(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
上記気化手段で気化された上記天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクと、
上記バッファタンクに一時的に貯留された上記天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する減圧手段と、
上記バッファタンクに一時的に貯留された上記天然ガスの一部を加圧ポンプで加圧して上記貯留タンクに戻すことにより、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
上記気化手段、上記バッファタンク、上記減圧手段および上記加圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段とを備え、
さらに、上記貯留タンクから取り出された上記液化天然ガスの供給を受け入れる受入ルートと、上記加圧手段で加圧された上記天然ガスを上記貯留タンクに戻すために送り出す送出ルートの組が、それぞれ別の貯留タンクに対応するよう、複数設けられている
ことを特徴とする可搬式液化天然ガス供給設備。
【請求項２】
上記加圧手段は、上記加圧ポンプで加圧された上記天然ガスを必要な圧力で蓄える蓄圧器を含む
請求項１記載の可搬式液化天然ガス供給設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスを蒸発気化させ、ガス状として需要者に供給するための可搬式液化天然ガス供給設備に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、天然に存在する化石燃料であり、メタンを主成分とした炭化水素ガスである。上記天然ガスは、主として工業用や発電用のガス燃料に用いられ、産業用の用途も増加する傾向にある。最近は、埋蔵残存量に不安のある重油や灯油に替わって、天然ガスの需要が増加している。
【０００３】
液化天然ガス（以下「ＬＮＧ」という）は、天然ガスを輸送したり貯蔵したりすることを目的として、上記天然ガスを冷却して液化したものである。
【０００４】
北米や中国など、天然ガスの産出が見込まれる大陸においては一般に、ガス状の天然ガスをそのままパイプラインを用いて運搬し供給する。近隣地域での産出が少ない日本やアジア諸国などでは、天然ガスを液化したＬＮＧとして運搬し貯蔵することが行われる。
【０００５】
上記ＬＮＧの運搬と貯蔵は、一般的につぎのように行われる。まず、ＬＮＧをタンカーなどで海上輸送し、ＬＮＧ受入基地（「一次基地」ともいう）へ陸揚げする。その後、ＬＮＧ用のタンクローリによって使用場所の近辺に設置したＬＮＧサテライト設備（「サテライト基地」ともいう）まで陸上運搬される。
【０００６】
上記ＬＮＧサテライト設備は、ＬＮＧの貯蔵と供給を兼ね備えた設備である。上記ＬＮＧサテライト設備は一般に、貯槽、加圧蒸発器、気化器などを備えて構成される。
【０００７】
このようなＬＮＧサテライト設備に関する先行技術文献として、下記の特許文献１および特許文献２が存在する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１３−９２１８４号公報
【特許文献２】特開２００７−８５４０３号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
〔設置工事に関する問題〕
上述したＬＮＧサテライト設備を設置する際、配管や機器の位置合わせを精度よく行うことが要求される。上記配管としては、液状のＬＮＧを貯槽から気化器に移送する配管、気化器で気化したガス状の天然ガスを供給する配管などがある。これらの配管には、圧力計や流量計などの機器を介在させる必要がある。これらの配管や機器は、ガス漏れを起こさない状態に設置しなければならない。このため、上記配管や機器は、高さ方向や水平方向における位置合わせ精度を高くして溶接することが要求される。
【００１０】
ところが、上記ＬＮＧサテライト設備の設置工事は、一般に屋外での作業となる。したがって溶接作業も天候の影響を受け、精度を確保しながら作業するのが困難である。組立後の耐圧検査や気密検査なども同様である。このように、上記ＬＮＧサテライト設備の設置工事には大変な手間がかかるという問題がある。
