(57)【要約】【課題】ガス組成変動を一定範囲に抑制することが求められるガス供給装置に好適な液化燃料ガス供給装置を提供する。【解決手段】合流点Ｐ２の下流側の位置Ｄにおいては、最初にメイン配管Ｌ１側を通過したハンチングＨ１’が到達する。この時間帯にはバイパス配管を経由したハンチングＨ１”は到達していない。従って、合流後におけるハンチングＨ１’の振幅は位置Ｂ通過時の１／２、すなわち発熱量変化量はΔＱ／２となる。ハンチングＨ１’通過後に、バイパス配管を通過したハンチング成分Ｈ１”が到達する。この場合のハンチングＨ１”も、ハンチングＨ１’と同様に振幅１／２、発熱量変化量ΔＱ／２となる。結局、発熱量変動抑制装置６通過後のガスは、通過前のガスに対してハンチング継続時間は２倍となるが、振幅は１／２となり、発熱量抑制が実現される。  【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の成分を含む液化燃料ガスを気化して供給する燃料ガス供給装置であって、
気化器と、気化器下流側にガス組成変動抑制手段と、を備え、
該ガス組成変動抑制手段は、メイン配管と、メイン配管から分岐して合流点で合流するバイパス配管と、を備え、かつ、
少なくとも気化器起動時に、メイン配管とバイパス配管を流れる燃料ガスの流量比を、１：１に分配するとともに、
気化器起動時に発生するガス組成ハンチングに関して、メイン配管側に分配される燃料ガスのハンチング成分が合流点を通過した後に、バイパス配管側に分配される燃料ガスのハンチング成分が合流点に到達するように、
構成されて成ることを特徴とする燃料ガス供給装置。
【請求項２】
前記ガス組成変動抑制手段が、メイン配管とバイパス配管の配管内容積差に基づき設定されて成ることを特徴とする請求項１に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項３】
前記ガス組成変動抑制手段が、メイン配管側に設けた流量調整弁を含んで成ることを特徴とする請求項１又は２に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項４】
前記ガス組成変動抑制手段が、メイン配管側に設けたオリフィスを含んで成ることを特徴とする請求項１又は２に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項５】
気化器の起動速度、起動圧力又は熱交換量のいずれか一以上の要素により定まる前記ハンチング成分の継続時間に基づいて、前記配管内容積差が構成されて成ることを特徴とする請求項２乃至４に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項６】
前記合流点通過後のガス組成ハンチングを所望の範囲内に抑制するための、複数の前記ガス組成変動抑制手段を備えて成ることを特徴とする請求項１乃至５に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項７】
前記液化燃料ガスがメタンを主成分とするＬＮＧであり、前記燃料ガスが都市ガスであることを特徴とする請求項１乃至６に記載の液化燃料ガス供給装置。
【請求項８】
前記燃料ガス供給装置は、気化器と前記ガス組成変動抑制手段との間に付臭剤添加装置をさらに備え、かつ、
