(57)【要約】【課題】通常運転時においてもＳＭＶを有効に使用可能とした液化天然ガス気化器を提供することを目的とする。【解決手段】熱媒体を貯留する水槽２と、上記熱媒体を加熱する水中ガスバーナ１０と、ＬＮＧを上記熱媒体との間で熱交換させるチューブバンドル３とを備える液化天然ガス気化器１であって、上記熱媒体として海水Ｓを水槽２に流通させる流通装置２０を有するという構成を採用する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
熱媒体を貯留する気化容器と、前記熱媒体を加熱する加熱装置と、液化天然ガスを前記熱媒体との間で熱交換させる伝熱管とを備える液化天然ガス気化器であって、
前記熱媒体として海水を前記気化容器に流通させる流通装置を有することを特徴とする液化天然ガス気化器。
【請求項２】
前記液化天然ガスの気化の需要量に応じて、前記加熱装置の駆動と前記流通装置の駆動とを制御する制御装置を有することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス気化器。
【請求項３】
前記制御装置は、前記加熱装置及び前記流通装置のいずれか一方を駆動させ、他方の駆動を停止させるように制御することを特徴とする請求項２に記載の液化天然ガス気化器。
【請求項４】
請求項１〜３のいずれか一項に記載の液化天然ガス気化器と、前記液化天然ガス気化器とは異なる第２液化天然ガス気化器とを備えることを特徴とする液化天然ガス気化システム。
【請求項５】
前記液化天然ガス気化器と前記第２液化天然ガス気化器とが協働して前記液化天然ガスを気化する第１モードと、
前記液化天然ガス気化器と前記第２液化天然ガス気化器とがそれぞれ別に前記液化天然ガスを気化する第２モードとを切り替える切替装置を有することを特徴とする請求項４に記載の液化天然ガス気化システム。
【請求項６】
前記第１モードにおいて、前記第２液化天然ガス気化器には、前記液化天然ガス気化器で熱交換された前記液化天然ガスが供給されることを特徴とする請求項５に記載の液化天然ガス気化システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスを気化させる液化天然ガス気化器及びそれを備えた液化天然ガス気化システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来から、火力発電所等の燃料として、天然ガス（以下、ＮＧと称する）等の化石燃料を用いることが知られている。ＮＧは、冷却することで低温（約−１６０℃）の液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する）となり、専用のＬＮＧタンカーによってＬＮＧ基地に海上輸送され貯蔵タンクに貯蔵される。ＬＮＧは、使用の際に気化させるものであるが、その液化天然ガス気化器として、例えば、槽内にポンプによって熱源となる海水を大量に供給し、当該海水とＬＮＧとを熱交換させてＬＮＧを気化させるいわゆるオープンラック式ＬＮＧ気化器（以下、ＯＲＶと称する）や、槽内に貯留した工水を水中ガスバーナで加熱して熱媒体とし、その熱媒体とＬＮＧとを熱交換させてＬＮＧを気化させるいわゆるサブマージドコンビューション式ＬＮＧ気化器（以下、ＳＭＶと称する）等を用いることが知られている（特許文献１参照）。
【特許文献１】特開平９−４７９９号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
ところで、ＳＭＶは、水中ガスバーナの燃料としてＮＧを使用していることから、ランニングコストが他の気化器に比べて高い。そのため、通常のＬＮＧ基地では、海水を熱媒体とするＯＲＶ等がベースロードとして使用され、ＳＭＶは、ＯＲＶ等のメンテナンス時の代替器や、他の気化器より起動時間が短いことからＮＧの送ガス負荷が急増したときの対応器として、非常運転時に使用される場合が多い。したがって、ＳＭＶは、ＬＮＧ基地において通常運転時にほとんど活用されていないという問題がある。
【０００４】
本発明は、上記問題点に鑑みてなされたものであり、通常運転時においてもＳＭＶを有効に使用可能とした液化天然ガス気化器及び液化天然ガス気化システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
