(57)【要約】【課題】簡便な装置と制御方法の追加によって、ガス需要量の急減に対しても払出ガスの圧力の上昇を最小限に抑えることのできるＬＮＧ気化装置およびその運転方法を提供する。【解決手段】本発明のＬＮＧ気化装置１は、気化器本体３と、気化器本体３にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管５と、ＬＮＧ導入管５に設けられた遮断弁９と、ＬＮＧ導入管５における遮断弁９と気化器本体３との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管１１と、ＬＮＧ排出管１１に設けられた液排出弁１３と、負荷側の負荷状況を検知して液排出弁１３の開閉を制御する制御装置１５とを備えたものである。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
気化器本体と、該気化器本体にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管と、該ＬＮＧ導入管に設けられた遮断弁と、前記ＬＮＧ導入管における前記遮断弁と前記気化器本体との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管と、該ＬＮＧ排出管に設けられた液排出弁と、負荷側の負荷状況を検知して前記液排出弁の開閉を制御する制御装置とを備えたことを特徴とするＬＮＧ気化装置。
【請求項２】
気化器本体に滞留するＬＮＧ量を検知する検知手段を備え、前記制御装置は前記検知手段の検知信号に基づいて前記気化器本体に滞留するＬＮＧが所定量以下になったことが検知されると前記液排出弁を閉止することを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ気化装置。
【請求項３】
前記制御装置は、前記液排出弁を開放した後、運転状態から算出した所定時間経過後に前記液排出弁を閉止するようにしたことを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ気化装置。
【請求項４】
気化器本体と、該気化器本体にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管と、該ＬＮＧ導入管に設けられた遮断弁と、前記導入管における前記遮断弁と前記気化器本体との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管と、該ＬＮＧ排出管に設けられた液排出弁とを備えたＬＮＧ気化装置の運転方法であって、
負荷側のガス需要が急激に減少したときに、前記遮断弁を閉止した後、前記液排出弁を開放して前記気化器本体に滞留しているＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに戻すようにしたことを特徴とするＬＮＧ気化装置の運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、火力発電所のように急激な需要量低下が起こりうる需要先に燃料ガスを供給する液化天然ガス（以下ＬＮＧという）設備において使用するＬＮＧ気化装置、及びＬＮＧ気化装置の運転方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
火力発電所などではＬＮＧ基地を有し、天然ガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）として貯蔵しておき、ＬＮＧ気化器で気化ガスに変換して使用している。
このようなＬＮＧ基地においてＬＮＧ気化器によってＬＮＧを気化ガスに変換して使用する設備の一般的な機能に関しては、例えば特許文献１の従来技術の欄に下記のように説明されている。
ＬＮＧはＬＮＧタンク内に貯蔵されており、ＬＮＧポンプ、ＬＮＧ供給弁などを有するＬＮＧ供給ライン１を通してＬＮＧ気化器に供給されている。そのＬＮＧ気化器には、海水取入口から海水ポンプを介して海水も供給されており、その海水とＬＮＧとの間で熱交換を行いＬＮＧを気化している。
【０００３】
ここで使用されているＬＮＧ気化器には、いわゆるオープンラック式のものが採用されている。オープンラック式気化器は、上部ヘッダ、下部ヘッダ、上部ヘッダおよび下部ヘッダに連通された伝熱管部、伝熱管部間に設けられたフィン部，海水配管，海水を放流するトラフおよび放流された海水を受ける受水槽を備えている。ＬＮＧは下部ヘッダ内に供給され、海水は海水配管からトラフを経て伝熱管部およびフィン部に海水膜を形成するように放流されている。そして、ＬＮＧは海水により温められて気化され、気化ガス（ＮＧ）となって上部ヘッダに上昇する。実際に気化器として使用するときには、下部ヘッダが平行になるように複数連設している。その複数の下部ヘッダにはＬＮＧ入口配管からＬＮＧが供給され、海水配管には海水入口配管から海水が供給されている。一方、気化ガス（ＮＧ）は複数の上部ヘッダからＮＧ出口配管に集約されて需要側に排出される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平１０−６１８９５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