前記ガス組成変動抑制手段は、起動時に生じる燃料ガス中の付臭濃度ハンチングについても、所定の範囲内に抑制可能に構成されて成ることを特徴とする請求項１乃至７に記載の液化燃料ガス供給装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化燃料ガス供給装置に係り、特に、都市ガス等、ガス組成変動を一定範囲に抑制することが求められるガス供給装置に好適な液化燃料ガス供給装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、ＬＮＧ（液化天然ガス）は産業用及び家庭用等の燃料や発電用原料として広く用いられており、また、二酸化炭素排出削減に貢献するエネルギーとして注目されている。都市ガス原料としては、タンカーやタンクローリーで運ばれるＬＮＧを受入基地のＬＮＧ貯槽に一旦貯蔵した後に、気化器（ベーパライザー）でガス化して、導管ネットワークや専用配管を介して需要家に供給する。
【０００３】
このようなＬＮＧ気化供給方式においては、ＬＮＧに含まれる各炭化水素の沸点の相違により、気化器起動時に生成ガスの組成が変動し、これに伴い供給ガスの発熱量が変動するという問題がある。このため、供給ガスの発熱量安定化を図るための種々の技術が提案されている。気化器自体の改良としては、ＬＮＧ気化器の停止時にパージラインからＬＰＧをパージする技術が提案されている（例えば特許文献１）。
【０００４】
また、吸着材を用いる方式として、気化器下流側に活性炭を充填した吸着材充填塔を設けて、発熱量を抑制する技術が提案されている（例えば特許文献２）。図１１は、このような吸着材充填塔を用いた従来の燃料ガス供給装置１００を示す。従来の燃料ガス供給装置１００は、ＬＮＧ貯槽１０１、外気を加熱源とする気化器１０２、吸着材充填塔１０３を主要構成とする。吸着材充填塔１０３内には細孔直径２．０〜３．０ｎｍの活性炭が充填されている。このような構成により、タンクローリー１０５、ライン１０６を介して供給されるＬＮＧをＬＮＧ貯槽１０１に一旦貯蔵し、気化器１０２で気化して天然ガスとし、さらに吸着材充填塔１０３を通過させる。これにより、気化器出側において高沸点（重質炭化水素）成分の組成比が高く、ガス発熱量が高いときには、高沸点成分を吸着材で吸着し、また低沸点成分であるメタンの組成比が高くガス発熱量が低いときには、吸着した高沸点成分を脱着させて発熱量を抑制するものである。
【０００５】
【特許文献１】特開平７−１０９４７６号公報
【特許文献２】特開２００５-２７３７５３号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、従来の吸着材を用いた発熱量調整方法においては、吸着材の吸着量に限界があるため、充填塔単位体積当たりのガス処理量が制限される。このため、都市ガス供給のような高度の発熱量安定化が必要とされる場合には、吸着材充填量を増やすことが必要となり、充填塔容積の大型化、建設作業や設置作業の煩雑化が避けられないという問題がある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明は、このような課題を解決するためのものであって、液化燃料ガスを気化して供給する液化燃料ガス供給装置において、吸着材を用いることなく、起動時の組成変動を一定範囲以下に抑えて供給可能とする液化燃料ガス供給装置を提供するものである。本発明は、以下の内容を要旨とする。すなわち、本発明に係る燃料ガス供給装置は、
【０００８】
（１）複数の成分を含む液化燃料ガスを気化して供給する燃料ガス供給装置であって、気化器と、気化器下流側にガス組成変動抑制手段と、を備え、該ガス組成変動抑制手段は、メイン配管と、メイン配管から分岐して合流点で合流するバイパス配管と、を備え、かつ、    少なくとも気化器起動時に、メイン配管とバイパス配管を流れる燃料ガスの流量比を、１：１に分配するとともに、気化器起動時に発生するガス組成ハンチングに関して、メイン配管側に分配される燃料ガスのハンチング成分が合流点を通過した後に、バイパス配管側に分配される燃料ガスのハンチング成分が合流点に到達するように、構成されて成ることを特徴とする。