【００１１】
〔特許文献１〕
上記特許文献１では、ＬＮＧサテライト設備を設置する工事において、屋外での作業を減らす工夫がなされている。
すなわち上記特許文献１には、つぎの開示がある。
〔００１５〕図１および図２に示すように、本実施形態のＬＮＧサテライト設備Ｘは、液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵する貯槽ユニット１と、ＬＮＧを気化する気化ユニット３と、配管ユニット２とを備えて構成されており、屋外の据え付け場所に設置固定されたものである。
〔００１８〕配管ユニット２は、貯槽ユニット１からのＬＮＧを気化ユニット３に移送するためのＬＮＧ用配管２１と、気化ユニット３から導出されるガス状の天然ガスを通すガス用配管２２とを備えて構成されている。
〔００２０〕本実施形態において、配管ユニット２は、例えば図２〜図４によく表れているように、下段部２３Ａおよび上段部２３Ｂを有する２段式の架台２３を備えており、上記したＬＮＧ用配管２１およびガス用配管２２は、架台２３に組み込まれている。より詳細には、ＬＮＧ用配管２１は、架台２３の下段部２３Ａに配置され、ガス用配管２２は架台２３の上段部２３Ｂに配置されている。
〔００２１〕架台２３の下段部２３Ａと上段部２３Ｂの間には、板材２３１が設けられている。
【００１２】
上記特許文献１記載の技術では、設置時間をある程度短縮できるものの、依然として組立作業の多くを設置現場の屋外で行う必要がある。したがって、設置工事に手間がかかるという問題は依然として解決されていない。
【００１３】
〔設備規模に関する問題〕
ＬＮＧサテライト設備は、全て同程度の規模ではない。つまり、ユーザーによる継続的なＬＮＧの必要量に応じ、大規模のものや中小規模のものが設置される。具体的には、貯槽や供給能力を、ユーザーに応じた規模となるよう設計する。
【００１４】
このとき、貯槽の貯蔵量が３ｔ以上の規模になると、耐震設計とすることが義務づけられている。したがって、この規模のＬＮＧサテライト設備は、基礎部分および各パーツなどに耐震設計のものを採用しなければならない。
【００１５】
貯槽の貯蔵量が３ｔ未満ですむ中小規模のユーザーは、耐震設計の義務はなくなる。しかしながら、そのような中小規模のＬＮＧサテライト設備であっても、基本的には貯蔵量３ｔ以上の規模に準じた設計や構成が採用される。つまり、それだけ設置工事に手間がかかるのである。
【００１６】
〔特許文献２〕
上記特許文献２は、天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地が開示されている。
すなわち上記特許文献２には、つぎの開示がある。
〔００１７〕大型ＬＮＧ貯蔵タンク３２のＬＮＧは、後述するバルクコンテナ１０に充填される。ＬＮＧが充填されたバルクコンテナ１０は荷揚げ桟橋に運ばれ、コンテナクレーンによってバージ船（汎用船）１８に積載される。一隻のバージ船１８には数個から数十個のバルクコンテナ１０が積み込まれ、荷崩れ等を防止するために一般的に用いられているコンテナ固定器具（図示せず）によって連結された状態で船体に固定される。積み込みが完了した後に、バージ船１８はバルクコンテナ１０を、サテライト基地２４の最寄りの貨物港２２（受け入れ港）まで海上輸送する。貨物港２２では積み込み作業と逆の手順で、コンテナ固定器具の解除した後に、コンテナクレーンを用いてバルクコンテナ１０を荷下ろしする。貨物港２２に荷下ろしされたバルクコンテナ１０は、コンテナ輸送に用いられる一般的なトレーラー２０に乗せ代えられて、液化天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地２４まで輸送される。
〔００１９〕ここでバルクコンテナ１０は、図２に示すように、ＬＮＧを超低温に保持するための断熱構造を有する略楕円柱形上のバルク容器１６を、鉄骨材で直方体形状に形成したラーメン構造のコンテナ本体３４の内部に寝かせた状態で固定したものである。このバルク容器１６は、従来のタンクローリー車のタンク部分（バルク容器）と同様の構造である。図からもわかるように、コンテナ本体３４には鉄骨材の筋交いおよび垂直材が補強のために取り付けられている。バルク容器１６はコンテナ本体３４に内包されているが、その全体が覆われているわけではないので外部からその状態を観察することができる。その一方、バルク容器１６がコンテナ本体によって保護されているので、バルクコンテナ１０をトレーラー２０に搭載して輸送している際に、トレーラー２０が万一交通事故等にあったとしても、従来のバルク容器がむき出しになった状態のタンクローリー車と比べてバルク容器１６が破損する危険性を少なくすることができる。