近年の事業用大型火力発電所は、天然ガスを燃料とするガスタービン発電設備が主流であり、特にＬＮＧ基地と発電設備を隣接させ一体的に配置する形態が増えてきている。このような場合には、ＬＮＧ気化器で気化された燃料ガスをガスタービン発電設備に供給する配管が数百ｍと短距離であることが多く、ガスの需要量と供給量の一時的なアンバランスによって配管内の圧力が大きく変動しやすい。
【０００６】
一方で、ガスタービンの緊急時の運転パターンとして、トリップや負荷遮断など、ガス需要量が秒単位で急減することがあり、その場合でも燃料ガス供給配管内のガス圧力を一定の許容範囲内に抑える必要がある。特に、複数のＬＮＧ気化器と複数の発電設備を共通の燃料ガス母管で接続している場合には、１つの発電設備において燃料ガスの急減が発生した際に、母管内の圧力変動幅が許容値を上回ると、他の運転中の発電設備が連鎖的に運転異常を引き起こす恐れがあることから、気化器群の運転には高度な圧力制御精度が要求される。
【０００７】
ガスタービン発電設備などの需要先側の消費流量変動が比較的緩やかであれば、流量調節弁の開度調整だけによって圧力を許容範囲内に制御することは容易である。
一方、ガスタービンのトリップや負荷遮断のような流量のステップ状の急減に際しては、通常の制御ループの応答では追従できないため、ガスタービン運転信号を先行的に取り込んで流量調節弁の開度を急激に絞り込んだり、需要量の減少分に相当する気化器の遮断弁を閉止したりして強制停止する制御が行われる。
【０００８】
しかしながら、このような操作によってＬＮＧ気化器に流入するＬＮＧ液を急減させても、気化器内部に滞留しているＬＮＧ液が一定の遅れをもって気化することから、ＬＮＧ気化器下流の燃料ガス配管の圧力が上昇することは避けられない。
この点を詳細に説明する。
【０００９】
海水を気化熱源として使用するオープンラック式気化器の場合、通常運転中には下部ヘッダはＬＮＧ液で満たされ、伝熱管群は鉛直方向途中までがＬＮＧ液の状態である。これを合わせた気化器内部の液滞留量は、おおよそ定格流量の5〜15秒相当分程度である。この値は運転負荷率、海水流量、海水温度によって変動し、また気化器メーカによる構造差にも依存する。問題は、ガス需要の急減に対応して気化器に流入するＬＮＧ液を遮断しても、この滞留液が気化し終わるまでガスの払出が継続するため、下流側ガス配管の圧力上昇を起こしやすいということにある。
【００１０】
例えば、定格流量60t/hの気化器において、気化器内部に定格流量10秒分のＬＮＧ液が滞留しているとすると、その量は約0.17tである。気化器下流側ガス配管の仕様が運転圧力5
MPaG、容積63m3（φ284mm×500m×2条相当）のとき、この滞留液のガス化によって配管内の圧力は0.27MPa上昇することになる。この上昇幅は、一般的なガスタービン発電設備における圧力変動許容範囲を逸脱する。
なお、入口液遮断と同時に海水散水も遮断して気化を停止することも考えられるが、気化器に供給されるＬＮＧは−150〜−160℃の極低温であるため、伝熱管が急激な熱収縮によって致命的な損傷を受ける恐れがある。したがって、気化器緊急停止後も、気化器内部の残留ＬＮＧ液が気化し終わるまで海水の散水を一定時間継続する必要がある。
【００１１】
ＬＮＧ気化器下流側の燃料ガス配管の圧力上昇を緩和する方法としては、燃料ガス配管の口径を大きくしたり、配管の途中にバッファタンクを設けたりする対策がとられている。
しかしながら、このような配管の物理的容積を増加させる対策では、設備規模が過度に大きくなることから、設備費や保守費の大幅な上昇が避けられない。
【００１２】
このように、火力発電所の急激な需要量低下に対してコストを抑えた有効な対策がないのが現状である。
本発明は、このような問題点に鑑み、簡便な装置と制御方法の追加によって、ガス需要量の急減に対しても払出ガスの圧力の上昇を最小限に抑えることのできるＬＮＧ気化装置およびその運転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】
【００１３】