【０００９】
本発明において、「ガス組成ハンチング」とは、気化器起動時（非定常状態）から平衡状態のガス組成に至るまでの組成変動をいう。ハンチング発生の原因は、以下のように考えられる。液化燃料ガスとしてＬＮＧを例にとると、通常、起動前には気化器内には比較的高温（約−３０℃）のガスが残留している。起動バルブが開かれると、ＬＮＧ貯槽内のＬＮＧが気化器の下部マニホールドに流入し、残留している比較的高温の残留ガスと同温度の配管表面に接触して気化する。この場合、ＬＮＧに含まれる炭化水素類のうち、沸点温度の低いメタン成分（沸点−１６１℃）が優先的に蒸発する。このため、起動時の非定常状態では、気化器から出るガスはメタン成分の多い低発熱量ガスとなり、時間経過とともに定常状態の標準発熱量となる。
【００１０】
図７は、本発明の作用を、発熱量変動を例にとり概念的に示した図である。後述する図２を参照して、同図（ａ）、（ｂ）は、メイン配管とバイパス配管を流れる燃料ガス（流量比Ｒｆ）が、合流点の下流側位置Ｄに到着時間差τを以って単独に通過すると仮定したときの、それぞれのガス発熱量変動の時間的推移を示している。実際には両者は上記流量比で混合するから、合流後のガス発熱量変動は同図（ｃ）に示すように、ハンチング振幅が抑制される。この場合の抑制率Ｒｑ（＝ΔＱ’／ΔＱ）は、ハンチング継続時間（Δｔ）、Ｒｆ及びτの関数となるが、常に１≧Ｒｑ≧１／２の範囲にある。ここに、Δｔを気化器能力により定まる固定値と考えると、振幅を最小値とするＲｆ及びτの組み合わせとなるように、ガス組成変動抑制手段を設定すればよいことになる。
図８は、流量比Ｒｆ＝１、τ＝Δｔ  のときの、振幅抑制効果を示したものである。同図から明らかなように、Ｒｆ＝１、かつ、τ≧Δｔ  のときは、必ずＲｑ＝１／２となる。
【００１１】
（２）本発明において、ガス組成変動抑制手段としては、メイン配管とバイパス配管の配管内容積差を以下のように設定したものを用いることができる。
両配管の管内容積差をΔＶとし、全ガス流量をＦ、ハンチング継続時間をΔｔ  とすると、
ΔＶ≧Ｆ・Δｔ  ・・・・・（１）式
に設定されているとき、メイン配管側に分配されるガスのハンチング成分が合流点通過後に、バイパス配管側に分配されるガスのハンチング成分が合流点に到達することになる。この場合、メイン配管とバイパス配管を同一口径（断面積Ｓ）とすれば、配管延長差Δλとして、ΔＶ＝Δλ・Ｓ  だから、
Δλ≧Ｆ・Δｔ／Ｓ・・・・・（２）式
となるように、配管延長差を設定すればよい。
【００１２】
さらに、ガス組成変動抑制手段としては、（３）メイン配管側に設けた流量調整弁又は（４）メイン配管側に設けたオリフィスを用いることもできる。
これら（２）〜（４）の適宜組み合わせにより、メイン配管とバイパス配管の流量比を１：１に分配し、かつ、メイン配管側を流れたハンチング成分が合流点到達後に、バイパス配管側を流れたハンチング成分が合流点に到達するようにすることができる。
特に、オリフィスを用いることにより全ての配管を埋設することができるため、メンテナンス・コストの削減に資する。
【００１３】
（５）上記各発明において、気化器の起動速度、起動圧力又は熱交換量のいずれか一以上の要素により定まるハンチング継続時間に基づいて、配管内容積差が構成されて成ることを特徴とする。
上述のように、ハンチングの振幅及び継続時間は、起動時における液化燃料の気化器流入特性及び気化器自体の熱交換特性に関係する。すなわち、ハンチング継続時間（Δｔ）は、気化器の起動速度（Ｆｓ）、起動圧力（ＰＬ）又は熱交換量の関数として表される。ここに「熱交換量」は、熱交換面積、温度差、熱伝達率等により定まる量である。