〔００２０〕輸送されたバルクコンテナ１０は、そのままサテライト基地２４に一時的に設置される（図１参照）。設置されたバルクコンテナ１０は、従来の各サテライト基地に建設されていたＬＮＧタンク６を兼用するものである。したがって、従来のように各サテライト基地にＬＮＧタンクを建設する必要がなくなり、サテライト基地の設備及び運転費用を低減することができる。
〔００２１〕バルクコンテナのサテライト基地への設置は、トレーラーの荷台から下ろしたバルクコンテナ１０をサテライト基地に設けた基礎台の上に載置して、バルクコンテナのみをＬＮＧタンクとして使用もよいし（図示せず）、図１に示すようにトレーラーの台車部分４２全体を切り離し、車輪３６と支持台３８を用いてサテライト基地２４にこれを固定し、トレーラーの台車部分４２とバルクコンテナ１０を一体的にＬＮＧタンクとして使用してもよい。
〔００２２〕設置されたバルクコンテナ１０はガス管２６に接続され、バルク容器１６内に貯蔵されたＬＮＧはガス管２６を通して加圧蒸発器およびＬＮＧ気化器８で気化された後に、バッファタンク９を介して需要家１４の天然ガス利用設備２８に供給される。
【００１７】
ところが、特許文献２に開示されたサテライト基地２４では、加圧蒸発器、ＬＮＧ気化器８およびバッファタンク９等の設備を設置しなければならない。このようなサテライト基地２４も特許文献１と同様に、基本的には貯蔵量３ｔ以上の規模に準じた設計や構成が採用される。したがって、設置工事に手間がかかるという問題は依然として解決しない。
【００１８】
〔目的〕
本発明は、上記の課題を解決するためつぎの目的をもってなされたものである。
設置工事の手間を大幅に簡略化した可搬式液化天然ガス供給設備を提供する。
【課題を解決するための手段】
【００１９】
請求項１記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、上記目的を達成するため、つぎの構成を採用した。
貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
上記気化手段で気化された上記天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクと、
上記バッファタンクに一時的に貯留された上記天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する減圧手段と、
上記バッファタンクに一時的に貯留された上記天然ガスの一部を加圧ポンプで加圧して上記貯留タンクに戻すことにより、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
上記気化手段、上記バッファタンク、上記減圧手段および上記加圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段とを備え、
さらに、上記貯留タンクから取り出された上記液化天然ガスの供給を受け入れる受入ルートと、上記加圧手段で加圧された上記天然ガスを上記貯留タンクに戻すために送り出す送出ルートの組が、それぞれ別の貯留タンクに対応するよう、複数設けられている。
【００２１】
請求項２記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項１記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記加圧手段は、上記加圧ポンプで加圧された上記天然ガスを必要な圧力で蓄える蓄圧器を含む。
【発明の効果】
【００２３】
請求項１記載の発明は、上記気化手段、上記バッファタンク、上記減圧手段および上記加圧手段を搬送可能なユニットにするユニット手段を備えている。
