(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置と、液化燃料貯蔵装置に蓄えられている液化燃料を気化させる気化装置と、気化装置で気化された気化燃料を蓄える気化燃料貯蔵装置を備える燃料供給装置であって、
前記液化燃料貯蔵装置はタンクローリーから液化燃料を受入れ、
前記気化燃料貯蔵装置の気化燃料は、減圧弁で減圧された後に加温器で加温され、前記タンクローリー内の加圧用に使用される燃料供給装置。
【請求項２】
液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置と、液化燃料貯蔵装置に蓄えられている液化燃料を気化させる気化装置と、気化装置で気化された気化燃料を蓄える気化燃料貯蔵装置を備える燃料供給装置であって、
前記液化燃料貯蔵装置はタンクローリーから液化燃料を受入れ、
前記液化燃料貯蔵装置内の気化燃料をタービンの駆動に用い、
前記気化燃料貯蔵装置の気化燃料は、減圧弁で減圧された後に加温器で加温され、前記タービンの駆動に用いる燃料供給装置に供給されると共に、前記タンクローリー内の加圧用に使用される燃料供給装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料供給装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、例えば、圧縮天然ガス（ＣＮＧ）を供給する場合は、各供給設備にガス導管を引き、各供給設備で大型圧縮機（消費電力５０〜９０ｋＷ）を用いて天然ガスを圧縮し、蓄ガス器に貯蔵していた。しかしながら、この場合、各供給設備にガス導管を引く必要があり、ガス導管は地下に埋設されるため、大掛かりな工事が必要であった。また、前記大型圧縮機は、大きい動力を必要とするため、装置の形状も大きく、消費電力も大きく、高価なものである。
そこで、例えば、図２に示すような、燃料供給装置（圧縮天然ガス供給装置）が開発されている。例えば、天然ガスを、液化天然ガス（ＬＮＧ）の状態でタンクローリー１のタンクに充填し、各圧縮天然ガス供給装置に運搬する。各圧縮天然ガス供給装置の蓄ガス器に貯蔵するためには、運搬された液化天然ガスを気化する必要があるため、各圧縮天然ガス供給装置に液化天然ガスの気化装置として空温式気化器を設けた。そして、空温式気化器を用いて、大気の温度で液化天然ガスを気化していた。これにより、ガス導管を引く工事、及び大型圧縮機が不要であるため、設備を省コスト化することができた。
【０００３】
なお、以下に従来の圧縮天然ガス供給装置を、図２を参照して説明する。
例えば、従来の圧縮天然ガス供給装置には、液化天然ガスタンク（液化燃料貯蔵装置）２と、ポンプ３と、逆流防止弁４と、空温式気化器１０５と、蓄ガス器（気化燃料貯蔵装置）７、９と、圧縮天然ガス用ディスペンサー１１が設けられている。
液化天然ガスを運搬するタンクローリー１から液化天然ガスを液化天然ガスタンク２に充填する時には、液化天然ガスタンク２への充填時間を短縮するために、例えば、ローリー加圧蒸発器１０７を用いてタンクローリー１内を加圧する。そして、液化天然ガスタンク２に貯蔵された液化天然ガスは、ポンプ３で、空温式気化器１０５に送られる。空温式気化器１０５は、フィン等を用いて大気の温度で液化天然ガスを温める。空温式気化器１０５に送られた液化天然ガスは、大気の温度であたためられて、気化し、蓄ガス器７、９に貯蔵される。例えば、蓄ガス器９は蓄ガス器７よりも低圧の天然ガスで充填されている。
【０００４】
このようにして天然ガスが充填された蓄ガス器７、９から、例えば、自動車１３に天然ガスを供給する時には、圧縮天然ガス用ディスペンサー１１の燃料供給用ノズルを自動車１３の圧縮天然ガスタンク（図示していない）に取り付ける。そして、圧縮天然ガス用ディスペンサー１１の供給スイッチ（図示していない）をオンする。圧縮天然ガス用ディスペンサー１１がオンされると、まず、低圧側の蓄ガス器９から、低圧側の蓄ガス器９と自動車１３の圧縮天然ガスタンクとの圧力差により、自動車１３の圧縮天然ガスタンクに圧縮天然ガスが供給される。すると、蓄ガス器９の圧力が低くなり、自動車１３の圧縮天然ガスタンクの圧力が高くなる。そして、圧力が均衡すると、圧縮天然ガスは、蓄ガス器９から自動車１３の圧縮天然ガスタンクに供給されなくなる。すると、圧縮天然ガス用ディスペンサー１１により、圧縮天然ガスを供給する蓄ガス器が、低圧側の蓄ガス器９から高圧側の蓄ガス器７に自動的に切り換えられ、所定の圧力に至るまで圧縮天然ガスが供給される。
