（Ｓ３０６）、断熱圧縮により発生した熱を熱交換器２１６を用いて昇圧機構２１２の上流側に移動させる（Ｓ３０８）。
【００８２】
昇圧機構２１２の下流側の圧力が圧力弁４１４ａの設定圧力以上となると、圧力弁４１４ａが開いて下流側から上流側へとガスが還流する（Ｓ５１２）。逆止弁４１４ｂは、昇圧機構２１２が正常動作している間は圧力差により作動しないが、例えばガス利用設備への供給経路２４０が開放されたときにガスが流出することを防止する。
【００８３】
上記説明した如く、本実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置では、圧力制御回路４１４を有することにより、第一実施形態の効果に加え、昇圧機構２１２の下流側のガスの圧力が所定値以上となった場合に、簡単に無駄なくガス利用設備に適した圧力に制御することができ、かつ安定した圧力でガスをガス利用設備に供給することが可能となる。
【００８４】
以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施例について説明したが、本発明は係る例に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。
【００８５】
例えば、上記実施形態では、超低温液化高圧ガスとしてＬＮＧおよび液体水素について説明しているがこれに限定されず、超低温液化高圧ガスであれば足り、酸素、窒素、アルゴン等でも好適に用いることができる。
【００８６】
また図７に示すように、ガス貯蔵槽に圧力保持機構２７０を設け、ガス貯蔵槽内のＬＮＧを取出経路開閉弁２７０ａを経由して一部取り出し、取り出されたＬＮＧを加圧蒸発器２７２によって気化させ、再度ガス貯蔵槽２０２に戻し、ガス貯蔵槽内部の圧力を高める（ガス製造行為を行う）よう構成してもよい。この際、再加圧制御弁２７０ｂを経由することにより、ガス貯蔵槽２０２の圧力を制御することができる。そしてガス利用設備での使用量の多い昼間には保安係員を配置してガス製造行為を行い、使用量の少ない夜間は本発明を実施し、保安係員等の人員を配置しないような形態をとってもよい。
【００８７】
なお、本明細書の液化高圧ガス貯蔵気化方法における各工程は、必ずしもフローチャートとして記載された順序に沿って時系列に処理する必要はなく、並列的あるいは個別に実行される処理（例えば、並列処理あるいはオブジェクトによる処理）も含んでも良い。
【産業上の利用可能性】
【００８８】
本発明は、液化高圧ガス貯蔵気化装置および液化高圧ガス貯蔵気化方法に利用することができる。
【図面の簡単な説明】
【００８９】
【図１】液化高圧ガス貯蔵気化装置を利用するガス利用施設の例としてのガスボイラの全体構成を説明する説明図である。
【図２】第一実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置の構成を説明する説明図である。
【図３】第一実施形態にかかる供給制御部を説明するための説明図である。
【図４】第一実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法の流れを示したフローチャートである。第二実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置の構成を説明する説明図である。
【図５】第二実施形態にかかる供給制御部を説明するための説明図である。
【図６】第二実施形態にかかる液化高圧ガス貯蔵気化装置を用いた液化高圧ガス貯蔵気化方法の流れを示したフローチャートである。
【図７】他の実施形態を説明する図である。
【符号の説明】
【００９０】
１００  …ガスボイラ、１０２  …燃焼部、１０４  …復水器、２００  …液化高圧ガス貯蔵気化装置、２０２  …ガス貯蔵槽、２０４  …ローリー車、２０６  …ガス気化器
２０８  …ボイルオフガス取出経路、２１０  …供給制御部、２１２  …昇圧機構、２１４  …圧力制御部、２１６  …熱交換器、２３０  …バッファタンク、２４０  …供給経路、２４０ａ  …圧力調整弁、２５０  …異常検知部、２６０  …警報部、２７０  …圧力保持機構、２７０ａ  …取出経路開閉弁、２７０ｂ  …再加圧制御弁、２７２  …加圧蒸発器、４１０  …供給制御部、４１４  …圧力制御回路、４１４ａ  …圧力弁、４１４ｂ  …逆止弁
【図１】
0004816629.tif 000002
【図２】
0004816629.tif 000003
【図３】
0004816629.tif 000004
【図４】
0004816629.tif 000005
【図５】
0004816629.tif 000006
【図６】
0004816629.tif 000007
【図７】
0004816629.tif 000008