（１）本発明に係るＬＮＧ気化装置は、気化器本体と、該気化器本体にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管と、該ＬＮＧ導入管に設けられた遮断弁と、前記ＬＮＧ導入管における前記遮断弁と前記気化器本体との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管と、該ＬＮＧ排出管に設けられた液排出弁と、負荷側の負荷状況を検知して前記液排出弁の開閉を制御する制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
【００１４】
（２）また、上記（１）に記載のものにおいて、気化器本体に滞留するＬＮＧ量を検知する検知手段を備え、前記制御装置は前記検知手段の検知信号に基づいて前記気化器本体に滞留するＬＮＧが所定量以下になったことが検知されると前記液排出弁を閉止することを特徴とするものである。
【００１５】
（３）また、上記（１）に記載のものにおいて、前記制御装置は、前記液排出弁を開放した後、運転状態から算出した所定時間経過後に前記液排出弁を閉止するようにしたことを特徴とするものである。
【００１６】
（４）本発明に係るＬＮＧ気化装置の運転方法は、気化器本体と、該気化器本体にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管と、該ＬＮＧ導入管に設けられた遮断弁と、前記導入管における前記遮断弁と前記気化器本体との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管と、該ＬＮＧ排出管に設けられた液排出弁とを備えたＬＮＧ気化装置の運転方法であって、
負荷側のガス需要が急激に減少したときに、前記遮断弁を閉止した後、前記液排出弁を開放して前記気化器本体に滞留しているＬＮＧを前記ＬＮＧタンクに戻すようにしたことを特徴とするものである。
【００１７】
なお、特許文献１の特許請求の範囲にはＬＮＧ気化器の濃縮液回収装置が記載されており、これは「液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクからＬＮＧ供給弁を有するＬＮＧ供給ラインを通して供給される液化天然ガスと海水との間で熱交換を行い、液化天然ガスを気化ガスとして排出するＬＮＧ気化器の濃縮液回収装置であって、上記ＬＮＧ供給ラインの上記ＬＮＧ供給弁よりも下流側から分岐された濃縮液回収ラインと、そのラインに設けられた濃縮液回収弁と、を備え、上記ＬＮＧ気化器の運転を開始する前に、上記濃縮液回収弁を開放して濃縮液を回収する、ことを特徴とする。」（特許文献１の請求項１参照）というものである。
【００１８】
特許文献１に記載の発明は、ＬＮＧ供給ラインにおけるＬＮＧ供給弁よりも下流側に存在する濃縮液をＬＮＧ気化器の運転を開始する前に回収して、濃縮液の存在による熱量増加を防止しようとするものである。かかる濃縮液回収弁を設ける背景、目的、操作方法、および効果は、本発明とは全く異なることから、本発明がこうした先行技術から想到されたものではないことは明らかである。
【発明の効果】
【００１９】
本発明においては、気化器本体と、該気化器本体にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管と、該ＬＮＧ導入管に設けられた遮断弁と、前記ＬＮＧ導入管における前記遮断弁と前記気化器本体との間に一端が接続され、他端が前記ＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管と、該ＬＮＧ排出管に設けられた液排出弁と、負荷側の負荷状況を検知して前記液排出弁の開閉を制御する制御装置とを備えたことにより、負荷側の負荷状況を検知して気化器本体側に滞留する液を排出できるので、ＬＮＧの気化払出を急速に停止したい場合に、遮断弁閉止後にも滞留液が気化することによって生じる払出圧力の上昇を最小限に抑えることができ、ガスタービン発電設備などの厳しい圧力条件に対応することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本発明の一実施の形態のＬＮＧ気化装置の構成を示す説明図である。
【図２】図１に示したＬＮＧ気化装置の構成、特に気化器本体の構成をさらに説明するための斜視図である。
【図３】本発明の一実施の形態の効果を説明するためのグラフであって、気化器本体の動特性シミュレーションによる圧力変動を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
［実施の形態１］