図９は、起動速度を変化させたときのハンチング特性を示した実測データである。
同図（ａ）は、気化器内温度−３０℃、起動圧力３．７ＭＰａの条件で、起動速度を変化させたときのハンチング特性を示している。同図（ａ）はＦｓ＝３０ｔ／ｈ、また、同図（ｂ）はＦｓ’＝７ｔ／ｈ  のときのデータである。Δｔｆ＝８６秒、Δｔｆ’＝２３０秒であり、（ｂ）は（ａ）と比較して約３倍の継続時間及び変動幅を有していることが分かる。なお、同図では便宜上、２つのデータを連続的に並べて表示しており、横軸はハンチング継続時間の比較のために示したものである（図１０も同様）。
【００１４】
また、図１０は、起動圧力を変化させたときのハンチング特性を示した実測データである。同図（ａ）は、起動圧力ＰＬ＝３．９７ＭＰａ、同図（ｂ）はＰＬ＝１．８ＭＰａのときのデータである。Δｔｐ＝１２７秒、Δｔｐ’＝２７７秒であり、（ｂ）は（ａ）と比較して約２．２倍の継続時間及び変動幅を有していることが分かる。
これらの実測データより、必要起動速度、起動圧力に合わせて、配管内容積差を設けることにより、変動幅の緩和が可能となる。
【００１５】
（６）上記各発明において、合流点通過後のガス組成ハンチングを所望の範囲内に抑制するための、複数のガス組成変動抑制手段を備えて成ることを特徴とする。
上述のようにガス組成変動抑制手段を１段通過させることにより、ガス組成変動を１／２に抑制することができる。さらに、変動範囲をこれ以下に抑制したい場合には、ガス組成変動抑制手段を複数段設けることにより、各段ごとに変動幅を１／２づつ縮小させることができる。従って、目的変動範囲に合わせて、ガス組成変動抑制手段を必要段数設ければよいことになる。
【００１６】
（７）上記各発明において、液化燃料ガスがメタンを主成分とするＬＮＧであり、前記燃料ガスが都市ガスであることを特徴とする。
現在、全国の都市ガスはウオッベ指数及び燃焼速度指数に基づいて１４種類のガスグループに分類され、都市ガス事業者は特定したガス種の都市ガスを供給域内の需要家に対して供給することが、ガス事業法により義務付けられている。例えば、ＣＨ４を主成分とする１３Ａ都市ガスについては、５２．７≦ＷＩ≦５７．８、３５≦ＭＣＰ≦４７と定められている。ここにウオッベ指数（ＷＩ）は、ガスの発熱量Ｈ（ＭＪ／ｍ３）をガスの空気に対する比重ｓの平方根で割った数値（ＷＩ＝Ｈ／√ｓ）で表され、ガス機器の完全燃焼性の指標となるものである。また、燃焼速度指数（ＭＣＰ）は、都市ガス中の各可燃性ガスの燃焼速度の関数として表される。詳細はガス事業法に示されているため、ここでは省略する。従って、本発明によるガス組成変動抑制手段通過後の混合ガスのＷＩ及びＭＣＰを、上記１３Ａ都市ガスの範囲に制御することにより、供給域内で都市ガス１３Ａ用機器を良好に燃焼させることができる。
【００１７】
（８）燃料ガス供給装置は、気化器と前記ガス組成変動抑制手段との間に付臭剤添加装置をさらに備え、かつ、前記ガス組成変動抑制手段は、起動時に生じる燃料ガス中の付臭濃度ハンチングについても、所定の範囲内に抑制可能に構成されて成ることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１８】
本発明によれば、簡易な構成により気化器起動時の組成変動抑制が可能となる。
また、吸着材充填塔を要しないため、イニシャルコストを大幅に削減することができ、  さらに圧力損失を小さくできるため、送出設備の小型化が可能となるという効果がある。
また、バイパス配管部分について地下埋設が可能となるため、メンテナンス・コストを削減できるという効果がある。
また、自動弁等の動作部を持たないため故障部位がなく、高い信頼性を確保できるという効果がある。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１９】