このように、液化天然ガス供給設備をひとつのユニットにすることで、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なってユニットを作りあげ、それをユニットごと設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、べた基礎のうえにユニットを設置すればほとんど済んでしまう。つまり、設置現場において、配管や機器の取り付けといった作業は、屋外ですることがなくなり、天候などに左右されることがない。このように、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、設置工事の手間を大幅に簡略化することができるのである。
【００２４】
請求項１記載の発明はまた、上記ユニットに加圧手段を備えるため、ＬＮＧの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段がなければ、貯留タンクからのＬＮＧの取り出しは、貯留タンクの内圧だけに頼ることになる。そうすると、つぎの２つの問題が発生する。
第１は、貯留タンク内のＬＮＧがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのＬＮＧを補充しなければならなくなることである。本発明は加圧手段を備えているので、貯留タンク内のＬＮＧがなくなるまで取り出してから、つぎのＬＮＧを補充すればよい。
第２は、貯留タンク内からＬＮＧを取り出す内圧が、環境温度の影響を受けることである。たとえば、夏場は貯留タンク内からＬＮＧを取り出しやすく、冬場は貯留タンク内からＬＮＧを取り出しにくい。本発明は加圧手段を備えているので、貯留タンク内のＬＮＧを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
【００２５】
請求項１記載の発明はまた、設置した液化天然ガス供給設備に対し、たとえばタンクコンテナのような可搬式の貯留タンクを利用して運搬してきたＬＮＧを供給することができる。
【００２６】
請求項１記載の発明は、上記貯留タンクから取り出された上記液化天然ガスの供給を受け入れる受入ルートと、上記加圧手段で加圧された上記天然ガスを上記貯留タンクに戻すために送り出す送出ルートの組が、それぞれ別の貯留タンクに対応するよう、複数設けられている。
このため、たとえばつぎのような運用が可能となる。ＬＮＧを供給するときは、まず１基目の可搬式の貯留タンクを第１の受入ルートと第１の送出ルートに接続する。１基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、２基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて、第２の受入ルートと第２の送出ルートに接続し、ＬＮＧの供給を開始する。空になった１基目の貯留タンクは接続を解除し、一次基地に戻ってＬＮＧを補充する。そして、２基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、１基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて、第１の受入ルートと第１の送出ルートに接続し、再びＬＮＧの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンクの交換のせいでＬＮＧの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。
【００２７】
請求項２記載の発明は、上記加圧手段は、上記加圧ポンプで加圧された上記天然ガスを必要な圧力で蓄える蓄圧器を含む。
上記蓄圧器は、加圧ポンプから吐出される天然ガスの吐出圧力が脈動するのを吸収する。これにより、貯留タンクに対して常に安定した適正な圧力を付与することができ、貯留タンク内のＬＮＧを環境温度等の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
【図面の簡単な説明】
【００２８】
【図１】本発明の第１実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備の主として外観構造を説明する図である。
【図２】上記第１実施形態の主として配管構造を説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【００２９】