上記の課題を解決するために、本発明は、熱媒体を貯留する気化容器と、上記熱媒体を加熱する加熱装置と、液化天然ガスを上記熱媒体との間で熱交換させる伝熱管とを備える液化天然ガス気化器であって、上記熱媒体として海水を上記気化容器に流通させる流通装置を有するという構成を採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、熱媒体として気化容器に海水を流通させ、当該海水とＬＮＧとの間で熱交換させることで、通常運転時においてもＬＮＧの気化に寄与させることができる。
【０００６】
また、本発明では、上記液化天然ガスの気化の需要量に応じて、上記加熱装置の駆動と上記流通装置の駆動とを制御する制御装置を有するという構成を採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、変動するＬＮＧの気化の需要量に応じて加熱装置及び流通装置の駆動を制御することで、ＮＧの送ガス負荷に対応することができる。
【０００７】
また、本発明では、上記制御装置は、上記加熱装置及び上記流通装置のいずれか一方を駆動させ、他方の駆動を停止させるように制御するという構成を採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、上記加熱装置及び上記流通装置の駆動を切り替えてＬＮＧの気化効率を変化させることでＮＧの送ガス負荷に対応することができる。
【０００８】
また、本発明では、上記記載の液化天然ガス気化器と、上記液化天然ガス気化器とは異なる第２液化天然ガス気化器とを備える液化天然ガス気化システムを採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、通常運転時においてもＬＮＧの気化に寄与する液化天然ガス気化器を有する液化ガス気化システムが得られる。
【０００９】
また、本発明では、上記液化天然ガス気化器と上記第２液化天然ガス気化器とが協働して上記液化天然ガスを気化する第１モードと、上記液化天然ガス気化器と上記第２液化天然ガス気化器とがそれぞれ別に上記液化天然ガスを気化する第２モードとを切り替える切替装置を有するという構成を採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、第１モードに切り替えて液化天然ガス気化器と第２液化天然ガス気化器とが協働してＬＮＧを気化し、第２モードに切り替えて液化天然ガス気化器と第２液化天然ガス気化器とがそれぞれ駆動してＬＮＧを気化することで、液化天然ガス気化システムの気化する能力を調整してＮＧの送ガス負荷に対応することができる。
【００１０】
また、本発明では、上記第１モードにおいて、上記第２液化天然ガス気化器には、上記液化天然ガス気化器で熱交換された上記液化天然ガスが供給されるという構成を採用する。
このような構成を採用することによって、本発明では、第２液化天然ガス気化器のＬＮＧを気化する負荷を低減させることができる。
【発明の効果】
【００１１】
本発明によれば、熱媒体を貯留する気化容器と、上記熱媒体を加熱する加熱装置と、液化天然ガスを上記熱媒体との間で熱交換させる伝熱管とを備える液化天然ガス気化器であって、上記熱媒体として海水を上記気化容器に流通させる流通装置を有するという構成を採用することによって、熱媒体として気化容器に海水を流通させ、当該海水とＬＮＧとの間で熱交換させることで、通常運転時においてもＬＮＧの気化に寄与させることができる。つまり、例えば、加熱装置の駆動が停止している時であっても、海水とＬＮＧとを熱交換させてＬＮＧを気化させることができる。
したがって、通常運転時においてもＳＭＶを有効に使用可能とした液化天然ガス気化器を提供することができる効果がある。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１２】
（第１実施形態）
次に、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。
図１は、第１実施形態における液化天然ガス気化器１を示す構成図である。
液化天然ガス気化器１は、ＳＭＶタイプの気化器であり、図１に示すように、熱媒体を貯留する水槽（気化容器）２と、水槽２に貯留された熱媒体を加熱する水中ガスバーナ（加熱装置）１０と、ＬＮＧを流通させるチューブバンドル（伝熱管）３と、熱媒体として海水Ｓを水槽２に流入させる流入部２１及び水槽２から海水を流出させる流出部２２を備える流出装置２０とを有する構成となっている。また、液化天然ガス気化器１は、ＬＮＧの気化の需要量に応じて、水中ガスバーナ１０の駆動と流通装置２０の駆動とを制御する不図示の制御装置を有する構成となっている。
【００１３】