以下、本発明の実施形態について、図１乃至６を参照してさらに詳細に説明する。なお、重複説明を回避するため、各図において同一構成には同一符号を用いて示している。なお、本発明の範囲は特許請求の範囲記載のものであって、以下の実施形態に限定されないことはいうまでもない。
【００２０】
（第一の実施形態）
図１は、本実施形態に係る燃料ガス供給装置１の全体構成を示す図である。燃料ガス供給装置１は、ＬＮＧ貯槽２と、気化器３と、ＬＮＧ貯槽２と気化器３とを結ぶ配管Ｌ３と、配管Ｌ３内に介装される起動バルブ４と、気化器３の下流側の供給ラインＬ０と、供給ラインＬ０経路内に設けられた発熱量変動抑制装置６と、を備えている。供給ラインＬ０は、気化器３と発熱量変動抑制装置６とを結ぶ配管Ｌ４と、発熱量変動抑制装置６下流側にあって需要家（図示せず）に燃料ガスを供給するための供給配管Ｌ５と、により構成されている。発熱量変動抑制装置６は、分岐点Ｐ１と合流点Ｐ２間を結ぶメイン配管Ｌ１及びバイパス配管Ｌ２と、メイン配管Ｌ１内に介装される流量調整バルブ５と、により構成されている。
ＬＮＧ貯槽２内には、ＬＮＧタンカー、タンクローリ等により運ばれるＬＮＧが貯蔵されている。ＬＮＧはメタン（ＣＨ４）を主成分とし、その組成比及び各成分の発熱量は表１の通りである。
【００２１】
【表１】
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気化器３の上部には海水スプレー装置（図示せず）が設けられており、海水散布により下部マニホールド部３ｂに送入されるＬＮＧを気化し、供給ガスとして熱交換部３ｃ、上部マニホールド部３ａを経て、供給ラインＬ０に送出するように構成されている。
発熱量変動抑制装置６において、メイン配管Ｌ１とバイパス配管Ｌ２とは同一口径の配管が用いられ、配管延長差Δλ＝λ２−λ１に設定されている。バイパス配管Ｌ２は全て、またメイン配管Ｌ１は流量調整バルブ５近傍を除く部分が土中埋設されている。流量調整バルブ５の開度は、起動時に両配管を同一流量が流れるように予め調整されている。
以上の構成により、燃料ガス供給装置１は、ＬＮＧ貯槽２内のＬＮＧを気化器３で気化して天然ガスとし、発熱量変動抑制装置６を通過させた後に、供給ラインＬ０を介して需要家先に供給するものである。
【００２２】
次に図２をも参照して、燃料ガス供給装置１の起動時における発熱量変動抑制方法について説明する。起動前には、通常供給時の標準発熱量Ｑ０のガスが残留している。運転開始に伴い起動バルブ４が開かれると、ＬＮＧ貯槽２内のＬＮＧが気化器３の下部マニホールド３ａに流入する。ここで、残留ガスと接触、気化し、上述のように発熱量変動（ハンチング部）が形成される。気化器を出た燃料ガスは、配管Ｌ４を経由して分岐点Ｐ１に到達する。このときの流量をＦ（Ｎｍ３／ｈ）とする。図３（ａ）は、分岐点Ｐ１直前の位置Ａにおける発熱量の時間的推移を示している。ハンチング振幅＝ΔＱ、ハンチング継続時間＝Δｔ１を示している。ハンチングＨ１の頂点通過時刻はｔａである。分岐点Ｐ１において、燃料ガスはメイン配管Ｌ１とバイパス配管Ｌ２に、それぞれ同一流量Ｆ／２となるように分配される。
【００２３】
同図（ｂ）は、分岐後のメイン配管Ｌ１側の位置Ｂにおける発熱量の時間的推移を示しており、位置Ａにおけるハンチング振幅＝ΔＱ、ハンチング継続時間＝Δｔが維持される。但し、流量は１／２である。ハンチングＨ１’の頂点通過時刻はｔｂである。さらに、バイパス配管側の位置Ｃにおける発熱量変化は同図（ｃ）であり、ハンチングＨ１”の頂点通過時刻は、ｔｂから時間Δｔ１経過後のｔｃとなる。
