JP2020133871A - Fuel gas supply system and fuel gas supply method - Google Patents

Abstract

To provide a fuel gas supply system capable of supplying fuel gas with a different calorific value to a demand destination stably and inexpensively without deterioration of quality, and a fuel gas supply method.SOLUTION: An LNG supply system 1 is configured to vaporize "low calorific value LNG" discharged from a first LNG tank TL, to generate "power generation gas" to be supplied to a demand destination via a first NG supply line 30A; and vaporize "high calorific value LNG" discharged from a second LNG tank TH, to generate "city gas" to be supplied to the demand destination via a second NG supply line 30B.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

本発明は、燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関し、特に、高発熱量の燃料ガスおよび低発熱量の燃料ガスを需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法に関するものである。 The present invention relates to a fuel gas supply system and a fuel gas supply method, and more particularly to a fuel gas supply system and a fuel gas supply method capable of supplying a fuel gas having a high calorific value and a fuel gas having a low calorific value to a demand destination. It is a thing.

従来から、ＬＮＧ基地では、タンク（ＬＮＧタンク）に貯蔵された液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、「ＬＮＧ」と称す）を気化して、一般家庭等に「都市ガス」（以下、「ＬＮＧ」を気化させたガスを「ＮＧ」と称す）を供給するほか、その他の需要先、例えば、ガス発電機に用いられる「ＮＧ」（以下、「発電用ガス」と称す）を発電所等に供給する運用をおこなっている。 Conventionally, at LNG terminals, liquefied natural gas (hereinafter referred to as "LNG") stored in a tank (LNG tank) is vaporized to give "city gas" (hereinafter, "LNG") to general households and the like. In addition to supplying gas vaporized from "NG" (hereinafter referred to as "NG"), other demand destinations such as "NG" used for gas generators (hereinafter referred to as "gas for power generation") are supplied to power plants and the like. We are operating to supply.

一般に、ＬＮＧ基地から供給される「ＮＧ」は、その需要先の使用用途等に応じて、その性状（品質）が定められている場合が少なくない。
具体的に、「都市ガス」にあっては、需要先での利用に適した発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ³」）が厳密に規定される一方、「発電用ガス」にあっては、「都市ガス」ほどの厳密な規定はないものの、契約等によって定められた要求発熱量（例えば、「４０．５〜４２．５ＭＪ／ｍ³」）に調整等することが求められている。 In general, the properties (quality) of "NG" supplied from an LNG terminal are often determined according to the intended use of the demand destination.
Specifically, in the case of "city gas", the calorific value suitable for use at the demand destination (for example, "45 MJ / m ³ ") is strictly defined, while in the case of "power generation gas" Although there is no strict regulation as for "city gas", it is required to adjust to the required calorific value (for example, "40.5 to 42.5 MJ / m ³ ") specified by the contract.

ところで、近年、地球温暖化対策の観点などからＬＮＧの需要が世界的に拡大しており、生産量が増加傾向にある「非在来型ＬＮＧ」（例えば、シェールガス）が注目されている。
このような「非在来型ＬＮＧ」は、比較的調達しやすく、価格が低位安定化等しているため、今後、ＬＮＧ基地において、総ＬＮＧ調達量に占める「非在来型ＬＮＧ」の割合が増加していくことが見込まれる。 By the way, in recent years, the demand for LNG has been expanding worldwide from the viewpoint of global warming countermeasures, and "unconventional LNG" (for example, shale gas) whose production volume is increasing is drawing attention.
Such "unconventional LNG" is relatively easy to procure and its price is stable at a low level. Therefore, in the future, the ratio of "unconventional LNG" to the total LNG procurement amount at LNG terminals will be Is expected to increase.

しかしながら、一般に、「非在来型ＬＮＧ」の発熱量は、比較的低いため（例えば、「４０〜４２.５ＭＪ／ｍ³」）、総ＬＮＧ調達量に占める「非在来型ＬＮＧ」の割合が増加すると、その分、ＬＮＧ基地が保有するＬＮＧの平均保有発熱量も低下してしまう、といった問題が生じる。 However, in general, the calorific value of "unconventional LNG" is relatively low (for example, "40-42.5 MJ / m ³ "), so the ratio of "unconventional LNG" to the total LNG procurement amount. As the amount of heat generated increases, the average calorific value of LNG held by the LNG terminal also decreases accordingly.

かかる場合、
（ａ）「都市ガス」にあっては、規定発熱量（例えば、「４５ＭＪ／ｍ³」）からかけ離れていくのはもちろんのこと、
（ｂ）「発電用ガス」にあっては、要求発熱量に適合する「ＬＮＧ」（例えば、「４１ＭＪ／ｍ³」）をＬＮＧタンクに受け入れる（貯蔵する）運用をおこなっている場合、これを維持することが困難になる（例えば、「４０．５〜４２．５ＭＪ／ｍ³」の範囲外になる）おそれが生じる。 In such a case
(A) In the case of "city gas", it goes without saying that it is far from the specified calorific value (for example, "45 MJ / m ³ ").
(B) In the case of "power generation gas", if "LNG" (for example, "41MJ / m ³ ") that matches the required calorific value is received (stored) in the LNG tank, this is used. It may be difficult to maintain (eg, out of the range of "40.5-42.5 MJ / m ³ ").

そこで、このような不都合を解消するための手法として、例えば、特許文献１のような技術が知られている。
この特許文献１の技術は、
「ＬＮＧ」を気化して「ＮＧ」を生成する「ＬＮＧ気化器」と、
タンクから排出されたボイルオフガス（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ、以下、「ＢＯＧ」と称する）を圧縮する「ＢＯＧ圧縮機」と、
液化石油ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、以下、「ＬＰＧ」と称す）を気化してＬＰＧ気化ガスを生成する「ＬＰＧ気化器」と、
「ＬＰＧ気化器」により生成されたＬＰＧ気化ガスの送出量（流量）を調整する「流量調節弁」と、
「ＢＯＧ圧縮機」により昇圧された「ＢＯＧ」と、「流量調節弁」によって流量調整されたＬＰＧ気化ガスとを混合する「ミキサ」と、
「ミキサ」により混合された「ＢＯＧ」と、「ＬＰＧ気化器」により生成された「ＮＧ」とを合流させた状態で、需要先に「ＮＧ」を供給する「ガス導管」と、
を備えたものである。 Therefore, as a method for eliminating such inconvenience, for example, a technique such as Patent Document 1 is known.
The technique of Patent Document 1 is
An "LNG vaporizer" that vaporizes "LNG" to generate "NG",
A "BOG compressor" that compresses the boil-off gas (Boil Off Gas, hereinafter referred to as "BOG") discharged from the tank.
An "LPG vaporizer" that vaporizes liquefied petroleum gas (hereinafter referred to as "LPG") to generate LPG vaporized gas.
A "flow rate control valve" that adjusts the amount (flow rate) of LPG vaporized gas generated by the "LPG vaporizer"
A "mixer" that mixes the "BOG" boosted by the "BOG compressor" and the LPG vaporized gas whose flow rate is adjusted by the "flow rate control valve".
A "gas conduit" that supplies "NG" to the demand destination in a state where the "BOG" mixed by the "mixer" and the "NG" generated by the "LPG vaporizer" are merged.
It is equipped with.

このような技術によれば、「流量調節弁」や「ミキサ」等を設けることにより「都市ガス」等を所定の発熱量まで上昇させることが可能である。 According to such a technique, it is possible to raise "city gas" or the like to a predetermined calorific value by providing a "flow rate control valve", a "mixer" or the like.

実公平０６−０２２４２９号公報Real Fairness 06-022429 Gazette

しかしながら、一般に、「ＬＮＧ」や「ＮＧ」の増熱に用いられる「ＬＰＧ」は、比較的高価であるため、特許文献１の技術では、その使用量の増加に伴って、コスト（ガス製造単価）が割高になる、といった問題があった。 However, in general, "LPG" used for increasing the heat of "LNG" and "NG" is relatively expensive, and therefore, in the technique of Patent Document 1, the cost (gas production unit price) is increased as the amount used increases. ) Was expensive.

また、特許文献１の技術では、所定発熱量の「都市ガス」等を得るため、「流量調整弁」の開閉量などを比較的高い精度で制御しなければならず、制御内容によっては、発熱量にばらつきが生じ、常に、一定品質の「都市ガス」等を需要先に供給することができない、といった問題が生じる。 Further, in the technique of Patent Document 1, in order to obtain a predetermined calorific value such as "city gas", it is necessary to control the opening / closing amount of the "flow rate adjusting valve" with relatively high accuracy, and depending on the control content, heat generation There is a problem that the amount varies and it is not always possible to supply a certain quality of "city gas" to the demand destination.

さらに、特許文献１の技術では、「ＬＰＧ」が添加された「ＢＯＧ」を、「ＮＧ」が流れる「ガス導管」に直接導入するように構成されているため、比較的能力（吐出圧力等）の高い「ＢＯＧ圧縮機」を用いなければならず、駆動頻度等によっては、消費電力の増加を招く、といった問題を招来する。 Further, in the technique of Patent Document 1, since "BOG" to which "LPG" is added is configured to be directly introduced into the "gas conduit" through which "NG" flows, it has a relatively large capacity (discharge pressure, etc.). It is necessary to use a high-performance "BOG compressor", which causes a problem that power consumption increases depending on the driving frequency and the like.

本発明の目的は、このような課題を解決することであり、発熱量の異なる燃料ガス（例えば、「都市ガス」や「発電用ガス」）を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に需要先に供給することが可能な燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法を提供することにある。 An object of the present invention is to solve such a problem, and to stably and stably produce fuel gas having a different calorific value (for example, "city gas" or "power generation gas") without causing deterioration in quality. The purpose is to provide a fuel gas supply system and a fuel gas supply method that can be supplied to a demand destination at low cost.

上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給システムによれば、低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、前記第１低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合することによって前記第２燃料ガスを生成可能な熱量調整装置と、を備え、前記第１低温タンクには、前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体が貯蔵される、ことにより解決される。 According to the fuel gas supply system according to the present invention, the above-mentioned problems are a first low-temperature tank for storing a low-temperature liquid, a second low-temperature tank for storing a low-temperature liquid having a higher calorific value than the low-temperature liquid, and the first low-temperature tank. A first payout line connected to a low-temperature tank for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination, and a second calorific value connected to the second low-temperature tank and higher than the first calorific value. By mixing the heating fuel with the second payout line for supplying the second fuel gas to the demand destination and the low temperature liquid flowing through the first payout line or the fuel gas obtained by vaporizing the low temperature liquid. A calorific value adjusting device capable of generating the second fuel gas is provided, and the low temperature liquid adjusted to a calorific value range predetermined as the first calorific value is stored in the first low temperature tank. It will be resolved.