本実施の形態のＬＮＧ気化装置１は、気化器本体３と、気化器本体３にＬＮＧタンクからＬＮＧを導入するＬＮＧ導入管５と、ＬＮＧ導入管５に設けられた流量調節弁７と、ＬＮＧ導入管５における流量調節弁７の下流側に設けられた遮断弁９と、ＬＮＧ導入管５における遮断弁９と気化器本体３との間に一端が接続され、他端がＬＮＧタンクに連通するＬＮＧ排出管１１と、ＬＮＧ排出管１１に設けられた液排出弁１３と、負荷側の負荷状況を検知して液排出弁１３の開閉を制御する制御装置１５とを備えている。
また、本実施の形態のＬＮＧ気化装置１には、停止中においてもＬＮＧ導入管５を低温状態に維持するための、保冷循環流路１７を有している。
また、本実施の形態のＬＮＧ気化装置１には、ＬＮＧ導入管５におけるＬＮＧ排出管１１が接続された部位部の下流側に気液境界検出器１９が設置されている。
以下、各構成要素を詳細に説明する。
【００２２】
＜気化器本体＞
本実施の形態の気化器本体３は、代表的なオープンラック式気化器である。このようなオープンラック式気化器は、下部ヘッダ２１と上部ヘッダ２３とそれを連結する伝熱管群２５からなるパネルを一単位とし、このパネルを複数枚組み合わせて気化器１台あたりの定格気化能力を構成している（図２参照）。なお、図２では、制御関係の構成は図示が省略されている。
下部ヘッダ２１にはＬＮＧ導入管５が接続されている。また、上部ヘッダ２３にはガスを需要先に送るためのガス配管２７が設けられ、ガス配管２７にはガス配管２７内のガス圧力を検出する圧力検出器２９が設けられている。
【００２３】
＜ＬＮＧ導入管＞
ＬＮＧ導入管５は、一端側がＬＮＧタンクに接続され、他端側が気化器本体３の下部ヘッダ２１に接続されている。ＬＮＧ導入管５にはＬＮＧポンプが設置され、ＬＮＧタンクのＬＮＧを気化器本体３側へ導入する。
【００２４】
＜流量調節弁＞
流量調節弁７は、ＬＮＧ導入管５に設けられて制御装置１５の制御信号によって弁の開度が調節され、気化器本体３側に導入するＬＮＧの流量を調節する。
【００２５】
＜遮断弁＞
遮断弁９は、ＬＮＧ導入管５における流量調節弁７の下流側に設けられ、制御装置１５の制御信号に基づいてＬＮＧ導入管５の流路を遮断してＬＮＧ導入管５を流れるＬＮＧが下流側に流れるのを停止する。
【００２６】
＜ＬＮＧ排出管＞
ＬＮＧ排出管１１は、導入管における遮断弁９と気化器本体３との間に一端が接続され、他端がＬＮＧタンクに連通するように配管されている。ＬＮＧ排出管１１は遮断弁９よりも下流側に滞留しているＬＮＧをＬＮＧタンクに戻す。
【００２７】
＜液排出弁＞
液排出弁１３は、ＬＮＧ排出管１１に設けられ、制御装置１５の制御信号に基づいて開閉する。
【００２８】
＜保冷循環流路＞
保冷循環流路１７は、ＬＮＧ導入管５における流量調節弁７と遮断弁９の間とＬＮＧ排出管１１とを接続する接続管３１、及びＬＮＧ排出管１１によって構成されている。
つまり、保冷循環流路１７とＬＮＧ排出管１１とはその一部が共用されている。
保冷循環流路１７は、停止中においてもＬＮＧ導入管５を低温状態に維持するために、低温のＬＮＧを常時少量だけ循環させるための流路である。接続管３１には、保冷循環弁３３が設けられている。
【００２９】
＜気液境界検出器＞
気液境界検出器１９は、ＬＮＧ導入管５内に液体が存在するか否かを検出する。具体的には、温度測定器や導電率測定器などによって構成される。気液境界検出器１９の検出信号は制御装置１５に送信される。
【００３０】
＜制御装置＞
制御装置１５は種々の制御を行うが、本発明との関係における主な機能は以下の通りである。
制御装置１５は、負荷側の負荷状況及び遮断弁９の開閉状況を検知して液排出弁１３の開閉を制御する。
遮断弁９の開閉制御方法の一例を挙げる。
制御装置１５には、ガスタービン発電設備の運転信号、ガス流量信号などの負荷側の運転状況に連動するガス需要側運転状況信号を入力する。また、制御装置１５には、気化器本体３の運転信号を入力する。
制御装置１５は、運転中、気化器本体３の定格能力合計と、ガス需要側運転状況信号に基づくガス需要量とを比較して運転中の気化器本体３の停止の要否を判断する。
例えば、ガス需要量が急減したような場合、運転中の気化器本体３の定格能力合計が急減後のガス需要量を比較して、運転中気化器のうち１台以上を停止する必要がある判断される場合、停止対象となった気化器本体３の遮断弁９に対して閉止指令を出す。
また、制御装置１５は、気液境界検出器１９の検出信号に基づいて液排出弁１３の閉止を行う。
【００３１】
さらに、制御装置１５は、ガス配管２７に設けられた圧力検出器２９の信号に基づいて、ガスの消費量が変動しても払出ガス圧力が一定に維持されるように、流量調節弁７の開閉を制御する。
この制御方式としては圧力定値制御や圧力−流量カスケード制御などがあるが、ここではその方式は問わない。
【００３２】
以上のように構成された本実施の形態のＬＮＧ気化装置１の動作を説明する。