水槽２は、海水Ｓを貯留するための中空部を有する略方形状のタンクであり、対向する側面の一方に流入部２１が、他方に流出部２２が設けられる。また、水槽２の上部には、水中ガスバーナ１０が水槽２内に噴出する燃焼ガスを排ガスＣとして水槽２外に排出するスタック４が設けられる。さらに、水槽２には、水槽２内で海水Ｓを循環させる不図示の循環ポンプが接続される構成となっている。
【００１４】
チューブバンドル３は、水槽２内に貯留された海水Ｓに沈水するように配置され、内部を流通するＬＮＧと海水Ｓとの間で熱交換する領域・流路を大きくするように、多重に屈曲して形成される構成となっている。なお、チューブバンドル３は、熱伝導性の高い材料、例えば、ステンレスやアルミ合金等で形成されているものを用いるのが好ましい。
【００１５】
水中ガスバーナ１０は、水槽２内の海水Ｓを加温するために設けられるものであり、上部１０ａから供給される燃料ガスＡ及び燃焼用空気Ｂの混合気体を燃焼することで発生する燃焼熱により水槽２内の水温を上昇させるとともに、スパージ管１１を介して高温の燃焼ガスを水中に放出することで燃焼ガスに含まれる水蒸気の潜熱も有効に利用して水槽２内の水温を上昇させる構成となっている。なお、水中ガスバーナ１０に供給される燃料ガスは、不図示の燃料供給装置から、燃焼用空気は、不図示の燃焼用空気ブロワーから供給されることとなる。
スパージ管１１は、水中ガスバーナ１０の底側部からチューブバンドル３の下部まで延在し、その長手方向に燃焼ガスを噴出する噴出孔１１ａが所定の距離で離間して複数設けられる構成となっている。
【００１６】
流通装置２０は、近隣の海から汲上ポンプ等を用いて海水Ｓを汲み上げ、流入部２１を介して水槽２内に供給するとともに、一定量の海水Ｓを水槽２内から流出部２２を介して近隣の海に排出することで、海水Ｓを水槽２内に流通させる構成となっている。また、流入部２１及び流出部２２には、供給または排出する海水Ｓの流量を調節する不図示の流量調節バルブがそれぞれ接続される構成となっている。
【００１７】
不図示の制御装置は、水中ガスバーナ１０及び流通装置２０と電気的に接続することによって、それらの駆動を制御する構成となっている。具体的に本実施形態では、制御装置は、水槽２内の海水Ｓの流通を制御するため、流入部２１及び流出部２２に設けられた流量調節バルブと接続され、また、水中ガスバーナ１０の駆動を制御するため、燃料ガス供給装置や燃焼用空気ブロワー等と接続される構成となっている。
【００１８】
続いて、上記構成の液化天然ガス気化器１の動作について、通常運転時と非常運転時の動作に分けて図２及び図３を参照して説明する。
図２は、通常運転時の液化天然ガス気化器１の動作を説明する図である。
図３は、非常運転時の液化天然ガス気化器１の動作を説明する図である。
【００１９】
（通常運転時）
図２に示す通常運転時において、制御装置は、ランニングコストが高い水中ガスバーナ１０の駆動を停止させておくため、水中ガスバーナ１０に駆動停止信号を出力する。駆動停止信号が入力され停止している状態では、燃料ガス供給装置や燃焼用空気ブロワー等はその駆動を停止しており、図２に示すように燃料ガスの燃焼は行われていない。
【００２０】
制御装置は、上記の様に水中ガスバーナ１０の駆動停止時においても、液化天然ガス気化器１にＬＮＧを気化させるために、流通装置２０を動作させる。具体的には、制御装置は、流入部２１及び流出部２２に設けられた流量調節バルブに対してバルブ開放信号を出力する。次いで、バルブ開放信号を入力された流量調節バルブはそれぞれ、流入部２１及び流出部２２を開放して水槽２内に繋がる流路を形成する動作を行う。そして、汲上ポンプの動作によって、開放された流入部２１及び流出部２２を介して海水Ｓが水槽２内を流通することとなる。
【００２１】
ここで、水槽２内を流通する海水Ｓは、チューブバンドル３内を流通するＬＮＧとの間で熱交換する。そして、海水Ｓとの間で熱交換したＬＮＧは、熱を奪って海水Ｓを冷却するとともにＬＮＧ自体は当該熱を得て温度が上昇するので、気化して状態変化しＮＧとなる。
対して、低温のＬＮＧと熱交換して温度が低下した海水Ｓは、流出部２２を介して近隣の海に排出される。このようにして、水槽２内において、一定量の海水Ｓが排出されるとともに、流入部２１から一定量の海水Ｓが流入されることによって、水槽２内の海水Ｓの温度は一定に保たれ、ＬＮＧを気化する熱を常に確保することができるため、本実施形態における液化天然ガス気化器１は、通常運転時においても、ＬＮＧを気化させることができる。
【００２２】
（非常運転時）