また、上記課題は、本発明にかかる燃料ガス供給方法によれば、低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、前記第１低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、前記燃料ガス供給方法は、前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体を前記第１低温タンクに貯蔵する貯蔵工程を含む、ことによっても解決される。 Further, according to the fuel gas supply method according to the present invention, the above-mentioned problems include a first low temperature tank for storing a low temperature liquid, a second low temperature tank for storing a low temperature liquid having a calorific value higher than that of the low temperature liquid, and the above. A first payout line connected to a first low temperature tank for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination, and a second line connected to the second low temperature tank and having a higher calorific value than the first calorific value. A fuel gas supply method in a fuel gas supply system including a second payout line for supplying a second fuel gas having a calorific value to a demand destination, wherein the fuel gas supply method is used as the first calorific value. It is also solved by including a storage step of storing the low temperature liquid adjusted to a predetermined calorific value range in the first low temperature tank.

なお、ここでいう「低温液体」とは、いわゆる超低温または極低温の液体を意味し、例えば、「ＬＮＧ」や「ＬＰＧ」が該当する。 The term "low temperature liquid" as used herein means a so-called ultra-low temperature or extremely low temperature liquid, and for example, "LNG" or "LPG" is applicable.

また、上記（「第１発熱量」の）「第１燃料ガス」および（「第１発熱量」よりも高い「第２発熱量」の）「第２燃料ガス」とは、例えば、「低温液体」が「ＬＮＧ」であれば、「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５〜４２．５ＭＪ／ｍ³」）が「第１燃料ガス」に、また、「都市ガス」（例えば、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ³」）が「第２燃料ガス」に、それぞれ、該当する。 Further, the above-mentioned "first fuel gas" (of "first calorific value") and "second fuel gas" (of "second calorific value" higher than "first calorific value") are, for example, "low temperature". If the "liquid" is "LNG", the "power generation gas" (for example, calorific value: "40.5 to 42.5 MJ / m ³ ") becomes the "first fuel gas", and the "city gas" (city gas) For example, the calorific value: "45 MJ / m ³ ") corresponds to the "second fuel gas", respectively.

上記構成では、
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第１払出ラインを介して需要先に供給される（第１発熱量（以下、「低発熱量」と称す）の）第１燃料ガスが生成される一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させることで、第２払出ラインを介して需要先に供給される（第２発熱量（以下、「高発熱量」と称す）の）第２燃料ガスが生成される、
ように構成されている。 In the above configuration
(A) By vaporizing the low-temperature liquid discharged from the first low-temperature tank, it is supplied to the demand destination via the first discharge line (first calorific value (hereinafter referred to as "low calorific value")). ) While the first fuel gas is generated
(B) By vaporizing the low-temperature liquid discharged from the second low-temperature tank, it is supplied to the demand destination via the second discharge line (second calorific value (hereinafter referred to as "high calorific value"). ) Second fuel gas is generated,
It is configured as follows.

すなわち、上記構成では、
（ａ）第１払出ラインが「低発熱量」の第１燃料ガス（例えば、「発電用ガス」）を供給するための系統、
（ｂ）第２払出ラインが「高発熱量」の第２燃料ガス（例えば、「都市ガス」）を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。 That is, in the above configuration,
(A) A system in which the first payout line supplies a "low calorific value" first fuel gas (for example, "power generation gas").
(B) A system in which the second payout line supplies a "high calorific value" second fuel gas (for example, "city gas").
Since these systems are simply and clearly separated, it is possible to supply a predetermined calorific value of fuel gas to each demand destination without performing complicated control or the like.

また、上記構成では、
（ａ）「低発熱量」の低温液体が、第１低温タンクに、また、
（ｂ）「高発熱量」の低温液体が、第２低温タンクに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。 In addition, in the above configuration,
(A) "Low calorific value" low temperature liquid is put into the first low temperature tank, and
(B) "High calorific value" low temperature liquid is put into the second low temperature tank.
Each is configured to be stored.

このため、上記構成では、例えば、「ＬＮＧ」種（例えば、シェール・ガス）が多様化しても、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混ぜることなく（均一化することなく）柔軟に受け入れる（対応する）ことが可能なため、「ＬＮＧ」の発熱量の管理や受け入れ等を容易におこなうことができる。 Therefore, in the above configuration, for example, even if "LNG" species (for example, shale gas) are diversified, they are flexibly accepted (corresponding to) without mixing (without homogenizing) "LNG" having different calorific values. ), Therefore, it is possible to easily manage and accept the calorific value of "LNG".

さらに、上記構成では、２系統のガス供給ライン（「発電用ガス」供給ラインおよび「都市ガス」供給ライン）と、２基以上の低温タンクとが、既に設けられている施設（例えば、ＬＮＧ基地）にあっては、大がかりな工事等を要することなく、ほとんどそのまま利用することが可能である。 Further, in the above configuration, a facility (for example, an LNG terminal) in which two gas supply lines (“gas for power generation” supply line and “city gas” supply line) and two or more low-temperature tanks are already provided is provided. ), It can be used almost as it is without requiring large-scale construction work.

さらに、上記構成では、第１低温タンクおよび第２低温タンクに貯蔵される低温液体によっては、
（ａ）第１低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「低発熱量」の第１燃料ガスを供給することができる一方、
（ｂ）第２低温タンクから払い出された低温液体を気化させるだけで、需要先に「高発熱量」の第２燃料ガスを供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の燃料ガス（第１燃料ガスおよび第２燃料ガス）を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。 Further, in the above configuration, depending on the low temperature liquid stored in the first low temperature tank and the second low temperature tank,
(A) While it is possible to supply the first fuel gas having a "low calorific value" to the demand destination only by vaporizing the low temperature liquid discharged from the first low temperature tank.
(B) By simply vaporizing the low-temperature liquid discharged from the second low-temperature tank, it is possible to supply the second fuel gas having a "high calorific value" to the demand destination.
It is configured as follows.
In such a case, since it is not necessary to perform heat adjustment treatment, it is possible to directly and stably supply high quality fuel gas (first fuel gas and second fuel gas) to the demand destination.

特に、上記構成では、第１低温タンクに貯蔵される低温液体の品質に問題がなければ、需要先（例えば、発電所）で使用される第１燃料ガス（「発電用ガス」）の要求性状を十分に確保することが可能である。 In particular, in the above configuration, if there is no problem with the quality of the low-temperature liquid stored in the first low-temperature tank, the required properties of the first fuel gas (“power generation gas”) used at the demand destination (for example, a power plant). It is possible to secure a sufficient amount.

ここで、発電用のガスタービンを例にとって説明すると、この種のガスタービンは、「ＮＧ」の発熱量や燃焼速度が一定であれば、安定した運転をおこなうことができるように構成されているのが一般的である。
すなわち、上記構成では、発熱量および燃焼速度が一定で、かつ、需要先（発電所等）の要求性状を満たす「ＬＮＧ」を第１低温タンクに貯蔵するだけで、ガスタービンの運転に支障をきたすことのない「発電用ガス」を発電所等に提供することが可能である。 Here, taking a gas turbine for power generation as an example, this type of gas turbine is configured to be able to perform stable operation as long as the calorific value and combustion speed of "NG" are constant. Is common.
That is, in the above configuration, the operation of the gas turbine is hindered only by storing "LNG" in the first low temperature tank, which has a constant calorific value and combustion rate and satisfies the requirements of the demand destination (power plant, etc.). It is possible to provide "gas for power generation" that does not cause any problems to power plants and the like.

一方、上記構成では、第２低温タンクに貯蔵される低温液体が、第２燃料ガスとして必要な発熱量（例えば、都市ガスであれば、「４５ＭＪ／ｍ^３」）を満足しない場合も想定される。
しかしながら、第２低温タンクには、そもそも、発熱量の比較的高い低温液体（例えば、「４４．５ＭＪ／ｍ^３」の低温液体）が貯蔵されているため、増熱に要する負担を低減（例えば、「ＬＰＧ」の添加量を削減）することが可能である。 On the other hand, in the above configuration, it is assumed that the low-temperature liquid stored in the second low-temperature tank does not satisfy the calorific value required as the second fuel gas (for example, "45 MJ / m ³ " in the case of city gas). To.
However, since the second low-temperature tank stores a low-temperature liquid having a relatively high calorific value (for example, a low-temperature liquid of "44.5 MJ / m ³ "), the burden required for heat increase is reduced (for example). , The amount of "LPG" added can be reduced).

なお、上記燃料ガス供給システムにかかる発明においては、前記燃料ガス供給システムは、前記第１低温タンクおよび前記第２低温タンクの少なくとも何れか一方の低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する再液化ガス供給ラインと、前記再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する制御バルブと、前記第１燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記制御バルブの開閉量を制御する制御装置と、を備え、前記制御装置は、前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第１払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記制御バルブの開閉量を制御する、と好適である。
この場合、前記燃料ガス供給システムは、前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、をさらに備え、前記制御装置は、前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、とより好適である。 In the invention relating to the fuel gas supply system, the fuel gas supply system uses the evaporative gas generated in at least one of the first low temperature tank and the second low temperature tank in the low temperature tank. An evaporative gas discharge line for discharging to the outside, a reliquefaction device that cools and reliquefies the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and a reliquefaction gas reliquefied by the reliquefaction device. A reliquefied gas supply line that supplies the gas to the first payout line, a control valve provided in the reliquefaction gas supply line that changes the amount of the reliquefied gas supplied to the first payout line, and the first The control device includes a measuring device that measures a quality value indicating the quality of the fuel gas and a control device that controls the opening / closing amount of the control valve based on the quality value measured by the measuring device. It has a determination unit for determining whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value, and the determination unit determines that the quality value does not satisfy the quality standard value. Then, it is preferable to control the opening / closing amount of the control valve so as to reduce the amount of the reliquefied gas supplied to the first payout line.
In this case, the fuel gas supply system is provided in the second reliquefied gas supply line for supplying the reliquefied gas reliquefied by the reliquefaction device to the second payout line and the second reliquefied gas supply line. The control device further includes a second control valve that changes the amount of the reliquefied gas supplied to the second payout line, and the quality value of the control device does not satisfy the quality reference value by the determination unit. When it is determined, the opening / closing amount of the second control valve is controlled so as to supply the reliquefied gas corresponding to the amount reduced by controlling the control valve to the second payout line. Suitable.