ＬＮＧタンクに貯留されているＬＮＧは、ＬＮＧポンプで加圧されてＬＮＧ導入管５に送液され、流量調整弁７、遮断弁９等を通過して気化器本体３の下部ヘッダ２１に供給される。そして、伝熱管群２５内部を上昇する過程で伝熱管外部に散水される海水と熱交換して気化する。なお、図においては冷却用の海水系統の記載は省略している。
伝熱管群２５を上昇する過程で気化した燃料ガスは、上部ヘッダ２３に連結されたガス配管２７を介して火力発電所などの需要先に払い出される。
【００３３】
気化器本体３の通常運転中は、制御装置１５による開閉指令によって、遮断弁９は全開、流量調節弁７は指定開度、保冷循環弁３３は全閉、液排出弁１３は全閉の状態となっている。
発電設備などガス供給先でガス需要の急減が起こった場合、その信号が制御装置１５に取り込まれる。制御装置１５は、前述したように、運転中気化器の定格能力合計と、急減後のガス需要量とを比較し、運転中気化器のうち１台以上を停止する必要がある判断される場合、停止対象の気化器の遮断弁９に対して閉止指令を出す。
【００３４】
遮断弁９の閉止と同時に、あるいは若干の時間差をもって、液排出弁１３を全開させる。
このとき、液排出弁１３の上流側（一次側）にはガス配管２７と同程度の圧力（最新のガスタービン向けガス供給の場合、4〜5MPaG）がかかっており、一方、下流側（二次側）はＬＮＧタンクの内圧と同程度（10〜20kPaG）であることから、液排出弁１３の一次側と二次側には大きな圧力差がある。そのため、遮断弁９を閉止して、液排出弁１３を開放するだけで、気化器本体３の下部ヘッダ２１と伝熱管群２５内に滞留していた液がタンクに戻される。このとき、滞留液のほぼ全量を排出するための所要時間は１０秒以内とするのが望ましく、それに応じた液排出弁１３のサイジングを行うのが望ましい。
【００３５】
滞留液の排出が、気液境界検出器１９によって検出されると、制御装置１５の指令によって液排出弁１３が閉止される。
なお、必ずしも厳密に滞留液の全量を排出する必要はなく、また、気液境界検出器１９の応答性によっては閉止操作が遅れることも考えられることから、液排出弁１３の弁特性に応じて適切な開放時間をあらかじめ決めておき、タイマー設定によって閉止操作を行ってもよい。また、液排出弁１３の開放時間はその時の気化器運転条件（負荷率、海水温度、海水流量、運転圧力等）に応じて制御装置１５にて演算するようにしてもよい。
【００３６】
以上のように本実施の形態のＬＮＧ気化装置１においては、所定のタイミングで開放する液排出弁１３を設けたことにより、気化器本体３内に滞留している液を速やかに排出してＬＮＧタンクに戻す流路を形成することができる。これにより、ＬＮＧの気化払出を急速に停止したい場合に、遮断弁９閉止後にも滞留液が気化することによって生じる払出圧力の上昇を最小限に抑えることができ、ガスタービン発電設備などの厳しい圧力条件に対応することが可能となる。
【００３７】
なお、上記の実施の形態で示すように通常、ＬＮＧ気化装置１には、保冷循環流路１７を備えており、この保冷循環流路１７をＬＮＧ排出管１１として利用できるため、本発明を実現するための配管等に関する改造としては、既存の保冷循環流路１７に接続する配管の施工と液排出弁１３を設けることで足りるので、本発明を実施する場合の改造範囲は少なくて済む。
【実施例】
【００３８】
本発明の効果を実際の設備で検証するのは困難なため、気化器本体３の動特性をモデル化した数値シミュレーションによって、本発明による液排出弁１３を作動させた場合と、そうでない場合とで圧力制御性の比較を行った。
想定する気化器本体３の規模は、定格60t/h×４基構成である。ガス供給先の受入流量が瞬時に半分に急減した時、２秒後に運転中の気化器本体４基のうち２基の遮断弁９を閉止した。閉止までのストローク時間は３秒である。遮断弁９閉止と同時に液排出弁１３を全開とし、１０秒後に全閉とした。
【００３９】
図３は液排出操作ありとなしの場合の、払出ガス圧力変動の比較を示すグラフであり、縦軸が圧力［MPaG］、横軸が時刻［ｓ］を示している。
液排出弁１３なしの場合は、圧力変動の許容幅5.0±0.15MPaを逸脱する結果となったが、液排出弁１３ありの場合は圧力の上昇幅を約２／３に低減できた。
【符号の説明】
【００４０】
１  ＬＮＧ気化装置
３  気化器本体
５  ＬＮＧ導入管
７  流量調節弁
９  遮断弁
１１  ＬＮＧ排出弁
１３  液排出弁
１５  制御装置
１７  保冷循環流路
１９  気液境界検出器
２１  下部ヘッダ
２３  上部ヘッダ
２５  伝熱管群
２７  ガス配管
２９  圧力検出器
３１  接続管
３３  保冷循環弁
【図１】
2012031980.tif 000003
【図２】
2012031980.tif 000004
【図３】
2012031980.tif 000005