一方、非常運転時においては、液化天然ガス気化器１が他の気化器の代替器や送ガス負荷変動の対応器として動作するため、制御装置は、通常運転時よりもＬＮＧの気化効率を上昇させるため、図３に示すように水中ガスバーナ１０を駆動させる。このとき、制御装置は、水槽２内の海水Ｓの流通を停止させるために、流入部２１及び流出部２２に設けられた流量調節バルブに対してバルブ閉塞信号を出力する。バルブ閉塞信号を入力された流量調節バルブはそれぞれ、流入部２１及び流出部２２を閉塞して水槽２内に繋がる流路を閉ざす動作を行う。そして、閉塞された流入部２１及び流出部２２によって、水槽２内に一定量の海水Ｓが貯留されることとなる。
【００２３】
制御装置は、水槽２内の海水Ｓの流通を停止させた後、水中ガスバーナ１０を駆動させる。具体的に、制御装置は、燃料ガス供給装置や燃焼用空気ブロワー等に供給信号を出力し、水中ガスバーナ１０を起動させる。水中ガスバーナ１０は、燃料ガスＡ及び燃焼用空気Ｂの混合気体を燃焼することで発生する燃焼熱により水槽２内に貯溜された海水Ｓの水温を上昇させるとともに、スパージ管１１を介して高温の燃焼ガスを水中に放出することで燃焼ガスに含まれる水蒸気の潜熱も有効に利用して水槽２内の海水Ｓの水温を上昇させることとなる。なお、水中に放出された燃焼ガスは、排ガスＣとしてスタック４によって外部に排気される。
【００２４】
ここで、水中ガスバーナ１０によって加温された海水Ｓは、チューブバンドル３内を流通するＬＮＧとの間で熱交換する。加温された海水Ｓとの間で熱交換するＬＮＧは、熱を奪って海水Ｓを冷却するとともにＬＮＧ自体は当該熱を得て温度が上昇するので、気化して状態変化しＮＧとなる。ここで、海水Ｓは加温されているため、通常運転時において流通する海水Ｓと熱交換する場合と比べてＬＮＧ気化効率は、上昇することとなる。
【００２５】
対して、低温のＬＮＧと熱交換して温度が低下した海水Ｓは、循環ポンプの駆動によって水槽２内を循環するとともに、水中ガスバーナ１０によって加温され、再び、ＬＮＧとの間で熱交換をすることとなる。このようにして、流通装置２０の代わりに水中ガスバーナ１０を駆動させて、燃焼熱によりＬＮＧを気化させることでＬＮＧの気化効率を上昇させることで、非常運転時におけるＬＮＧの気化の需要量に応じる動作をすることができる。
【００２６】
したがって、上述の第１実施形態によれば、熱媒体を貯留する水槽２と、上記熱媒体を加熱する水中ガスバーナ１０と、ＬＮＧを上記熱媒体との間で熱交換させるチューブバンドル３とを備える液化天然ガス気化器１であって、上記熱媒体として海水Ｓを水槽２に流通させる流通装置２０を有するという構成を採用することによって、水槽２に海水Ｓを流通させ、当該海水ＳとＬＮＧとの間で熱交換させることで、通常運転時においてもＬＮＧの気化に寄与させることができる。つまり、水中ガスバーナ１０の駆動が停止している時であっても、海水ＳとＬＮＧとを熱交換させてＬＮＧを気化させることができる。
したがって、通常運転時においてもＳＭＶを有効に使用可能とした液化天然ガス気化器１を提供することができる効果がある。
【００２７】
また、第１実施形態では、ＬＮＧの気化の需要量に応じて、水中ガスバーナ１０の駆動と流通装置２０の駆動とを制御する制御装置を有するという構成を採用することによって、通常運転時または非常運転時にて変動するＬＮＧの気化の需要量に応じて水中ガスバーナ１０及び流通装置２０の駆動を制御することで、ＮＧの送ガス負荷に対応することができる。
【００２８】
また、第１実施形態では、上記制御装置は、水中ガスバーナ１０及び流通装置２０のいずれか一方を駆動させ、他方の駆動を停止させるように制御するという構成を採用することによって、通常運転時と非常運転時とで加熱装置及び上記流通装置の駆動を切り替えることでＮＧの送ガス負荷に対応することができる。
【００２９】
（第２実施形態）
続いて、本発明の第２実施形態について図４を参照して説明する。
図４は、第１実施形態の液化天然ガス気化器１を備えたＬＮＧ気化システム１００を示すブロック構成図である。
なお、以下の説明で、第１実施形態と構成を同じくする部分の記載は割愛することとする。
【００３０】
ＬＮＧ気化システム１００は、例えば、火力発電所にＮＧを供給するために構成されるものであり、季節による消費電力の変化による送ガス負荷の変動に対応できる気化システムである。
ＬＮＧ気化システム１００は、図４に示すように、液化天然ガス気化器１と、液化天然ガスとは異なる第２液化天然ガス気化器１０１と、それらを接続または非接続とする切替装置１１０とを有する構成となっている。本実施形態では、第２液化天然ガス気化器１０１としては、ＯＲＶを採用している。
【００３１】