以上のように、このような構成を具備する本発明によれば、比較的簡単な構成でありながらも、既存の設備に容易に適用することが可能なうえ、発熱量の異なる燃料ガスを、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に提供することができる。 As described above, according to the present invention having such a configuration, a fuel gas having a relatively simple configuration, which can be easily applied to existing equipment and has a different calorific value, can be used. It can be provided stably and inexpensively without causing deterioration in quality.

本実施形態にかかるＬＮＧ供給システムを説明するための系統図である。It is a system diagram for demonstrating the LNG supply system which concerns on this Embodiment. 本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法の内容を説明するためのフロー図である。It is a flow chart for demonstrating the content of the LNG supply method which concerns on this Embodiment. シャットダウン工程をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図である。It is explanatory drawing for demonstrating the flow of the reliquefaction BOG when the shutdown process is performed. インターロック工程をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図である。It is explanatory drawing for demonstrating the flow of the reliquefaction BOG at the time of performing an interlock process. 都市ガス供給量増加工程をおこなった際の都市ガスの流れを説明するための説明図である。It is explanatory drawing for demonstrating the flow of the city gas at the time of performing the process of increasing the amount of city gas supply.

以下、発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。図１は本実施形態にかかるＬＮＧ供給システムを説明するための系統図、図２は本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法の内容を説明するためのフロー図、図３はシャットダウン工程をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図、図４はインターロック工程をおこなった際の再液化ＢＯＧの流れを説明するための説明図、図５は都市ガス供給量増加工程をおこなった際の都市ガスの流れを説明するための説明図である。
である。 Hereinafter, embodiments of the invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a system diagram for explaining the LNG supply system according to the present embodiment, FIG. 2 is a flow diagram for explaining the contents of the LNG supply method according to the present embodiment, and FIG. 3 is a flow diagram when the shutdown process is performed. An explanatory diagram for explaining the flow of the reliquefied BOG, FIG. 4 is an explanatory diagram for explaining the flow of the reliquefied BOG when the interlock process is performed, and FIG. 5 is an explanatory diagram for explaining the flow of the city gas supply amount when the city gas supply amount is increased. It is explanatory drawing for demonstrating the flow of the city gas of.
Is.

（ＬＮＧ供給システム１の構成）
図１は、本実施形態にかかるＬＮＧ供給システム１およびＬＮＧ供給方法が適用される施設（以下、「ＬＮＧ基地」と称す）の概要を示す配管系統図である。なお、上記ＬＮＧ供給システム１が特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給システム」に該当する。 (Configuration of LNG supply system 1)
FIG. 1 is a piping system diagram showing an outline of the LNG supply system 1 and the facility to which the LNG supply method according to the present embodiment is applied (hereinafter, referred to as “LNG terminal”). The LNG supply system 1 corresponds to the "fuel gas supply system" described in the claims.

図１に示すように、ＬＮＧ供給システム１は、「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクＴと、ＬＮＧ受入ライン１０と、ＬＮＧ払出ライン２０と、冷却用ＬＮＧライン２５と、ＮＧ供給ライン３０と、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、再液化ＢＯＧ供給ライン５０と、熱調設備６０と、制御装置７０とを備えている。なお、上記「ＬＮＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０と、再液化装置Ｒと、制御装置７０とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「低温液体」と、「低温タンク」と、「蒸発ガス排出ライン」と、「再液化装置」と、「熱量調整装置」と、「制御装置」とに該当する。 As shown in FIG. 1, the LNG supply system 1 includes an LNG tank T for storing "LNG", an LNG receiving line 10, an LNG payout line 20, a cooling LNG line 25, an NG supply line 30, and a BOG. It includes a discharge line 40, a reliquefaction device R, a reliquefaction BOG supply line 50, a heat control facility 60, and a control device 70. The above-mentioned "LNG", the BOG discharge line 40, the reliquefaction device R, and the control device 70 are the "low temperature liquid", the "low temperature tank", and the "evaporated gas" described in the scope of the patent claim, respectively. It corresponds to "discharge line", "reliquefaction device", "calorific value adjusting device", and "control device".

（ＬＮＧタンクＴ）
ＬＮＧタンクＴは、第１発熱量（本実施形態では、「４２．５ＭＪ／ｍ^３」）の「ＬＮＧ」（以下、「低発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵ずる第１ＬＮＧタンクＴＬと、第１発熱量よりも発熱量の高い第２発熱量（本実施形態では、「４４．５ＭＪ／ｍ^３」の「ＬＮＧ」（以下、「高発熱量ＬＮＧ」と称す）を貯蔵する第２ＬＮＧタンクＴＨとを有している。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬと、第２ＬＮＧタンクＴＨとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１低温タンク」と、「第２低温タンク」とに該当する。 (LNG tank T)
The LNG tank T is a first LNG tank TL that stores "LNG" (hereinafter referred to as "low calorific value LNG") having a first calorific value ("42.5 MJ / m ³ " in this embodiment) and a first LNG tank TL. The second LNG tank TH that stores the second calorific value (in the present embodiment, "LNG" (hereinafter referred to as "high calorific value LNG") of "44.5 MJ / m ³ ") having a calorific value higher than the calorific value of one. The first LNG tank TL and the second LNG tank TH correspond to the "first low temperature tank" and the "second low temperature tank" described in the claims, respectively. ..

これら第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨは、何れも、例えば、「ＬＮＧ」を貯蔵する内槽と、その周囲に設けられる外槽と、内槽と外槽との間に設けられ、保冷材（例えば、パーライト）が充填される保冷層とを備えた地下式の二重殻タンクである。 Both the first LNG tank TL and the second LNG tank TH are provided between the inner tank for storing "LNG", the outer tank provided around the inner tank, and the inner tank and the outer tank, and are provided as a cold insulating material. An underground double-shell tank with a cold insulation layer filled with (eg, pearlite).

第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨには、ＬＮＧ受入ライン１０およびＬＮＧ払出ライン２０等の各種配管が接続され、これらの内部には、それぞれ、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａと、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂとが設けられている。 Various pipes such as the LNG receiving line 10 and the LNG payout line 20 are connected to the first LNG tank TL and the second LNG tank TH, and the first LNG payout pump P1A and the second LNG payout pump P1B are contained therein, respectively. Is provided.

（ＬＮＧ受入ライン１０）
ＬＮＧ受入ライン１０は、アンローディングアーム２を介してＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「ＬＮＧ」をＬＮＧタンクＴに受け入れるための管路であって、第１ＬＮＧタンクＴＬに接続される第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａと、第２ＬＮＧタンクＴＬに接続される第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂとを有している。 (LNG receiving line 10)
The LNG receiving line 10 is a pipeline for receiving "LNG" unloaded from the LNG tanker S via the unloading arm 2 into the LNG tank T, and is a first LNG receiving line 10A connected to the first LNG tank TL. And a second LNG receiving line 10B connected to the second LNG tank TL.

本実施形態では、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた、「低発熱量ＬＮＧ」を、第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａを介して第１ＬＮＧタンクＴＬに（そのまま）導入する一方、「高発熱量ＬＮＧ」を、第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂを介して第２ＬＮＧタンクＴＨに（そのまま）導入するように構成されている。 In the present embodiment, the "low calorific value LNG" unloaded from the LNG tanker S is introduced (as is) into the first LNG tank TL via the first LNG receiving line 10A, while the "high calorific value LNG" is introduced. It is configured to be introduced (as is) into the second LNG tank TH via the 2LNG receiving line 10B.

（ＬＮＧ払出ライン２０）
ＬＮＧ払出ライン２０は、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａに接続される第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂに接続される第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂと、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａから分岐して延びる第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃとを有している。なお、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。 (LNG payout line 20)
The LNG payout line 20 includes a first LNG payout line 20A connected to the first LNG payout pump P1A, a second LNG payout line 20B connected to the second LNG payout pump P1B, and a first LNG branching from the first LNG payout line 20A. It has a payout branch line 20C. The first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B correspond to the "first payout line" and the "second payout line" described in the claims, respectively.

第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａは、第１ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ａから圧送された「低発熱量ＬＮＧ」を、後述する第１気化器Ｖ１を介して、第１ＮＧ供給ライン３０Ａに払い出すための管路である。本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａの管路中に、再液化ＢＯＧ供給ライン５０（後述する第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ）が分岐接続されている。 The first LNG payout line 20A is a pipeline for paying out the “low calorific value LNG” pumped from the first LNG payout pump P1A to the first NG supply line 30A via the first vaporizer V1 described later. In the present embodiment, the reliquefaction BOG supply line 50 (the first reliquefaction BOG supply line 50A described later) is branched and connected in the pipeline of the first LNG discharge line 20A.

一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂは、第２ＬＮＧ払出ポンプＰ１Ｂから吐出された「高発熱量ＬＮＧ」を、後述する第２気化器Ｖ２を介して第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに払い出すための管路である。本実施形態では、この第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂの管路中に、後述する冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａ、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５ＢおよびＬＰＧ払出ライン６２が、それぞれ、下流側に向かって順に接続されている。 On the other hand, the second LNG payout line 20B is a pipeline for paying out the "high calorific value LNG" discharged from the second LNG payout pump P1B to the second NG supply line 30B via the second vaporizer V2 described later. .. In the present embodiment, the cooling LNG outgoing line 25A, the second reliquefied BOG supply line 50B, the cooling LNG return line 25B, and the LPG payout line 62, which will be described later, are provided in the pipeline of the second LNG payout line 20B, respectively. They are connected in order toward the downstream side.