このように、低圧側の蓄ガス器９と高圧側の蓄ガス器７の２系統で圧縮天然ガスを供給することにより、供給目標の所定の圧力に至る時間を短縮することができる。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
従来の圧縮天然ガス供給装置では、空温式気化器１０５を用いて、大気の温度で液化天然ガスを温めるので、天然ガスの温度は大気の温度に左右される。空温式気化器１０５を用いた場合、例えば、天然ガスの温度は、約［大気の温度−３０℃］となる。
すなわち、蓄ガス器７、９内部には、約［大気の温度−３０℃］の温度の天然ガスが充填されている。ところが、蓄ガス器７、９では、天然ガスが充填された後でも、大気の温度の上昇や日光の照射等種々の要因により、蓄ガス器７、９の内部の温度が上昇し、大気の温度以上になる場合もある。蓄ガス器７、９の内部の温度が上昇すると、蓄ガス器７、９内の天然ガスの圧力が充填時よりも高くなるため、すなわち、蓄ガス器７、９内の天然ガスの圧力変動も大きくなり、蓄ガス器７、９に負担がかかる。
そこで、本発明は、蓄ガス器７、９内の天然ガスの圧力変動が少ない圧縮天然ガス供給装置を提供することを目的とする。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
請求項１の燃料供給装置は、液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置と、液化燃料貯蔵装置に蓄えられている液化燃料を気化させる気化装置と、気化装置で気化された気化燃料を蓄える気化燃料貯蔵装置を備えている。又、液化燃料貯蔵装置はタンクローリーから液化燃料を受入れる。そして、気化燃料貯蔵装置の気化燃料は、減圧弁で減圧された後に加温器で加温され、前記タンクローリー内の加圧用に使用される。
このタンクローリーの加圧用に使用することによって、迅速に、タンクローリー内の液化燃料を液化燃料貯蔵装置に移し替えることができる。
【０００７】
又、請求項２の燃料供給装置は、液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置と、液化燃料貯蔵装置に蓄えられている液化燃料を気化させる気化装置と、気化装置で気化された気化燃料を蓄える気化燃料貯蔵装置を備えている。又、この燃料供給装置の液化燃料貯蔵装置はタンクローリーから液化燃料を受入れる。又、この燃料供給装置は、液化燃料貯蔵装置内の気化燃料をタービンの駆動に用いる。そして、気化燃料貯蔵装置の気化燃料は、減圧弁で減圧された後に加温器で加温され、前記タービンの駆動に用いる燃料供給装置に供給されると共に、前記タンクローリー内の加圧用に使用される。
【００１１】
【発明の実施の形態】
以下に本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、燃料供給装置の一実施の形態の概略図を示している。
本実施の形態では、液化天然ガスを気化させて圧縮した圧縮天然ガスを供給する、圧縮天然ガス供給装置について説明する。
本実施の形態の圧縮天然ガス供給装置は、タンクローリー１から液化天然ガスを充填して貯蔵する液化天然ガスタンク２と、液化天然ガスを気化させる温水式気化器５と、液化天然ガスタンク２から温水式気化器５に液化天然ガスを送るポンプ３と、温水式気化器５から液化天然ガスの逆流を防止する逆流防止弁４と、気化され圧縮された圧縮天然ガスを貯蔵する蓄ガス器７、９と、自動車１３等に圧縮天然ガスを供給する圧縮天然ガス用ディスペンサー１１を備えている。
また、液化天然ガスタンク２内で発生したＢＯＧ（Ｂｏｉｌｅｄ  Ｏｆｆ  Ｇａｓ）を燃料として使用するために適切な温度まで加熱するＢＯＧ加温器１５、ＢＯＧを貯蔵するＢＯＧタンク１７、ガスタービン１９に送るＢＯＧの圧力適切な圧力に調整するＢＯＧ減圧弁１８、ＢＯＧを燃焼させて駆動するガスタービン１９、ガスタービン１９から排出された高温の排気ガスを用いて温水を生成する温水ボイラ（温水生成手段）２１、温水ボイラ２１により生成された温水を温水式気化器５に送る温水ポンプ２２と、ガスタービン１９により駆動される発電機２３を備えている。
また、蓄ガス器７、９の天然ガスの圧力を、タンクローリー１内を加圧する際の適切な圧力まで減圧するためのローリー加圧用減圧弁２７、タンクローリー１から液化天然ガスタンク２に液化天然ガスを充填する時に蓄ガス器７、９から送られる天然ガスの温度の変動（すなわち、圧力の変動）を抑制するために天然ガスの温度を上昇させる天然ガス加温器２９が設けられている。