つぎに、本発明を実施するための形態を説明する。
図１および図２は、本発明が適用された可搬式液化天然ガス供給設備を示す第１実施形態である。図１は主として外観構造を示す平面図である。図２は主として配管構造を示す。
【００３０】
〔全体構成〕
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、気化手段２と、バッファタンク６と、減圧手段４と、加圧手段３と、ユニット手段５とを備えて構成されている。この可搬式液化天然ガス供給設備１００では、タンクコンテナ１２に搭載された貯留タンク１ａ，１ｂから液化天然ガスの供給を受け、それを気化して天然ガス使用設備に供給する。
【００３１】
〔貯留タンク〕
上記貯留タンク１ａ，１ｂは、コンテナ台１３に搭載され、搬送可能なタンクコンテナ１２を構成している。上記貯留タンク１ａ，１ｂは、液化天然ガスを貯留する。上記貯留タンク１ａ，１ｂは、低温液化ガスを貯留する真空断熱タイプのものを使うことができる。
【００３２】
図示した例では、上記可搬式液化天然ガス供給設備１００に、２基の貯留タンク１ａ，１ｂを接続した状態を示している。つまり、上記可搬式液化天然ガス供給設備１００は、第１の貯留タンク１ａから液化天然ガスの供給を受けているあいだ、第２の貯留タンク１ｂを一次基地まで搬送して液化天然ガスを充填してくることができる。第１の貯留タンク１ａが空になると、第２の貯留タンク１ｂから液化天然ガスの供給を開始し、第１の貯留タンク１ａを一次基地まで搬送して液化天然ガスを充填してくることができる。このように、第１の貯留タンク１ａと第２の貯留タンク１ｂを交互に使い、一次基地の液化天然ガスを可搬式液化天然ガス供給設備１００に連続して供給することができる。
【００３３】
上記貯留タンク１ａ，１ｂには、貯留タンク１ａ，１ｂの内部に貯留された液化天然ガスを取り出す液体取出路３３ａ，３３ｂと液体取出口２３ａ，２３ｂが設けられている。また、上記貯留タンク１ａ，１ｂには、貯留タンク１ａ，１ｂの内部に、上記加圧手段３で加圧された天然ガスを戻して貯留タンク１ａ，１ｂの内圧を確保するための加圧路３４ａ，３４ｂと加圧口２４ａ，２４ｂが設けられている。上記加圧手段３による貯留タンク１ａ，１ｂ内の加圧により、液体取出路３３ａ，３３ｂからの液化天然ガスの取出しが行われる。また、上記貯留タンク１ａ，１ｂには、放出口１１が設けられている。
【００３４】
この例では、上記タンクコンテナ１２は、長さ９１２２ｍｍ、縦横がそれぞれ２４９０ｍｍの横型である。貯留タンク１ａ，１ｂの容量は約１０ｔである。内圧はおよそ０．３〜０．４ＭＰａに設定される。
【００３５】
〔気化手段〕
上記気化手段２は、貯留タンク１ａ，１ｂから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。
【００３６】
本実施形態では、上記気化手段２は温水槽１８と熱交換部１９とから構成される。上記温水槽１８には、温水導入路１８ａから温水が導入され満たされる。温水槽１８内には、熱交換部１９が配置されている。上記熱交換部１９は、温水槽１８の内部に満たされた温水と接触する。上記熱交換部１９には、貯留タンク１ａ，１ｂから供給を受けて液体路１９ａを通った液化天然ガスが通される。これにより、温水槽１８に満たされた温水と、熱交換部１９を通る液化天然ガスとの間で熱交換が行われ、液化天然ガスが気化されて天然ガスとなる。上記熱交換部１９から出てきた天然ガスはガス路１９ｂを通ってバッファタンク６に導入される。上記熱交換による冷却で水となった温水槽１８の温水は、排水路１８ｂから排出される。
【００３７】
上記気化手段２で発生させる天然ガスの発生圧力は、例えば０．３ＭＰａ程度である。
【００３８】
〔バッファタンク〕
上記バッファタンク６は、上記気化手段２で気化された上記天然ガスを一時的に貯留する。
【００３９】
上記バッファタンク６に貯留された天然ガスの大部分は、供給路３０を通って減圧手段４に供給される。また、上記バッファタンク６に貯留された天然ガスの一部は、ガス取出路３１から取り出され、加圧手段３に導入される。
【００４０】
上記バッファタンク６に貯留する天然ガスの貯留圧力は、例えば０．３ＭＰａ程度である。
【００４１】