また、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃは、「低発熱量ＬＮＧ」を、後述する第３気化器Ｖ３および第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃを介して第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに払い出すための管路である。本実施形態では、この第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃの管路中に、第３気化器Ｖ３への「低発熱量ＬＮＧ」の導入量を可変することが可能な流量調整弁２１（例えば、電動弁）が設けられるとともに、後述するＬＰＧ払出分岐ライン６４が接続されている。 The first LNG payout branch line 20C is a pipeline for paying out the "low calorific value LNG" to the second NG supply line 30B via the third vaporizer V3 and the second NG branch supply line 30C, which will be described later. In the present embodiment, the flow rate adjusting valve 21 (for example, an electric valve) capable of varying the amount of "low calorific value LNG" introduced into the third vaporizer V3 in the pipeline of the first LNG payout branch line 20C. ) Is provided, and the LPG payout branch line 64, which will be described later, is connected.

なお、本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａと第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂとをバイパスする管路として、２つのバイパスライン２２Ａ，２２Ｂが設けられている。これらバイパスライン２２Ａ，２２Ｂの管路中には、それぞれ、開閉弁２３Ａ，２３Ｂが設けられ、本実施形態において、これら開閉弁２３Ａ，２３Ｂは、工事をおこなうなどの特別な場合を除いて、何れも常時閉としている。 In this embodiment, two bypass lines 22A and 22B are provided as pipelines that bypass the first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B. On-off valves 23A and 23B are provided in the pipelines of the bypass lines 22A and 22B, respectively. In the present embodiment, the on-off valves 23A and 23B are used in any case except for special cases such as performing construction. Is always closed.

（冷却用ＬＮＧライン２５）
冷却用ＬＮＧライン２５は、再液化装置Ｒに導入された「ＢＯＧ」を冷却して再液化するための管路であって、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａと、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂとを有している。なお、上記「ＢＯＧ」が特許請求の範囲に記載の「蒸発ガス」に該当する。 (LNG line 25 for cooling)
The cooling LNG line 25 is a pipeline for cooling and reliquefying the “BOG” introduced in the reliquefaction device R, and has a cooling LNG going line 25A and a cooling LNG return line 25B. are doing. The above "BOG" corresponds to the "evaporative gas" described in the claims.

冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａは、再液化装置Ｒに「ＬＮＧ」を供給するための管路であって、その管路中に、再液化装置Ｒへの「ＬＮＧ」の吐出量（導入量）を可変することが可能な冷却用ＬＮＧポンプＰ２が設けられている。
一方、冷却用ＬＮＧ戻りライン２５Ｂは、再液化装置Ｒから排出された「ＬＮＧ」を、再度、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに戻すための管路である。 The cooling LNG outgoing line 25A is a pipeline for supplying "LNG" to the reliquefaction device R, and the discharge amount (introduction amount) of "LNG" to the reliquefaction device R is provided in the pipeline. A variable cooling LNG pump P2 is provided.
On the other hand, the cooling LNG return line 25B is a pipeline for returning the “LNG” discharged from the reliquefaction device R to the second LNG payout line 20B again.

（ＮＧ供給ライン３０）
ＮＧ供給ライン３０は、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２気化器Ｖ２に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂと、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂから分岐され、第３気化器Ｖ３に接続される第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃとを有している。
第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃには、その管路中に、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂへの「都市ガス」の導入量を可変することが可能な流量調整弁３１（例えば、電動弁）が設けられている。なお、上記第１ＮＧ供給ライン３０Ａと、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１払出ライン」と、「第２払出ライン」とに該当する。 (NG supply line 30)
The NG supply line 30 is branched from the first NG supply line 30A connected to the first vaporizer V1, the second NG supply line 30B connected to the second vaporizer V2, and the second NG supply line 30B, and is branched from the third vaporization. It has a second NG branch supply line 30C connected to the vessel V3.
The second NG branch supply line 30C is provided with a flow rate adjusting valve 31 (for example, an electric valve) capable of varying the amount of "city gas" introduced into the second NG supply line 30B in the pipeline. There is. The first NG supply line 30A and the second NG supply line 30B correspond to the "first payout line" and the "second payout line" described in the claims, respectively.

（第１気化器Ｖ１〜第３気化器Ｖ３）
ここで、第１気化器Ｖ１〜第３気化器Ｖ３について説明する。なお、第１気化器Ｖ１〜第３気化器Ｖ３は、ほぼ同様な構成を有しているため、以下においては、第１気化器Ｖ１について説明し、必要がある場合を除き、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３についての説明を省略する。 (1st vaporizer V1 to 3rd vaporizer V3)
Here, the first vaporizer V1 to the third vaporizer V3 will be described. Since the first vaporizers V1 to the third vaporizers V3 have almost the same configurations, the first vaporizers V1 will be described below, and the second vaporizers will be described unless necessary. The description of V2 and the third vaporizer V3 will be omitted.

第１気化器Ｖ１は、公知の気化器と同様に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを介して供給された「ＬＮＧ」を海水等で気化させて「ＮＧ」（「都市ガス」）を生成するための装置である。
本実施形態では、第１気化器Ｖ１が「発電用ガス」（例えば、発熱量：「４０．５〜４２.５ＭＪ／ｍ³」）を、また、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３が「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ³」）を、それぞれ、生成するための装置として設けられている。なお、上記「発電用ガス」と、「都市ガス」とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「第１発熱量」の「第１燃料ガス」と、「第２発熱量」の「第２燃料ガス」とに該当する。 Similar to the known vaporizer, the first vaporizer V1 is for vaporizing "LNG" supplied via the first LNG payout line 20A with seawater or the like to generate "NG"("citygas"). It is a device.
In the present embodiment, the first vaporizer V1 is a "power generation gas" (for example, calorific value: "40.5 to 42.5 MJ / m ³ "), and the second vaporizer V2 and the third vaporizer V3. Is provided as a device for generating "city gas" (calorific value: "45 MJ / m ³ "), respectively. The above-mentioned "power generation gas" and "city gas" are the "first fuel gas" of the "first calorific value" and the "second calorific value" of the "second calorific value" described in the claims, respectively. 2 Fuel gas ”.

すなわち、本実施形態では、第１気化器Ｖ１に接続される第１ＮＧ供給ライン３０Ａが「発電用ガス」を供給するためのラインとして、また、第２気化器Ｖ２および第３気化器Ｖ３に接続される第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが「都市ガス」を供給するためのラインとして系統分けされている。 That is, in the present embodiment, the first NG supply line 30A connected to the first carburetor V1 is connected to the second carburetor V2 and the third carburetor V3 as a line for supplying "gas for power generation". The second NG supply line 30B to be supplied is systematized as a line for supplying "city gas".

上述したように、本実施形態では、上述したように、第１気化器Ｖ１および第２気化器Ｖ２に加え、「低発熱量ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ³」）を気化して、「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ³」）を生成する第３気化器Ｖ３が設けられている。
本実施形態では、このような第３気化器Ｖ３が設けられているため、需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、（第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる）「低発熱量ＬＮＧ」を利用して「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となっている。 As described above, in the present embodiment, as described above, in addition to the first vaporizer V1 and the second vaporizer V2, "low calorific value LNG" (for example, calorific value: "42.5 MJ / m ³ "). A third vaporizer V3 is provided which vaporizes the gas to generate "city gas" (calorific value: "45 MJ / m ³ ").
In the present embodiment, since such a third vaporizer V3 is provided, when the supply amount of "city gas" to the demand destination tends to be insufficient (flowing through the first LNG payout line 20A), " It is possible to increase the supply amount of "city gas" by using "low calorific value LNG".

詳しくは後述するが、本実施形態では、「都市ガス」の供給量を増加する際、
・第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに設けられた流量調整弁２１、および、後述するＬＰＧ払出分岐ライン６４に設けられた流量調整弁６５の開閉量を、それぞれ、増加させて、「ＬＰＧ」が添加された「低発熱量ＬＮＧ」（増熱された「ＬＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ³」））を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃに設けられた流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３により生成された「ＮＧ」（発熱量：「４２.５ＭＪ／ｍ³」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
ように構成されている。 Details will be described later, but in this embodiment, when increasing the supply of "city gas",
"LPG" is added by increasing the opening and closing amounts of the flow rate adjusting valve 21 provided on the first LNG payout branch line 20C and the flow rate adjusting valve 65 provided on the LPG payout branch line 64, which will be described later. In addition to introducing "low calorific value LNG" (heated "LNG" (calorific value: "42.5 MJ / m ³ ")) into the third vaporizer V3,
-Increase the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 31 provided in the second NG branch supply line 30C, and use the "NG" (calorific value: "42.5 MJ / m ³ ") generated by the third vaporizer V3. Introduced to 2NG supply line 30B,
It is configured as follows.

（ＢＯＧ排出ライン４０）
ＢＯＧ排出ライン４０は、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨ内のそれぞれにおいて、自然気化した「ＢＯＧ」をＬＮＧタンクＴ外に排出するための管路であって、その管路中には、ＢＯＧ圧縮機４１が設けられている。
本実施形態では、ＢＯＧ圧縮機４１により昇圧された「ＢＯＧ」が、ＢＯＧ排出ライン４０を介して再液化装置Ｒに導入されるように構成されている。 (BOG discharge line 40)
The BOG discharge line 40 is a pipeline for discharging the naturally vaporized "BOG" to the outside of the LNG tank T in each of the first LNG tank TL and the second LNG tank TH, and the BOG discharge line 40 is contained in the pipe. A compressor 41 is provided.
In the present embodiment, the "BOG" boosted by the BOG compressor 41 is configured to be introduced into the reliquefaction device R via the BOG discharge line 40.

（再液化装置Ｒ）
ここで、再液化装置Ｒについて説明すると、本実施形態にかかる再液化装置Ｒは、公知の再液化装置と同様に、冷却用ＬＮＧ往きライン２５Ａを介して導入された「ＬＮＧ」の冷熱を利用して、ＢＯＧ排出ライン４０を介して導入された「ＢＯＧ」を再液化するための装置である。 (Reliquefaction device R)
Here, the reliquefaction device R will be described. The reliquefaction device R according to the present embodiment utilizes the cold heat of the “LNG” introduced via the cooling LNG going line 25A, similarly to the known reliquefaction device. Then, it is a device for reliquefying the "BOG" introduced through the BOG discharge line 40.