切替装置１１０は、液体天然ガス気化器１を通過する第１流路１２０Ａ及び液体天然ガス気化器１を通過しない第２流路１２０Ｂから構成される上流部と、第２液体天然ガス気化器１０１を通過する第３流路１２０Ｃ及び第２液体天然ガス気化器１０１を通過しない第４流路１２０Ｄから構成される下流部との間に設けられる。
また、切替装置１１０は、第１流路１２０Ａと第４流路１２０Ｄとを接続・非接続とする流量調節バルブ１３０ａと、第１流路１２０Ａと第３流路１２０Ｃとを接続・非接続とする流量調節バルブ１３０ｂと、第２流路１２０Ｂと第３流路１２０Ｃとを接続・非接続とする流量調節バルブ１３０ｃとを有する構成となっている。
【００３２】
上記構成のＬＮＧ気化システム１００は、季節によって以下に説明する第１モードと第２モードとに切り替えて動作することとなる。
【００３３】
（第１モード）
消費電力が小さい冬季においては、ＬＮＧ気化システム１００は、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とが協働してＬＮＧを気化させるように、切替装置１１０を次のように動作させる。
【００３４】
切替装置１１０は、流量調節バルブ１３０ｂに対してバルブ開放信号を出力する。バルブ開放信号を入力された流量調節バルブ１３０ｂは、第１流路１２０Ａと第３流路１２０Ｃとを繋げる流路を開放して両者を接続させる。
それと同時に、切替装置１１０は、流量調節バルブ１３０ａ及び流量調節バルブ１３０ｃに対してバルブ閉塞信号を出力する。バルブ閉塞信号を入力された流量調節バルブ１３０ａは、第１流路１２０Ａと第４流路１２０Ｄとを繋げる流路を閉塞してその両者を非接続とさせ、さらに、流量調節バルブ１３０ｃは、第２流路１２０Ｂと第３流路１２０Ｃとを繋げる流路を閉塞してその両者を非接続とさせる。
したがって、第１モードでは、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とがＬＮＧ気化システム１００において直列に接続されることとなる。なお、このとき、液化天然ガス気化器１は、制御装置によって設定を通常運転時に変更してある。
【００３５】
ところで、通常運転時において液化天然ガス気化器１は、流通装置２０によりＬＮＧを気化することとなるが、非常運転時と比べてその気化効率は低くなることは上述した通りである。したがって、このように、気化効率の低い通常運転時の液化天然ガス気化器１を上流に、第２液化天然ガス気化器１０１を下流にして互いを接続することで液化天然ガス気化器１を第２液化天然ガス気化器１０１の気化を補助する気化器として活用することができる。
つまり、上流の液化天然ガス気化器１にてＬＮＧの一部を気化させ、液化天然ガス気化器１によってもなお気化しないＬＮＧの残部を下流の第２液化天然ガス気化器１０１に供給して完全気化させる。そうすることによって、第２液化天然ガス気化器１０１のみでＬＮＧを完全気化させる場合に比べて、第２液化天然ガス気化器１０１の負荷を低減させることができる。
つまり、消費電力が小さい冬季において第１モードに切り替えることで、ＬＮＧ気化システム１００は、第２液化天然ガス気化器１０１の負荷を低減させつつランニングコストを抑えてＬＮＧを気化することができる。
【００３６】
（第２モード）
一方、消費電力の大きい夏季においては、ＬＮＧ気化システム１００は、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とがそれぞれ別にＬＮＧを気化させるように、切替装置１１０を次のように動作させる。
【００３７】
切替装置１１０は、流量調節バルブ１３０ｂに対してバルブ閉塞信号を出力する。バルブ閉塞信号を入力された流量調節バルブ１３０ｂは、第１流路１２０Ａと第３流路１２０Ｃとを繋げる流路を閉塞して両者を非接続とさせる。
それと同時に、切替装置１１０は、流量調節バルブ１３０ａ及び流量調節バルブ１３０ｃに対してバルブ開放信号を出力する。バルブ開放信号を入力された流量調節バルブ１３０ａは、第１流路１２０Ａと第４流路１２０Ｄとを繋げる流路を開放してその両者を接続させ、さらに、流量調節バルブ１３０ｃは、第２流路１２０Ｂと第３流路１２０Ｃとを繋げる流路を開放してその両者を接続させる。
したがって、第２モードでは、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とが非接続とされてＬＮＧ気化システム１００において並列となり、それぞれが別にＬＮＧを気化することとなる。なお、このとき、液化天然ガス気化器１は、制御装置によって設定を非常運転時に変更しており、単器でＬＮＧを完全気化することとなる。
【００３８】