〔減圧手段〕
上記減圧手段４は、上記バッファタンク６に一時的に貯留された上記天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する。
【００４２】
上記減圧手段４は、上記供給路３０に設けられた減圧弁を含んで構成される。上記減圧手段４を介して天然ガス使用設備に対して供給する天然ガスの供給圧力は、例えば０．１ＭＰａ程度に設定される。
【００４３】
〔加圧手段〕
上記加圧手段３は、上記バッファタンク６に一時的に貯留された上記天然ガスの一部を加圧ポンプ７ａ，７ｂで加圧して上記貯留タンク１ａ，１ｂに戻すことにより、上記貯留タンク１ａ，１ｂに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するためのものである。
【００４４】
上記加圧手段３は、この例では２台の加圧ポンプ７ａ，７ｂが並列に配置されている。上記加圧手段３は、上記２台の加圧ポンプ７ａ，７ｂで加圧された上記天然ガスを必要な圧力で蓄える蓄圧器８を含む。上記２台の加圧ポンプ７ａ，７ｂとしては、たとえばダイヤフラム式のポンプを用いることができる。可燃性の気体である天然ガスを安全に加圧できるからである。上記蓄圧器８は、ダイヤフラム式の加圧ポンプ７ａ，７ｂから吐出される天然ガスの吐出圧力が脈動するのを吸収する。これにより、貯留タンク１ａ，１ｂに対して安定した加圧力で天然ガスを戻し、貯留タンク１ａ，１ｂ内の圧力が一定の範囲内にすることができる。これにより、貯留タンク１ａ，１ｂ内の液化天然ガスを安定した状態で取り出すことができる。
【００４５】
上記加圧手段３によって天然ガスを戻すことにより、加圧された貯留タンク１ａ，１ｂの内部圧力を例えば０．３〜０．４ＭＰａに設定することができる。
【００４６】
〔貯留タンクとの接続〕
【００４７】
本実施形態は、上記貯留タンク１ａ，１ｂから取り出された上記液化天然ガスの供給を受け入れる受入ルート２１ａ，２１ｂと、上記加圧手段３で加圧された上記天然ガスを上記貯留タンク１ａ，１ｂに戻すために送り出す送出ルート２２ａ，２２ｂの組を、複数備えている。図示した例は、受入ルート２１ａ，２１ｂと送出ルート２２ａ，２２ｂを２組設けている。この数に合わせて２基の貯留タンク１ａ，１ｂを配置できるのである。
【００４８】
上記受入ルート２１ａ，２１ｂは、液化天然ガスを受け入れる受入口１４ａ，１４ｂと、受け入れた液化天然ガスを上述した液体路１９ａに送るための受入路１５ａ，１５ｂとから構成される。上記液体路１９ａに送られた液化天然ガスは、気化手段２の熱交換部１９に導入される。
【００４９】
上記受入口１４ａ，１４ｂは、貯留タンク１ａ，１ｂの液体取出口２３ａ，２３ｂとフレキシブルホース２５ｂで接続される。これにより、貯留タンク１ａ，１ｂ内の液化天然ガスが、液体取出路３３ａ，３３ｂ、液体取出口２３ａ，２３ｂ、フレキシブルホース２５ｂ、受入口１４ａ，１４ｂ、受入路１５ａ，１５ｂ、液体路１９ａを通り、気化手段２の熱交換部１９に導入される。
【００５０】
上記送出ルート２２ａ，２２ｂは、加圧手段３の蓄圧器８に連通して天然ガスを送出するための送出路１７ａ，１７ｂおよび送出口１６ａ，１６ｂとから構成される。
【００５１】
上記送出口１６ａ，１６ｂは、貯留タンク１ａ，１ｂの加圧口２４ａ，２４ｂとフレキシブルホース２５ａで接続される。これにより、加圧手段３の蓄圧器８に蓄えられた天然ガスは、送出路１７ａ，１７ｂ、送出口１６ａ，１６ｂ、フレキシブルホース２５ａ、加圧口２４ａ，２４ｂ、加圧路３４ａ，３４ｂを通って貯留タンク１ａ，１ｂ内に導入される。
【００５２】
〔パージガス〕
本実施形態は、上記フレキシブルホース２５ａ，２５ｂ内をパージするためのパージガス用のパージガスボンベ２７と、パージガスボンベ２７から取り出したパージガスを一時的に貯留するバッファタンク２６を備えている。上記バッファタンク２６から送り出されるパージガスは、パージ路２８から、送出路１７ａ，１７ｂ、送出口１６ａ，１６ｂ、フレキシブルホース２５ａを通って加圧口２４ａ，２４ｂをパージする。また、上記バッファタンク２６から送り出されるパージガスは、パージ路２８から、受入路１５ａ，１５ｂ、受入口１４ａ，１４ｂ、フレキシブルホース２５ｂを通って液体取出口２３ａ，２３ｂをパージする。これにより、フレキシブルホース２５ａ，２５ｂを安全に取り外すことができる。上記パージガスとしてたとえば窒素ガスを用いることができる。上記パージガスの一部は、弁の開閉動作などの計装用としても用いられる。