（再液化ＢＯＧ供給ライン５０）
再液化ＢＯＧ供給ライン５０は、再液化装置Ｒにより再液化された「ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ³」、以下、「再液化ＢＯＧ」と称す）を圧送するためのコンデンセントポンプＰ３と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとを有している。なお、上記「再液化ＢＯＧ」と、第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａと、第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂとが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「再液化ガス」と、「再液化ガス供給ライン」と、「第２再液化ガス供給ライン」とに該当する。 (Reliquefaction BOG supply line 50)
The reliquefaction BOG supply line 50 is for pumping the "BOG" (for example, calorific value: "39.6 MJ / m ³ ", hereinafter referred to as "reliquefaction BOG") reliquefied by the reliquefaction device R. It has a condensate pump P3, a first reliquefaction BOG supply line 50A, and a second reliquefaction BOG supply line 50B. The above "reliquefied BOG", the first reliquefied BOG supply line 50A, and the second reliquefied BOG supply line 50B are the "reliquefied gas" and "reliquefied gas" described in the claims, respectively. It corresponds to "gas supply line" and "second reliquefied gas supply line".

第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａは、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに接続され、その管路中には、「再液化ＢＯＧ」の流通を遮断することが可能な緊急遮断弁５１（例えば、電磁弁）と、その流量を調整することが可能な流量調整弁５２（例えば、電動弁）とが、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに向かって順に設けられている。なお、上記緊急遮断弁５１および流量調整弁５２が特許請求の範囲に記載の「制御バルブ」に該当する。 The first reliquefaction BOG supply line 50A is connected to the first LNG discharge line 20A, and an emergency shutoff valve 51 (for example, a solenoid valve) capable of blocking the flow of the "reliquefaction BOG" in the pipeline is used. And a flow rate adjusting valve 52 (for example, an electric valve) capable of adjusting the flow rate are provided in order toward the second LNG payout line 20B. The emergency shutoff valve 51 and the flow rate control valve 52 correspond to the "control valve" described in the claims.

第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂは、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに接続され、その管路中には、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を可変することが可能な流量調整弁５３（例えば、電動弁）が設けられている。なお、上記流量調整弁５３が特許請求の範囲に記載の「第２制御バルブ」に該当する。 The second reliquefaction BOG supply line 50B is connected to the second LNG payout line 20B, and the flow rate adjustment capable of varying the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B in the pipeline. A valve 53 (for example, an electric valve) is provided. The flow rate adjusting valve 53 corresponds to the "second control valve" described in the claims.

（熱調設備６０）
熱調設備６０は、「ＬＰＧ」を貯蔵するＬＰＧタンク６１と、ＬＰＧタンク６１から払い出された「ＬＰＧ」を第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに供給するＬＰＧ払出ライン６２と、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の導入量を調整する流量調整弁６３（例えば、電動弁）と、ＬＰＧ払出ライン６２から分岐して延び、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃに接続されるＬＰＧ払出分岐ライン６４と、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＰＧ」の導入量を調整する流量調整弁６５（例えば、電動弁）とを備えている。なお、上記「ＬＰＧ」が特許請求の範囲に記載の「増熱用燃料」に該当する。 (Heat control equipment 60)
The heat control equipment 60 connects the LPG tank 61 for storing the "LPG", the LPG payout line 62 for supplying the "LPG" discharged from the LPG tank 61 to the second LNG payout line 20B, and the first LNG payout line 20A. A flow rate adjusting valve 63 (for example, an electric valve) that adjusts the amount of "LPG" introduced, an LPG payout branch line 64 that branches off from the LPG payout line 62 and is connected to the first LNG payout branch line 20C, and a first LNG. It is equipped with a flow rate adjusting valve 65 (for example, an electric valve) that adjusts the amount of "LPG" introduced into the payout line 20A. The above "LPG" corresponds to the "heat heating fuel" described in the claims.

本実施形態では、このような熱調設備６０が設けられているため、例えば、
（ａ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂを流れる「ＬＮＧ」の発熱量が「都市ガス」の規定発熱量（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ³」）に満たない場合であっても、「高発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、これを増熱することができるうえ、
（ｂ）需要先への「都市ガス」の供給量が不足しがちなときなどに、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃを流れる「低発熱量ＬＮＧ」に「ＬＰＧ」を混合することによって、「都市ガス」の供給量を増加させることができる、
ように構成されている。 In the present embodiment, since such a heat control facility 60 is provided, for example,
(A) Even if the calorific value of "LNG" flowing through the second LNG payout line 20B is less than the specified calorific value of "city gas" (calorific value: "45 MJ / m ³ "), "high calorific value LNG" By mixing "LPG" with "", this can be heated and also
(B) When the supply amount of "city gas" to the demand destination tends to be insufficient, "city gas" is mixed with "low calorific value LNG" flowing through the first LNG payout branch line 20C. Can increase the supply of
It is configured as follows.

なお、本実施形態では、「ＬＮＧ」を増熱する方式として、いわゆる「液−液熱調方式」を採用したが、これに代えて（または、これに加えて）、例えば、
・「ガス−ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク６１から払い出された「ＬＰＧ」を気化させたものと、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、ミキサ等のガス−ガス熱調装置で混合して、これを第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに供給する方式、特許文献１のような熱調方式）を採用してもよく、また、
・「液−ガス熱調方式」（ＬＰＧタンク６１から払い出された「ＬＰＧ」と、ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」とを、いわゆる液−ガス熱調装置で混合して、これを第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに供給する方式）を採用することも可能である。 In the present embodiment, the so-called "liquid-liquid heat adjustment method" is adopted as the method for heating the "LNG", but instead of (or in addition to this), for example,
-"Gas-gas heat adjustment method" (the vaporized "LPG" discharged from the LPG tank 61 and the "BOG" flowing through the BOG discharge line 40 are combined with a gas-gas heat adjustment device such as a mixer. A method of mixing and supplying this to the second NG supply line 30B, a heat control method as in Patent Document 1) may be adopted.
"Liquid-gas heat adjustment method"("LPG" discharged from the LPG tank 61 and "BOG" flowing through the BOG discharge line 40 are mixed by a so-called liquid-gas heat adjustment device, and this is mixed. It is also possible to adopt a method of supplying to the 2NG supply line 30B).

（制御装置７０）
制御装置７０は、中央制御部（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）７１と、記憶部７２とを有し、例えば、「ＬＮＧ基地」のガス製造設備の運転等を監視するコントロールセンターに設けることが可能なものである。なお、上記中央制御部７１が特許請求の範囲に記載の「判定部」に該当する。 (Control device 70)
The control device 70 has a central control unit (CPU: Central Processing Unit) 71 and a storage unit 72, and can be provided in, for example, a control center that monitors the operation of the gas production facility of the “LNG terminal”. It is a thing. The central control unit 71 corresponds to the "determination unit" described in the claims.

中央制御部７１は、例えば、
（ａ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の発熱量を監視（例えば、熱量計（図示省略））して流量調整弁６３の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを流れる「都市ガス」の供給量を監視（例えば、流量計（図示省略））して流量調整弁２１，３１，６５の開閉量を制御するほか、
（ｃ）
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａを流れる「低発熱量ＬＮＧ」の流量、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量やガス成分、
・第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量、
・ＢＯＧ排出ライン４０を流れる「ＢＯＧ」のガス成分等の計測値と、後述する記憶部７２に記憶された「第１品質基準値」および「第２品質基準値」とに基づいて、冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３の駆動を制御するとともに、流量調整弁５２，５３および緊急遮断弁５１の開閉量を制御する。なお、上記計測値と、この計測値を測定する計測装置（例えば、流量計、熱量計およびガスクロマトグラフ）とが、それぞれ、特許請求の範囲に記載の「品質値」と、「計測装置」とに該当する。 The central control unit 71 is, for example,
(A) The calorific value of "city gas" flowing through the second NG supply line 30B is monitored (for example, a calorimeter (not shown)) to control the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 63, and at the same time.
(B) In addition to monitoring the supply amount of "city gas" flowing through the second NG supply line 30B (for example, a flow meter (not shown)) to control the opening / closing amount of the flow rate adjusting valves 21, 31, 65,
(C)
-Flow rate of "low calorific value LNG" flowing through the first LNG payout line 20A,
-The calorific value and gas components of the "power generation gas" flowing through the first NG supply line 30A,
-Flow rate of "reliquefaction BOG" flowing through the first reliquefaction BOG supply line 50A,
-For cooling based on the measured values of the gas component of "BOG" flowing through the BOG discharge line 40 and the "first quality standard value" and "second quality standard value" stored in the storage unit 72 described later. It controls the drive of the LNG pump P2 and the condensate pump P3, and also controls the opening / closing amount of the flow rate adjusting valves 52 and 53 and the emergency shutoff valve 51. The above-mentioned measured values and a measuring device (for example, a flow meter, a calorimeter, and a gas chromatograph) for measuring the measured values are the "quality value" and the "measuring device" described in the claims, respectively. Corresponds to.

制御装置７０の記憶部７２は、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の半導体メモリーからなり、ＬＮＧ供給システム１の基本動作を司る基本動作プログラムが記憶される記憶領域のほか、
・「都市ガス」の品質基準値を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４５ＭＪ／ｍ³」）、
・「ＬＮＧ基地」側で予め定めた「都市ガス」の供給量を示す情報、
・「発電用ガス」の契約値（「発電用ガス」を供給する需要先との間で取り決めた値、以下、「第１品質基準値」と称す）を示す情報（本実施形態では、発熱量：「４０．５ＭＪ／ｍ³」）、および、
・「発電用ガス」の自主管理値（上記契約値よりも「発電用ガス」の品質が高くなるように「ＬＮＧ基地」側で予め定めた値、以下、「第２品質基準値」と称す）を示す情報（例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ³」）、
が記憶される記憶領域等を有している。なお、上記「第１品質基準値」および「第２品質基準値」が特許請求の範囲に記載の「品質基準値」に該当する。 The storage unit 72 of the control device 70 is composed of a semiconductor memory such as a ROM (Read Only Memory), and includes a storage area for storing a basic operation program that controls the basic operation of the LNG supply system 1.
-Information indicating the quality standard value of "city gas" (in this embodiment, calorific value: "45 MJ / m ³ "),
・ Information indicating the amount of "city gas" supplied in advance on the "LNG terminal" side,
-Information indicating the contract value of "gas for power generation" (value agreed with the demand destination to supply "gas for power generation", hereinafter referred to as "first quality standard value") (heat generation in this embodiment). Amount: "40.5 MJ / m ³ "), and
-Voluntary control value of "gas for power generation" (value predetermined on the "LNG terminal" side so that the quality of "gas for power generation" is higher than the above contract value, hereinafter referred to as "second quality standard value" ) (For example, calorific value: "41.5 MJ / m ³ "),
Has a storage area or the like for storing. The above "first quality standard value" and "second quality standard value" correspond to the "quality standard value" described in the claims.