さらに合流点Ｐ２の下流側の位置Ｄにおいては、最初にメイン配管Ｌ１側を通過した経由したハンチングＨ１’が到達する。この時間帯にはバイパス配管を経由したハンチングＨ１”は到達していない。従って、合流後におけるハンチングＨ１’の振幅は位置Ｂ通過時の１／２、すなわち発熱量変化量はΔＱ／２となる。
ハンチングＨ１’通過後に、バイパス配管を通過したハンチング成分Ｈ１”が到達する。この場合のハンチングＨ１”も、ハンチングＨ１’と同様に振幅１／２、発熱量変化量ΔＱ／２となる。結局、発熱量変動抑制装置６通過後のガスは、通過前のガスに対してハンチング継続時間は２倍となるが、振幅は１／２となり、発熱量抑制が実現される（同図（ｄ））。
なお、本実施形態では流量比Ｒｆ＝１、到達時間差τ＝Δｔとした例を示したが、振幅を１／２に抑制する他の（Ｒｆ、τ）の組み合わせを選択することもできる。以下の実施形態についても同様である。
【００２４】
（第二の実施形態）
次に図３、４を参照して、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は、発熱量変動抑制装置をカスケード的に配置することにより、さらなる発熱量抑制を実現するものである。
図３は、本実施形態に係る燃料ガス供給装置２０の全体構成を示す図である。燃料ガス供給装置２０が燃料ガス供給装置１と異なる点は、供給ラインＬ０経路中に２段階の発熱量変動抑制装置を備えていることである。すなわち、発熱量変動抑制装置６に加えて、その下流側にさらに発熱量変動抑制装置２１を備えている。発熱量変動抑制装置２１は、供給ラインＬ０経路内の分岐点Ｐ３、合流点Ｐ４間で分岐・合流するメイン配管Ｌ２１とバイパス配管Ｌ２２と、メイン配管Ｌ１内に介装される流量調整バルブ２２により構成されている。バイパス配管Ｌ２２の延長は、発熱量変動抑制装置６のバイパス配管Ｌ２の２倍の長さを備えている。２倍としたのは、後述するように合流後のハンチング継続時間が２倍となるためである。また、流量調整バルブ２２の開度は、起動時にメイン配管Ｌ２１とバイパス配管Ｌ２２に同一流量が流れるように調整されている。その他の構成については燃料ガス供給装置１と同様であるので、重複説明を省略する。
【００２５】
次に図４をも参照して、本実施形態の作用について説明する。位置Ａ及び位置Ｄにおける発熱量の時間的推移は、上述の実施形態と同一である。さらに、発熱量変動抑制装置２１の下流側の位置Ｅにおいては、発熱量変動抑制装置６における変動抑制と同一作用により、ハンチング振幅Ｈｅは、位置Ｄにおける振幅と比べてさらに１／２（ΔＱ’／４）に縮小される。これに対して、ハンチング継続時間は２倍（４Δｔ１）となる（同図（ｃ）参照）。これにより発熱量抑制効果がさらに増すこととなる。
なお、本実施形態では発熱量変動抑制装置を２段階に設けたが、必要変動抑制値に応じてさらに多段階に設けることができる。
【００２６】
（第三の実施形態）
さらに図５，６を参照して、他の実施形態について説明する。本実施形態は、気化器３を出たガスを付臭して供給する場合の、付臭濃度変動抑制を図る形態である。
図５は、本実施形態に係る燃料ガス供給装置３０の全体構成を示す図である。燃料ガス供給装置３０が第一の実施形態に係る燃料ガス供給装置１と異なる点は、気化器３の下流側に付臭剤添加装置３１を備えていることである。付臭剤としては、例えばt-ブチルメルカプタン（ＴＢＭ）−ジメチルサルファイド（ＤＭＳ）の混合付臭剤を用いることができる。さらに、発熱量変動抑制装置６に替えて、ガス組成変動抑制装置３２を備えている。発熱量変動抑制装置３２は、供給ラインＬ０経路内の分岐点Ｐ５、合流点Ｐ６間で分岐・合流するメイン配管Ｌ３１と、バイパス配管Ｌ３２と、メイン配管Ｌ３１内に介装される流量調整バルブ３３と、により構成されている。
【００２７】