【００５３】
〔ユニット手段〕
上記ユニット手段５は、上記気化手段２、上記バッファタンク６、上記減圧手段４および上記加圧手段３を搬送可能なユニットにする。
【００５４】
上記ユニット手段５は、この例では、上記気化手段２、バッファタンク６、上記加圧手段３、上記減圧手段４およびパージガスボンベ２７等が取り付けられる長方形の基台である。上記ユニット手段５上に、上記気化手段２、バッファタンク６およびパージガスボンベ２７等が搭載されて固定される。必要な配管と上記加圧手段３および上記減圧手段４等の機器が接続される。
【００５５】
〔運用〕
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備は、気化手段２、バッファタンク６、加圧手段３、減圧手段４を、ひとつのユニットとして構成している。このユニットを工場などの屋内で作製し、完成したユニットをそのままユーザーの敷地まで搬送して設置する。
【００５６】
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備は、たとえばつぎのようにして運用される。
一次基地でタンクコンテナ１２にＬＮＧを充填し、このタンクコンテナ１２を搬送して、ＬＮＧを各地の可搬式液化天然ガス供給設備１００まで陸上輸送、または陸上輸送と鉄道を併用して輸送する。輸送されたタンクコンテナ１２をフレキシブルホース２５ａ，２５ｂで可搬式液化天然ガス供給設備１００に接続し、液化天然ガスを可搬式液化天然ガス供給設備１００に供給する。可搬式液化天然ガス供給設備１００において、液化天然ガスを気化して利用設備に供給する。
【００５７】
上記可搬式液化天然ガス供給設備１００は、第１の貯留タンク１ａから液化天然ガスの供給を受けているあいだ、第２の貯留タンク１ｂを一次基地まで搬送して液化天然ガスを充填してくる。第１の貯留タンク１ａが空になると、第２の貯留タンク１ｂから液化天然ガスの供給を開始し、第１の貯留タンク１ａを一次基地まで搬送して液化天然ガスを充填してくる。第１の貯留タンク１ａと第２の貯留タンク１ｂを交互に使い、一次基地の液化天然ガスを可搬式液化天然ガス供給設備１００に連続して供給する。
【００５８】
本実施形態は、バッファタンク６とダイヤフラム式の加圧ポンプ７ａ，７ｂを用いる事で、安全な圧力調整が可能となる。また貯蔵側を複数の分離・可搬式のタンクコンテナ１２とすることで、ＬＮＧユーザーが、貯槽残量を気にすることなく、継続的に使用できる。つまり、ＬＮＧの消費による貯槽内の残量が、ＬＮＧを用いたユーザーの事業活動に影響を及ぼす事がない。
【００５９】
〔実施形態の効果〕
本実施形態は、つぎの効果を奏する。
【００６０】
本実施形態は、上記気化手段２、上記バッファタンク６、上記減圧手段４および上記加圧手段３を搬送可能なユニットにするユニット手段５を備えている。
このように、液化天然ガス供給設備をひとつのユニットにすることで、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なってユニットを作りあげ、それをユニットごと設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、べた基礎のうえにユニットを設置すればほとんど済んでしまう。つまり、設置現場において、配管や機器の取り付けといった作業は、屋外ですることがなくなり、天候などに左右されることがない。このように、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備１００は、設置工事の手間を大幅に簡略化することができるのである。
【００６１】
本実施形態はまた、上記ユニットに加圧手段３を備えるため、ＬＮＧの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段３がなければ、貯留タンク１ａ，１ｂからのＬＮＧの取り出しは、貯留タンク１ａ，１ｂの内圧だけに頼ることになる。そうすると、つぎの２つの問題が発生する。