詳しくは後述するが、中央制御部７１は、「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」および「第２品質基準値」の何れの基準値を満たしていると判定すると、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１５ｔ／ｈ」、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が「１ｔ／ｈ」、
となるように、流量調整弁５２，５３等の制御をおこなう（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。 As will be described in detail later, when the central control unit 71 determines that the quality of the "power generation gas" satisfies either the "first quality standard value" or the "second quality standard value",
-The amount of "reliquefied BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A is "15t / h",
-The amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is "1 t / h",
The flow rate adjusting valves 52, 53, etc. are controlled so as to be (total amount of reliquefied BOG introduced: "16 t / h").

また、中央制御部７１は、
（ａ）「発電用ガス」の品質が、「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、流量調整弁５２，５３等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減じるとともに（導入量：「１３ｔ／ｈ」減）、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１３ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「インターロック工程Ｓ７００」）をおこなう一方（図４参照）、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」を満たしていない判定すると、緊急遮断弁５１および流量調整弁５３および等を制御して、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする（シャットダウンする）とともに（導入量：「１５ｔ／ｈ」減）、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増やす（導入量：「１５ｔ／ｈ」増）、
制御（後述する「シャットダウン工程Ｓ６００」）をおこなう、
ように構成されている（再液化ＢＯＧの総導入量：「１６ｔ／ｈ」）。 In addition, the central control unit 71
(A) If it is determined that the quality of the "power generation gas" satisfies the "first quality standard value" but does not meet the "second quality standard value", the flow rate adjusting valves 52, 53, etc. are controlled. ,
-The amount of "reliquefaction BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A has been reduced from "15t / h" to "2t / h" (introduction amount: "13t / h" reduction).
-Increase the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B from "1t / h" to "14t / h" (introduction amount: increase by "13t / h").
While performing control (“interlock step S700” described later) (see FIG. 4),
(B) When it is determined that the quality of the "power generation gas" does not meet the "first quality standard value", the emergency shutoff valve 51, the flow rate adjusting valve 53, etc. are controlled.
・ The amount of "reliquefaction BOG" introduced into the 1st LNG payout line 20A is changed from "15t / h" to "0t / h" (shut down) (introduction amount: "15t / h" reduced).
-Increase the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B from "1t / h" to "16t / h" (introduction amount: increase by "15t / h").
Control (“shutdown step S600” described later),
(Total amount of reliquefied BOG introduced: "16 t / h").

ところで、「再液化ＢＯＧ」の発熱量は、ＬＮＧタンクに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量（第１ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ^３」、第２ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ^３」）よりも低くなるのが一般的である（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ^３」）。 By the way, the calorific value of the "reliquefied BOG" is the calorific value of the "LNG" stored in the LNG tank (the calorific value of the "LNG" stored in the first LNG tank TL: "42.5 MJ / m ³ ", the first It is generally lower than the calorific value of "LNG" stored in the 2LNG tank TL: "44.5 MJ / m ³ ") (for example, "39.6 MJ / m ³ ").

そうすると、上述したような「シャットダウン」する制御がおこなわれた場合には、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入が遮断されるため、「発電用ガス」の発熱量が急上昇してしまうことが懸念される。
すなわち、一般に、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量が多くなるほど、「発電用ガス」の発熱量の低下幅が大きくなる傾向があるため、かかる場合、熱量変化幅は大きくなる（熱量変化速度が速くなる）結果、「発電用ガス」の品質が低下する、といった問題が生じやすい。 Then, when the above-mentioned "shutdown" control is performed, the introduction of the "reliquefaction BOG" to the first LNG payout line 20A is cut off, so that the calorific value of the "power generation gas" rises sharply. There is a concern that it will end up.
That is, in general, as the amount of "reliquefied BOG" introduced into the first LNG payout line 20A increases, the amount of heat generation of the "power generation gas" tends to decrease more, and in such a case, the amount of heat change increases. As a result, the quality of the "power generation gas" is likely to deteriorate.

この点、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量は、
・再液化装置Ｒの運転状況や、
・「シャットダウン処理」時における第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の振替スピード、
などを考慮したうえで、予め制限（例えば、「発電用ガス」の供給量の「１／１１」以下）するのが望ましい、といえる。 In this regard, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the first LNG payout line 20A is
・ Operating status of reliquefaction device R and
-Transfer speed of "reliquefaction BOG" to the second LNG payout line 20B at the time of "shutdown process",
It can be said that it is desirable to limit in advance (for example, "1/11" or less of the supply amount of "power generation gas") in consideration of the above.

次に、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法（特許請求の範囲に記載の「燃料ガス供給方法」に該当）について、図１〜図５を参照しつつ説明する。
なお、以下においては、説明の便宜上、
・第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」、および、
・第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「ＬＮＧ」の払出量が「１６０ｔ／ｈ」、
であること、
・中央制御部７１による冷却用ＬＮＧポンプＰ２およびコンデンセントポンプＰ３の制御によって再液化装置Ｒから送出される「再液化ＢＯＧ」の総送出量が「１６ｔ／ｈ」となっていること、
・中央制御部７１による流量調整弁６３の制御によって「都市ガス」の発熱量が「４５ＭＪ／ｍ^３」となっていること（中央制御部７１による流量調整弁２１，３１，６５の制御を除く）、
を前提として説明する。 Next, the LNG supply method (corresponding to the “fuel gas supply method” described in the claims) according to the present embodiment will be described with reference to FIGS. 1 to 5.
In the following, for convenience of explanation,
-The amount of "LNG" paid out to the first LNG payout line 20A is "160 t / h", and
-The amount of "LNG" paid out to the second LNG payout line 20B is "160 t / h",
To be
-The total delivery amount of the "reliquefaction BOG" sent from the reliquefaction device R under the control of the cooling LNG pump P2 and the condensate pump P3 by the central control unit 71 is "16 t / h".
-The calorific value of "city gas" is set to "45 MJ / m ³ " by the control of the flow rate adjusting valve 63 by the central control unit 71 (excluding the control of the flow rate adjusting valves 21, 31, 65 by the central control unit 71). ),
Will be explained on the premise of.

図２に示すように、本実施形態にかかるＬＮＧ供給方法は、主として、制御装置７０の中央制御部７１においておこなわれ（後述する貯蔵工程Ｓ２００を除く）、第１判定工程Ｓ１００と、貯蔵工程Ｓ２００と、第２判定工程Ｓ３００と、第３判定工程Ｓ４００と、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００と、シャットダウン工程Ｓ６００と、インターロック工程Ｓ７００と、第４判定工程Ｓ８００と、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００とを備えている。 As shown in FIG. 2, the LNG supply method according to the present embodiment is mainly performed by the central control unit 71 of the control device 70 (excluding the storage step S200 described later), and the first determination step S100 and the storage step S200. The second determination process S300, the third determination process S400, the reliquefaction BOG normal operation process S500, the shutdown process S600, the interlock process S700, the fourth determination process S800, and the city gas supply amount increase process S900. And have.

（第１判定工程Ｓ１００）
図１および図２に示すように、中央処理部７１は、第１判定工程Ｓ１００において、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに、予め定めた貯蔵量（以下、「規定貯蔵量」と称す）の「低発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ^３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定するとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに、「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」（本実施形態では、発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ^３」の「ＬＮＧ」）が貯蔵されているか否かを判定する、
処理をおこなう。 (First determination step S100)
As shown in FIGS. 1 and 2, the central processing unit 71 is used in the first determination step S100.
(A) In the first LNG tank TL, a predetermined storage amount (hereinafter referred to as "specified storage amount") of "low calorific value LNG" (in this embodiment, calorific value: "42.5 MJ / m ³ ") While determining whether or not "LNG") is stored,
(B) Whether or not "high calorific value LNG" of "specified storage amount" (in this embodiment, "LNG" of calorific value: "44.5 MJ / m ³ ") is stored in the second LNG tank TH. To judge,
Perform processing.

例えば、このような判定は、第１ＬＮＧタンクＴＬ（第２ＬＮＧタンクＴＬ）に設置された貯蔵量計測装置（例えば、液量計）から送信される貯蔵量と、記憶部７２に予め記憶された貯蔵量（「規定貯蔵量」）とを比較することによって実現することが可能である。
本実施形態では、中央処理部７１において、第１ＬＮＧタンクＴＬ（第２ＬＮＧタンクＴＨ）に「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていないと判定されると、ステップＳ２００に移行する一方、「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」（「高発熱量ＬＮＧ」）が貯蔵されていると判定されると、ステップＳ３００に移行するように構成されている。なお、中央処理部７１は、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨの少なくとも何れか一方に、「規定貯蔵量」の「ＬＮＧ」が貯蔵されていないと判定した場合、その旨を監視員等に知らしめるための処理（例えば、警告音等を発する等の報知処理）をおこなうのが望ましい。 For example, such a determination is made by the storage amount transmitted from the storage amount measuring device (for example, a liquid amount meter) installed in the first LNG tank TL (second LNG tank TL) and the storage stored in advance in the storage unit 72. This can be achieved by comparing with the quantity (“regulated storage”).
In the present embodiment, it is determined in the central processing unit 71 that the "low calorific value LNG"("high calorific value LNG") of the "specified storage amount" is not stored in the first LNG tank TL (second LNG tank TH). Then, while the process proceeds to step S200, when it is determined that the "low calorific value LNG"("high calorific value LNG") of the "specified storage amount" is stored, the process proceeds to step S300. ing. When the central processing unit 71 determines that "LNG" of the "specified storage amount" is not stored in at least one of the first LNG tank TL and the second LNG tank TH, the central processing unit 71 informs the observer and the like to that effect. It is desirable to perform processing for notifying (for example, notification processing such as issuing a warning sound).