したがって、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とがそれぞれＬＮＧを完全気化させて、ＮＧの気化量を増大させることができるため、消費電力の大きい夏季において第２モードに切り替えることで、ＬＮＧ気化システム１００は、急増するＮＧの需要量に対応することができる。
【００３９】
したがって、上述した第２実施形態では、上記記載の液化天然ガス気化器１と、液化天然ガス気化器１とは異なる第２液化天然ガス気化器１０１とを備えるＬＮＧ気化システム１００を採用することによって、通常運転時においてもＬＮＧの気化に寄与する液化天然ガス気化器１を有するＬＮＧ気化システム１００が得られる。
【００４０】
また、第２実施形態では、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とが協働してＬＮＧを気化する第１モードと、液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とがそれぞれ別にＬＮＧを気化する第２モードとを切り替える切替装置１１０を有するという構成を採用することによって、冬季のような消費電力の小さい季節は第１モードに切り替えて液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とが協働してＬＮＧを気化し、夏季のような消費電力の大きい季節は第２モードに切り替えて液化天然ガス気化器１と第２液化天然ガス気化器１０１とがそれぞれ駆動してＬＮＧを気化することで、季節によって変動するＮＧの送ガス負荷に対応することができ、また、それらを切り替えることでＬＮＧの気化する能力を調整することができる。
【００４１】
また、第２実施形態では、上記第１モードにおいて、第２液化天然ガス気化器１０１には、液化天然ガス気化器１で熱交換されたＬＮＧが供給されるという構成を採用することによって、第２液化天然ガス気化器１０１のＬＮＧを気化する負荷を低減させることができる。
【００４２】
以上、図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではない。上述した実施形態において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の主旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。
【００４３】
例えば、第１実施形態では、流通装置２０は、流量調節バルブを有すると説明したが、本発明は、上記構成に限定されるものではなく、例えば、流量調節バルブの代わりに流入部２１及び流出部２２において開閉自在の水門を設けて、当該水門の開閉によって海水Ｓの流量を調節する構成であっても良い。
【００４４】
また、例えば、第２実施形態では、第２液化天然ガス気化器１０１にＯＲＶを用いたが、本発明は、上記構成に限定されるものでは無く、例えば。中間熱媒体気化器（ＩＦＶ）や、空温式気化器（ＡＦＶ）、温水式気化器（ＨＷＶ）等を用いても良い。
【００４５】
また、例えば、第２実施形態では、切替装置１１０は、季節によって第１モードと第２モードとを切り替えると説明したが、急激な送ガス負荷の変動に対応するため、第１モードから第２モードに臨時的に切り替える構成であっても良い。
この場合、ＬＮＧ気化システム１００は、送ガス先への送ガス負荷変動を検出する検出装置と、当該検出装置の検出結果に基づいて切替装置１１０を駆動させる制御装置とを有する構成であることが好ましい。
【図面の簡単な説明】
【００４６】
【図１】本発明の第１実施形態における液化天然ガス気化器を示す構成図である。
【図２】本発明の第１実施形態における通常運転時の液化天然ガス気化器の動作を説明する図である。
【図３】本発明の第１実施形態における非常運転時の液化天然ガス気化器の動作を説明する図である。
【図４】本発明の第２実施形態におけるＬＮＧ気化システムを示すブロック構成図である。
【符号の説明】
【００４７】
１…液化天然ガス気化器、２…水槽（気化容器）、３…チューブバンドル（伝熱管）、１０…水中ガスバーナ（加熱装置）、２０…流通装置、１００…ＬＮＧ気化システム（液化天然ガス気化システム）、１１０…切替装置
【図１】
2009209995.tif 000003
【図２】
2009209995.tif 000004
【図３】
2009209995.tif 000005
【図４】
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