メイン配管Ｌ３１とバイパス配管Ｌ３２の配管延長差Δλ３は、後述する付臭濃度ハンチング継続時間（Δｔ３）と、第一の実施形態の発熱量ハンチング継続時間（Δｔ１）のうちの長い方に対応して設定されている。これにより、発熱量変動抑制及び付臭濃度変動抑制の両立が可能となる。なお、本実施形態においては、Δｔ３＞Δｔ１のケースを想定している。
その他の構成については燃料ガス供給装置１と同様であるので、重複説明を省略する。
【００２８】
次に、燃料ガス供給装置３０の起動時における付臭濃度変動抑制について説明する。起動前の状態では、付臭剤添加装置３１のノズル部（図示せず）に残留する付臭剤が供給ライン内に拡散することにより、付臭剤添加装置３１近傍における配管内ガスは高付臭濃度（Ｃｍａｘ）となっている。気化器３の起動に伴って生成する天然ガスが、供給ラインＬ０に送出されると、過渡的に高付臭濃度ガスによるハンチングＨ３が形成される。図６（ａ）は、付臭剤添加装置３１の下流側位置Ｆにおける、供給ガスの付臭濃度Ｃの時間的推移を示したものである。本実施形態ではハンチングＨ３の継続時間Δｔ３として、設計付臭濃度Ｃ０を超える時間に設定している。
【００２９】
付臭剤添加装置３２通過後の位置Ｇにおいては、最初にメイン配管Ｌ３１側を通過したハンチングＨ３’が到達し、その通過後にバイパス配管Ｌ３２側を通過したハンチングＨ３”が到達する。これにより、位置Ｇにおけるガスの付臭濃度は、上述の各実施形態におけるハンチング抑制作用と同様に振幅が１／２に縮小され、ハンチング継続時間は２倍となる（同図（ｂ）参照）。これにより、付臭濃度を許容濃度Ｃ１以下とすることができる。ここに、許容付臭濃度Ｃ１は供給条件に対応して予め定められている。
さらに、上述のように配管延長差Δλ３が、発熱量ハンチングの抑制にも有効に設定されているから、発熱量変動の抑制も可能となっている。
【産業上の利用可能性】
【００３０】
本発明は、ＬＮＧのガス化供給装置に限らず、気化器を用いてガス化する液化燃料ガスの供給装置に広く利用可能である。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】第一の実施形態に係る燃料ガス供給装置１の構成を示す図である。
【図２】燃料ガス供給装置１の発熱量変動抑制形態を示す図である。
【図３】第二の実施形態に係る燃料ガス供給装置２０の構成を示す図である。
【図４】燃料ガス供給装置２０の発熱量変動抑制形態を示す図である。
【図５】第三の実施形態に係る燃料ガス供給装置３０の構成を示す図である。
【図６】燃料ガス供給装置３０の付臭濃度変動抑制形態を示す図である。
【図７】本発明による発熱量変動抑制作用を説明する図である。
【図８】ハンチング振幅を最小にする流量比Ｒｆ、到着時間差τの組み合わせ例を示す図である。
【図９】起動速度の相違により生じる発熱量ハンチング継続時間の差を示す図である。
【図１０】起動圧力の相違により生じる発熱量ハンチング継続時間の差を示す図である。
【図１１】従来の燃料ガス供給装置１００の構成を示す図である。
【符号の説明】
【００３２】
１、２０、３０・・・・燃料ガス供給装置
２・・・・ＬＮＧ貯槽
３・・・・気化器
４・・・・起動バルブ
５、２２、３３・・・・流量調整バルブ
６，２１、３２・・・・発熱量変動抑制装置
３１・・・・付臭剤添加装置
Ｌ０・・・・供給ライン
Ｌ１、Ｌ２１、Ｌ３１・・・・メイン配管
Ｌ２、Ｌ２２、Ｌ３２・・・・バイパス配管
Ｌ３〜Ｌ５・・・・ 供給配管
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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