（貯蔵工程Ｓ２００）
貯蔵工程Ｓ２００では、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬに「規定貯蔵量」の「低発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ^３」の「ＬＮＧ」）を、第１ＬＮＧ受入ライン１０Ａを介して、そのまま、第１ＬＮＧタンクＴＬに受け入れる作業をおこなうとともに、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨに「規定貯蔵量」の「高発熱量ＬＮＧ」が貯蔵されていない場合、ＬＮＧタンカーＳから荷揚げされた「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ^３」の「ＬＮＧ」）を、第２ＬＮＧ受入ライン１０Ｂを介して、そのまま、第２ＬＮＧタンクＴＨに受け入れる作業をおこなう。
本実施形態では、このような受入作業をおこなった後、再び、ステップＳ１００に移行するように構成されている。なお、上記第１ＬＮＧタンクＴＬに「低発熱量ＬＮＧ」を受け入れる作業が、特許請求の範囲に記載の「貯蔵工程」に該当する。 (Storage process S200)
In the storage step S200,
(A) When the "low calorific value LNG" of the "specified storage amount" is not stored in the first LNG tank TL, the "low calorific value LNG" unloaded from the LNG tanker S (calorific value: "42.5 MJ / m"). ³ ”“ LNG ”) is received into the 1st LNG tank TL as it is via the 1st LNG receiving line 10A, and at the same time.
(B) When the "high calorific value LNG" of the "specified storage amount" is not stored in the second LNG tank TH, the "high calorific value LNG" unloaded from the LNG tanker S (calorific value: "44.5 MJ / m"). The work of receiving "LNG" of " ³ ") into the second LNG tank TH as it is via the second LNG receiving line 10B is performed.
In the present embodiment, after performing such a receiving operation, the process proceeds to step S100 again. The work of receiving the "low calorific value LNG" in the first LNG tank TL corresponds to the "storage process" described in the claims.

（第２判定工程Ｓ３００）
中央処理部７１は、第２判定工程Ｓ３００において、
・第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２に記憶された「第１品質基準値」（契約値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部７１は、「発電用ガス」の発熱量が「４０．５ＭＪ／ｍ^３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。 (Second determination step S300)
The central processing unit 71 in the second determination step S300
-Performs a process of determining whether or not the calorific value of the "power generation gas" flowing through the first NG supply line 30A satisfies the "first quality standard value" (contract value) stored in the storage unit 72.
Specifically, the central control unit 71 performs a process of determining whether or not the calorific value of the "power generation gas" is less than "40.5 MJ / m ³ ".

中央制御部７１は、「第１品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ４００に処理を移し、「第１品質基準値」を満たしていないと判定すると、ステップＳ６００に処理を移す。なお、本実施形態では、「発電用ガス」の所定発熱量を「第１品質基準値」としたが、これに加えて（または、これに代えて）、例えば、「発電用ガス」の所定窒素濃度（「４．０ｍｏｌ％」）を「第１品質基準値」とすることも可能である。 If the central control unit 71 determines that the "first quality standard value" is satisfied, the process is transferred to step S400, and if it is determined that the "first quality standard value" is not satisfied, the process is transferred to step S600. In the present embodiment, the predetermined calorific value of the "power generation gas" is set to the "first quality standard value", but in addition to (or instead of this), for example, the predetermined "power generation gas" is specified. It is also possible to set the nitrogen concentration (“4.0 mol%”) as the “first quality standard value”.

（第３判定工程Ｓ４００）
中央制御部７１は、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の発熱量が、記憶部７２に記憶された「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしているか否かを判定する処理をおこなう。
具体的に、中央制御部７１は、「発電用ガス」の発熱量が、例えば、「４１．５ＭＪ／ｍ^３」未満となっているか否かを判定する処理をおこなう。 (Third determination step S400)
The central control unit 71 determines whether or not the calorific value of the "power generation gas" flowing through the first NG supply line 30A satisfies the "second quality reference value" (self-management value) stored in the storage unit 72. Perform the processing to be performed.
Specifically, the central control unit 71 performs a process of determining whether or not the calorific value of the "power generation gas" is, for example, less than "41.5 MJ / m ³ ".

中央制御部７１は、「第２品質基準値」を満たしていると判定すると、ステップＳ５００に処理を移し、「第２品質基準値」を満たしていないと判定すると、インターロック工程Ｓ７００に処理を移す。なお、本実施形態では、「発電用ガス」の所定発熱量を「第２品質基準値」としたが、これに加えて（または、これに代えて）、例えば、「発電用ガス」の所定窒素濃度（「０．３ｍｏｌ％」）を「第１品質基準値」とすることも可能である。 When the central control unit 71 determines that the "second quality standard value" is satisfied, the process is transferred to step S500, and when it is determined that the "second quality standard value" is not satisfied, the central control unit 71 performs the process in the interlock step S700. Move. In the present embodiment, the predetermined calorific value of the "power generation gas" is set to the "second quality standard value", but in addition to (or instead of this), for example, the predetermined "power generation gas" is specified. It is also possible to set the nitrogen concentration (“0.3 mol%”) as the “first quality standard value”.

（再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００）
中央制御部７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００において、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの再液化ＢＯＧの導入量が、通常時の運転状態となるための制御をおこなう。
具体的に、中央制御部７１は、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１５ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５２の開閉量を制御するとともに、
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂを流れる「再液化ＢＯＧ」の流量が「１ｔ／ｈ」となるように流量調整弁５３の開閉量を制御する、
処理をおこなう。
中央制御部７１は、再液化ＢＯＧ通常運転工程Ｓ５００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。 (Reliquefaction BOG normal operation process S500)
In the reliquefaction BOG normal operation step S500, the central control unit 71 controls the amount of the reliquefaction BOG introduced into the first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B so as to be in the normal operation state.
Specifically, the central control unit 71
(A) The opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 52 is controlled so that the flow rate of the "reliquefied BOG" flowing through the first reliquefaction BOG supply line 50A is "15 t / h", and the opening / closing amount is controlled.
(B) The opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 53 is controlled so that the flow rate of the "reliquefied BOG" flowing through the second reliquefaction BOG supply line 50B is "1 t / h".
Perform processing.
The central control unit 71 performs the reliquefaction BOG normal operation step S500, and then shifts the process to step S100 again.

（シャットダウン工程Ｓ６００）
図１〜図３に示すように、中央制御部７１は、「第１品質基準値」（契約値）を満たしていないと判定すると（第２判定工程Ｓ３００）、シャットダウン工程Ｓ６００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、緊急遮断弁５１を閉位置に移動させるとともに（例えば、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ減））
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させる（例えば、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量：「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」（１５ｔ／ｈ増））、
制御をおこなう。 (Shutdown step S600)
As shown in FIGS. 1 to 3, when the central control unit 71 determines that the “first quality reference value” (contract value) is not satisfied (second determination step S300), in the shutdown process S600,
(A) On the first reliquefaction BOG supply line 50A side, the emergency shutoff valve 51 is moved to the closed position (for example, the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the first LNG payout line 20A: "15 t / h" → "0t / h" (15t / h decrease))
(B) On the second reliquefaction BOG supply line 50B side, the flow rate adjusting valve 53 is opened and moved by a predetermined amount (for example, the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B: "1 t / h" → " 16t / h "(15t / h increase)),
Take control.

これにより、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」（低発熱量（例えば、「３９．６ＭＪ／ｍ^３」）の液化燃料）の導入が遮断されるため、「発電用ガス」の発熱量を上昇させることが可能となる。
中央制御部７１は、シャットダウン処理Ｓ６００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。 As a result, the introduction of "reliquefied BOG" (low calorific value (for example, "39.6 MJ / m ³ ") liquefied fuel) to the first LNG payout line 20A is blocked, so that the heat generated by the "power generation gas" is cut off. It is possible to increase the amount.
After performing the shutdown process S600, the central control unit 71 shifts the process to step S800.

なお、シャットダウン工程Ｓ６００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第１品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）緊急遮断弁５１を開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部７１による制御）でおこなうことも可能である。 If, as a result of performing the shutdown step S600, the calorific value of the "power generation gas" or the like satisfies the "first quality standard value",
(A) While opening and moving the emergency shutoff valve 51,
(B) The flow rate adjusting valve 53 is closed and moved by a predetermined amount.
Although necessary, such restoration work may be performed manually, or may be performed automatically (for example, controlled by the central control unit 71).

（インターロック工程Ｓ７００）
図１、図２および図４に示すように、中央制御部７１は、「第２品質基準値」（自主管理値）を満たしていないと判定すると（第３判定工程Ｓ４００）、インターロック工程Ｓ７００において、
（ａ）第１再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ａ側では、流量調整弁５２の開閉量を絞って、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させるとともに（１３ｔ／ｈ減）、
（ｂ）第２再液化ＢＯＧ供給ライン５０Ｂ側では、流量調整弁５３を所定量開移動させて、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させる（１３ｔ／ｈ増）、
制御をおこなう。 (Interlock process S700)
As shown in FIGS. 1, 2 and 4, when the central control unit 71 determines that the “second quality reference value” (self-control value) is not satisfied (third determination step S400), the interlock step S700 In
(A) On the first reliquefaction BOG supply line 50A side, the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 52 is narrowed down, and the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the first LNG payout line 20A is changed from "15t / h" to "2t /". While reducing to "h" (13t / h reduction),
(B) On the second reliquefaction BOG supply line 50B side, the flow rate adjusting valve 53 is opened and moved by a predetermined amount, and the amount of "reliquefaction BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is changed from "1 t / h" to "14 t". Increase to "/ h" (13t / h increase),
Take control.

これにより、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入が減じられるため、上述したシャットダウン工程Ｓ６００と同様に、「発電用ガス」の発熱量を（徐々に）上昇させることが可能となる。
中央制御部７１は、インターロック工程Ｓ７００をおこなった後、ステップＳ８００に処理を移す。 As a result, the introduction of the "reliquefaction BOG" to the first LNG payout line 20A is reduced, so that the calorific value of the "power generation gas" can be (gradually) increased as in the shutdown step S600 described above. Become.
After performing the interlock step S700, the central control unit 71 shifts the process to step S800.

なお、インターロック工程Ｓ７００をおこなった結果、「発電用ガス」の発熱量等が「第２品質基準値」を満たすようになった場合、
（ａ）流量調整弁５２を所定量開移動させるとともに、
（ｂ）流量調整弁５３を所定量閉移動させる、
必要が生じるが、このような復旧作業は、手動でおこなってもよく、また、自動（例えば、中央制御部７１による制御）でおこなうことも可能である。 If, as a result of performing the interlock step S700, the calorific value, etc. of the "power generation gas" meets the "second quality standard value",
(A) While moving the flow rate adjusting valve 52 by a predetermined amount,
(B) The flow rate adjusting valve 53 is closed and moved by a predetermined amount.
Although necessary, such restoration work may be performed manually, or may be performed automatically (for example, controlled by the central control unit 71).