第１は、貯留タンク１ａ，１ｂ内のＬＮＧがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのＬＮＧを補充しなければならなくなることである。本発明は加圧手段３を備えているので、貯留タンク１ａ，１ｂ内のＬＮＧがなくなるまで取り出してから、つぎのＬＮＧを補充すればよい。
第２は、貯留タンク１ａ，１ｂ内からＬＮＧを取り出す内圧が、環境温度の影響を受けることである。たとえば、夏場は貯留タンク内からＬＮＧを取り出しやすく、冬場は貯留タンク１ａ，１ｂ内からＬＮＧを取り出しにくい。本発明は加圧手段３を備えているので、貯留タンク１ａ，１ｂ内のＬＮＧを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
【００６２】
本実施形態はまた、設置した液化天然ガス供給設備に対し、たとえばタンクコンテナ１２のような可搬式の貯留タンク１ａ，１ｂを利用して運搬してきたＬＮＧを供給することができる。
【００６３】
本実施形態は、上記貯留タンク１ａ，１ｂから取り出された上記液化天然ガスの供給を受け入れる受入ルート２１ａ，２１ｂと、上記加圧手段３で加圧された上記天然ガスを上記貯留タンク１ａ，１ｂに戻すために送り出す送出ルート２２ａ，２２ｂの組が、それぞれ別の貯留タンク１ａ，１ｂに対応するよう、複数設けられている。
このため、たとえばつぎのような運用が可能となる。ＬＮＧを供給するときは、まず１基目の可搬式の貯留タンク１ａを第１の受入ルート２１ａと第１の送出ルート２２ａに接続する。１基目の貯留タンク１ａが残り少なくなったとき、２基目の可搬式の貯留タンク１ｂを運搬してきて、第２の受入ルート２１ｂと第２の送出ルート２２ｂに接続し、ＬＮＧの供給を開始する。空になった１基目の貯留タンク１ａは接続を解除し、一次基地に戻ってＬＮＧを補充する。そして、２基目の貯留タンク１ｂが残り少なくなったとき、１基目の可搬式の貯留タンク１ａを運搬してきて、第１の受入ルート２１ａと第１の送出ルート２２ａに接続し、再びＬＮＧの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンク１ａ，１ｂの交換のせいでＬＮＧの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。
【００６４】
本実施形態は、上記加圧手段３は、上記加圧ポンプ７ａ，７ｂで加圧された上記天然ガスを必要な圧力で蓄える蓄圧器８を含む。
上記蓄圧器８は、加圧ポンプ７ａ，７ｂから吐出される天然ガスの吐出圧力が脈動するのを吸収する。これにより、貯留タンク１ａ，１ｂに対して常に安定した適正な圧力を付与することができ、貯留タンク１ａ，１ｂ内のＬＮＧを環境温度等の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
【００６５】
〔変形例〕
以上は本発明の特に好ましい実施形態について説明したが、本発明は図示した実施形態に限定する趣旨ではなく、各種の態様に変形して実施することができ、本発明は各種の変形例を包含する趣旨である。
【符号の説明】
【００６６】
１ａ：第１の貯留タンク
１ｂ：第２の貯留タンク
２：気化手段
３：加圧手段
４：減圧手段
５：ユニット手段
６：バッファタンク
７ａ：加圧ポンプ
７ｂ：加圧ポンプ
８：蓄圧器
１１：放出口
１２：タンクコンテナ
１３：コンテナ台
１４ａ：受入口
１４ｂ：受入口
１５ａ：受入路
１５ｂ：受入路
１６ａ：送出口
１６ｂ：送出口
１７ａ：送出路
１７ｂ：送出路
１８：温水槽
１８ａ：温水導入路
１８ｂ：排水路
１９：熱交換部
１９ａ：液体路
１９ｂ：ガス路
２１ａ：受入ルート
２１ｂ：受入ルート
２２ａ：送出ルート
２２ｂ：送出ルート
２３ａ：液体取出口
２３ｂ：液体取出口
２４ａ：加圧口
２４ｂ：加圧口
２５ａ：フレキシブルホース
２５ｂ：フレキシブルホース
２６：バッファタンク
２７：パージガスボンベ
２８：パージ路
３０：供給路
３１：ガス取出路
３３ａ：液体取出路
３３ｂ：液体取出路
３４ａ：加圧路
３４ｂ：加圧路
１００：可搬式液化天然ガス供給設備
【図１】
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【図２】
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