【００１２】
次に、圧縮天然ガス供給装置の動作について説明する。
まず、液化天然ガスを天然ガスに変換して貯蔵させる動作について説明する。タンクローリー１から液化天然ガスを液化天然ガスタンク２に充填する時には、液化天然ガスタンク２を充填する時間を短縮するために、タンクローリー１内に圧力をかける（加圧する）。
本実施の形態では、蓄ガス器７、９に貯蔵されている天然ガスをローリー加圧用減圧弁２７、天然ガス加温器２９を介してタンクローリー１内に供給する。すなわち、ローリー加圧用減圧弁２７により天然ガスの圧力をタンクローリー１内を加圧する際の適切な圧力まで減圧する。そして、天然ガスの温度の変動（タンクローリー１を加圧する圧力の変動）を抑制するために天然ガス加温器２９で所定の値まで天然ガスの温度を上昇させる。天然ガス加温器２９で所定の値まで温度を上昇させた天然ガスを用いて、タンクローリー１内を加圧する。このように、本実施の形態では、蓄ガス器７、９に蓄えられている圧縮天然ガスを、ローリー加圧用減圧弁２７、天然ガス加温器２９等を介してタンクローリー１内に供給するため、従来用いられていたローリー加圧蒸発器１０７を省略することができる。これにより、小型化することができるとともに、コストを低減することができる。
勿論、従来のように、例えば、ローリー加圧蒸発器１０７を用いて、タンクローリー１内を加圧してもよい。
【００１３】
液化天然ガスタンク２に貯蔵された液化天然ガスは、ポンプ３で、温水式気化器５に送られる。
ここで、温水式気化器５内部には、例えば、図１に示すように、温水が貯留され、また、適宜循環されている。そして、温水中を液化天然ガスの配管が通る構成となっている。そこで、温水により所定の温度（例えば、大気の温度よりも高温）に加熱された液化天然ガスは、配管内で気化（天然ガス）する。気化した天然ガスは、蓄ガス器７、９の内部に供給されることにより、圧縮天然ガスとして蓄ガス器７、９に貯蔵される。
この時の圧縮天然ガスの温度は、図２に示すような従来の空温式気化器１０５を用いた場合のように、大気の温度に左右されることがなく、所定の温度（例えば、大気の温度よりも高温）で安定している。例えば、従来の空温式気化器１０５を用いた場合、大気の温度が１０℃であるとすれば、蓄ガス器７、９に貯蔵される圧縮天然ガスの温度は、約［大気の温度−３０℃＝１０℃−３０℃）＝］−２０℃となる。一方、本実施の形態の温水式気化器３を用いた場合は、蓄ガス器７、９に貯蔵される圧縮天然ガスの温度を、例えば、約１５℃とすることができる。例えば、蓄ガス器７、９に天然ガスが供給された後、大気の温度が２０℃に上昇した時を想定すると、従来の空温式気化器１０５を用いた場合には、大気の温度と蓄ガス器７、９に充填された時の圧縮天然ガスの温度の差が［２０℃−（−２０℃）＝］４０℃となる。一方、本実施の形態では、［２０℃−１５℃＝］５℃である。このように、本実施の形態のように、温水式気化器５を用いた場合、蓄ガス器７、９に充填する時の圧縮天然ガスの温度を高く、することができるため、例えば、大気の温度の変化による蓄ガス器７、９内の圧縮天然ガスの圧力の変化を少なくすることができる。
【００１４】
本実施の形態では、温水式気化器５の温水は、ＢＯＧ｛液化燃料貯蔵装置（液化天然ガスタンク２）内の気化燃料を含む｝を用いて得ている。
液化天然ガスタンク２内では、液化天然ガスの一部が気化してＢＯＧが発生する。そこで、従来は、液化天然ガスタンク２内の圧力が上がらないように、液化天然ガスタンク２からＢＯＧを取り出していた。
本実施の形態では、液化天然ガスタンク２内のＢＯＧは、配管４０を介してＢＯＧ加温器１５に送られる。また、タンクローリー１内のＢＯＧも、配管４１を介してＢＯＧ加温器１５に送られる。ここで、ＢＯＧは、適切な温度まで加熱された後、配管４２を介してＢＯＧタンク１７に貯蔵される。そして、ＢＯＧ加圧減圧弁１８により圧力が調整されて、ガスタービン１９に送られる。ガスタービン１９には、発電機２３が接続されており、ガスタービン１９で発生された機械的エネルギーにより発電機２３が駆動される。発電機２３により発電した電力は、前述のポンプ３や後述する温水ポンプ２５の電源として使用してもよい。ここで、例えば、ガスタービン１９を駆動するために、ＢＯＧが足りなければ、蓄ガス器７、９から、ローリー加圧用減圧弁２７、天然ガス加温器２９、配管４３を介して、ＢＯＧタンク１７に天然ガスが供給される。
一方、ガスタービン１９の排気ガスを、温水ボイラ２１（温水生成手段）に供給する。温水ボイラ２１は排気ガスの熱を利用して所定の温度に加熱した温水を生成する。温水ボイラで生成された温水は、温水ポンプ２５により温水式気化器５に送られる。このようにして、本実施の形態では、ＢＯＧを有効利用することができる。
【００１５】
本実施の形態では、ガスタービン１９を用いたが、蒸気タービンを用いても良い。蒸気タービンを用いる場合、蒸気タービンの蒸気を用いて温水を生成する手段を設けてもよい（例えば、温水ボイラ２１でもよい）。
また、温水ボイラ２１は、省略しても良い。この場合、例えば、ガスタービン１９の排気ガスを用いて、温水式気化器５に貯留された水を加熱し、温水にする。あるいは、蒸気タービンの蒸気を用いて、温水式気化器５に貯留された水を加熱し、温水にする。
また、タービンは省略してもよい。
また、ＢＯＧを用いて温水ボイラ２１で温水を生成してもよい。
また、温水を生成する手段は、温水ボイラ２１ではなくてもよい。
【００１６】
また、例えば、蓄ガス器９には、蓄ガス器７よりも低圧の圧縮天然ガスが充填されている。これは、充填時においては、ポンプ３から温水式気化器５までの配管３４において、時間と共に気化した天然ガスが充満し、高圧にならないように、低圧の蓄ガス器９側に天然ガスを逃がすためである。
蓄ガス器は１つでもよいし、３つ以上でもよい。
このように構成された圧縮天然ガス供給装置において、蓄ガス器７、９から、例えば、自動車１３に天然ガスを供給する動作は、従来技術と同様である。
【００１７】
本発明の構成及び動作は、本実施の形態に限定されるものではない。
本実施の形態では、発電機２３で発電した電気を用いて、ポンプ３や、温水ポンプ２５を駆動しているが、発電機２３はなくてもよい。すなわち、ポンプ３や、温水ポンプ２５は、他の電源により駆動してもよい。
また、発電機２３で発電した電気は、他の用途に使用してもよい。
本実施の形態では、温水式気化器５を使用する場合について説明したが、液化燃料を気化するために、温水以外の他の熱伝達媒体を用いて、熱交換してもよい。
本発明は、以下のように構成することもできる。例えば、「液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置と、液化燃料貯蔵装置に蓄えられている液化燃料を気化させる気化装置と、気化装置で気化された気化燃料を蓄える気化燃料貯蔵装置を備える燃料供給装置であって、気化装置は温水を用いて液化燃料を気化し、気化燃料貯蔵装置に蓄えられている気化燃料を用いて圧力を加える加圧装置を備え、加圧装置の圧力を用いて液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置に液化燃料を送る、燃料供給装置。」として構成することができる。これにより、液化燃料を蓄える液化燃料貯蔵装置に液化燃料を送る装置が不要となり、燃料供給装置を小型化することができるとともに、コストを低減することができる。
【００１８】
【発明の効果】
請求項１の燃料供給装置は、気化燃料貯蔵装置の気化燃料をタンクローリーの加圧用に使用するので、迅速に、タンクローリー内の液化燃料を液化燃料貯蔵装置に移し替えることができる。
又、請求項２の燃料供給装置は、気化燃料貯蔵装置の気化燃料をタービンの燃料に使用するので、安定してタービンの運転ができると共に、タンクローリーの加圧用にも使用できるので、迅速に、タンクローリー内の液化燃料を液化燃料貯蔵装置に移し替えることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の燃料供給装置の一実施の形態の概略図である。
【図２】従来技術を示す概略図である。
【符号の説明】
１        タンクローリー
２        液化天然ガスタンク
３        ポンプ
５        温水式気化器
７、９    蓄ガス器
１１      圧縮天然ガス用ディスペンサー
１３      自動車
１５      ＢＯＧ加温器
１７      ＢＯＧタンク
１９      ガスタービン
２１      温水ボイラ
２３      発電機
２５      温水ポンプ
２７      ローリー加圧減圧弁
２９      天然ガス加温器
１０５    空温式気化器
【図１】
0003806005.tif 000002
【図２】
0003806005.tif 000003