（第４判定工程Ｓ８００）
図１および図２に示すように、中央制御部７１は、第４判定工程Ｓ８００において、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」の供給量を増加させる必要があるか否かを判定する処理をおこなう。
例えば、このような判定は、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに設置された流量計測装置（例えば、流量計）から送信される流量と、記憶部７２に記憶された供給量（「規定供給量」）とを比較することによって実現することが可能である。
中央制御部７１は、「都市ガス」の供給量を増加させる必要があると判定すると、ステップＳ９００に処理を移し、「都市ガス」の供給量を増加させる必要がないと判定すると、再度、ステップＳ１００に処理を移す。 (4th determination step S800)
As shown in FIGS. 1 and 2, whether or not the central control unit 71 needs to increase the supply amount of "city gas" supplied via the second NG supply line 30B in the fourth determination step S800. Performs the process of determining.
For example, such a determination includes the flow rate transmitted from the flow rate measuring device (for example, a flow meter) installed in the second NG supply line 30B and the supply amount stored in the storage unit 72 (“specified supply amount”). Can be achieved by comparing.
When the central control unit 71 determines that it is necessary to increase the supply amount of "city gas", it shifts the process to step S900, and when it determines that it is not necessary to increase the supply amount of "city gas", the step again. The process is transferred to S100.

（都市ガス供給量増加工程Ｓ９００）
図１、図２および図５に示すように、中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００において、
（ａ）流量調整弁２１，６５の各開閉量を増加させて、「ＬＰＧ」が混合された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ³」）を第３気化器Ｖ３に導入するとともに、
・流量調整弁３１の開閉量を増加させて、第３気化器Ｖ３から流出された「ＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ³」）を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入する、
制御をおこなう
これにより、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂには、第２気化器Ｖ２を介した「ＮＧ」に加え、第３気化器Ｖ３を介した「ＮＧ」が流れることとなるため、「都市ガス」の供給量を増加させることが可能となる。
中央制御部７１は、都市ガス供給量増加工程Ｓ９００をおこなった後、再び、ステップＳ１００に処理を移す。 (City gas supply increase process S900)
As shown in FIGS. 1, 2 and 5, the central control unit 71 is in the city gas supply amount increasing step S900.
(A) The third vaporizer V3 is a "low calorific value LNG" (calorific value: "42.5 MJ / m ³ ") mixed with "LPG" by increasing the opening and closing amounts of the flow rate adjusting valves 21 and 65. Introduced to
-Increase the opening / closing amount of the flow rate adjusting valve 31 and introduce "NG" (calorific value: "42.5 MJ / m ³ ") flowing out from the third vaporizer V3 into the second NG supply line 30B.
Control As a result, in addition to "NG" via the second carburetor V2, "NG" via the third carburetor V3 flows through the second NG supply line 30B, so that "city gas" It is possible to increase the supply amount of.
After performing the city gas supply amount increasing step S900, the central control unit 71 shifts the process to step S100 again.

以上のように、本実施形態では、原則、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４２．５ＭＪ／ｍ³」）を気化させることで、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを介して供給される「発電用ガス」（発熱量：「４０．５〜４２.５ＭＪ／ｍ³」）が生成される一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４．５ＭＪ／ｍ³」）を気化させることで、第２ＮＧ供給ライン３０Ｂを介して供給される「都市ガス」が生成される、
ように構成されている。 As described above, in this embodiment, in principle,
(A) By vaporizing the "low calorific value LNG" (calorific value: "42.5 MJ / m ³ ") discharged from the first LNG tank TL, "power generation" supplied via the first NG supply line 30A. While "gas" (calorific value: "40.5-42.5 MJ / m ³ ") is generated,
(B) A "city" supplied via the second NG supply line 30B by vaporizing the "high calorific value LNG" (calorific value: "44.5 MJ / m ³ ") discharged from the second LNG tank TH. "Gas" is generated,
It is configured as follows.

すなわち、本実施形態では、
（ａ）第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第１ＮＧ供給ライン３０Ａが、「発電用ガス」を供給するための系統、
（ｂ）第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂおよび第２ＮＧ供給ライン３０Ｂが、「都市ガス」を供給するための系統、
といったように、これら系統がシンプルかつ明確に区分けされているため、複雑な制御等をおこなうことなく、各需要先に所定発熱量の燃料ガスを供給することが可能である。 That is, in this embodiment,
(A) A system in which the first LNG payout line 20A and the first NG supply line 30A supply "gas for power generation".
(B) A system for the second LNG payout line 20B and the second NG supply line 30B to supply "city gas".
Since these systems are simply and clearly separated, it is possible to supply a predetermined calorific value of fuel gas to each demand destination without performing complicated control or the like.

また、本実施形態では、
（ａ）「低発熱量ＬＮＧ」が、第１ＬＮＧタンクＴＬに、また、
（ｂ）「高発熱量ＬＮＧ」が、第２ＬＮＧタンクＴＨに、
それぞれ、貯蔵されるように構成されている。
このため、本実施形態では、例えば、「ＬＮＧ」種（例えば、シェール・ガス）が多様化しても、発熱量の異なる「ＬＮＧ」を混ぜることなく（均一化することなく）柔軟に受け入れる（対応する）ことが可能なため、「ＬＮＧ」の発熱量の管理や受け入れ等を容易におこなうことができる。 Moreover, in this embodiment,
(A) "Low calorific value LNG" is added to the first LNG tank TL.
(B) "High calorific value LNG" is added to the second LNG tank TH.
Each is configured to be stored.
Therefore, in the present embodiment, for example, even if "LNG" species (for example, shale gas) are diversified, they are flexibly accepted (corresponding) without mixing (without homogenizing) "LNG" having different calorific values. Therefore, it is possible to easily manage and accept the calorific value of "LNG".

さらに、本実施形態では、２系統のＬＮＧ供給ラインと、２基以上のＬＮＧタンクとが、既に設けられている施設（例えば、本実施形態のような「ＬＮＧ基地」）にあっては、大がかりな工事等を要することなく、ほとんどそのまま利用することが可能である。 Further, in the present embodiment, two LNG supply lines and two or more LNG tanks are already provided in a facility (for example, an “LNG terminal” as in the present embodiment), which is a large scale. It can be used almost as it is without any complicated construction work.

さらに、本実施形態では、第１ＬＮＧタンクＴＬおよび第２ＬＮＧタンクＴＨに貯蔵される「ＬＮＧ」の発熱量によっては、
（ａ）第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「発電用ガス」を供給することができる一方、
（ｂ）第２ＬＮＧタンクＴＨから払い出された「高発熱量ＬＮＧ」を気化させるだけで、そのまま、需要先に「都市ガス」を供給することができる、
ように構成されている。
かかる場合、熱調処理をおこなう必要がないため、高品質の「発電用ガス」および「都市ガス」を需要先に直接的かつ安定的に供給することが可能である。 Further, in the present embodiment, depending on the calorific value of "LNG" stored in the first LNG tank TL and the second LNG tank TH,
(A) By simply vaporizing the "low calorific value LNG" discharged from the first LNG tank TL, it is possible to supply the "power generation gas" to the demand destination as it is.
(B) By simply vaporizing the "high calorific value LNG" discharged from the second LNG tank TH, "city gas" can be supplied to the demand destination as it is.
It is configured as follows.
In such a case, since it is not necessary to perform heat adjustment treatment, it is possible to directly and stably supply high-quality "power generation gas" and "city gas" to the demand destination.

特に、本実施形態では、第１ＬＮＧタンクＴＬに貯蔵される「低発熱量ＬＮＧ」の品質に問題がなければ、需要先（例えば、発電所）で使用される「発電用ガス」の要求性状を十分に確保することが可能である。 In particular, in the present embodiment, if there is no problem in the quality of the "low calorific value LNG" stored in the first LNG tank TL, the required properties of the "power generation gas" used at the demand destination (for example, a power plant) are satisfied. It is possible to secure a sufficient amount.

また、本実施形態では、第２ＬＮＧタンクＴＨに、「高発熱量ＬＮＧ」（発熱量：「４４、５ＭＪ／ｍ^３」が貯蔵されているため、これをそのまま用いる場合であっても、増熱（「都市ガス」（発熱量：「４５ＭＪ／ｍ^３」））に要する負担を低減（「ＬＰＧ」の添加量を削減）することが可能である。 Further, in the present embodiment, since "high calorific value LNG" (calorific value: "44, 5 MJ / m ³ ") is stored in the second LNG tank TH, heat is increased even when this is used as it is. It is possible to reduce the burden required for (“city gas” (calorific value: “45 MJ / m ³ ”)) (reduce the amount of “LPG” added).

さらに、本実施形態では、第１ＮＧ供給ライン３０Ａを流れる「発電用ガス」の品質が、
（ａ）「第１品質基準値」（契約値、例えば、発熱量：「４０．５ＭＪ／ｍ^３」）および「第２品質基準値」（自主管理値、例えば、発熱量：「４１．５ＭＪ／ｍ³」）の何れの基準値も満たしている場合、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａに「１５ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入する一方、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに「１ｔ／ｈ」の「再液化ガス」を導入し、
（ｂ）「第１品質基準値」を満たしているが「第２品質基準値」を満たしていない場合、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「２ｔ／ｈ」に減少させる一方（「１３ｔ／ｈ」減）、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１４ｔ／ｈ」に増加させるとともに（「１３ｔ／ｈ」増）、
（ｃ）「第１品質基準値」を満たしていない場合、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１５ｔ／ｈ」→「０ｔ／ｈ」にする一方（「１５ｔ／ｈ」減）、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂへの「再液化ＢＯＧ」の導入量を「１ｔ／ｈ」→「１６ｔ／ｈ」に増加させる（「１５ｔ／ｈ」増）、
ように構成されている。 Further, in the present embodiment, the quality of the "power generation gas" flowing through the first NG supply line 30A is
(A) "First quality standard value" (contract value, for example, calorific value: "40.5 MJ / m ³ ") and "second quality standard value" (self-managed value, for example, calorific value: "41.5 MJ") If any of the reference values of "/ m ³ ") is satisfied, "15 t / h" of "reliquefied gas" is introduced into the first LNG payout line 20A, while "1 t / h" is introduced into the second LNG payout line 20B. Introduced "reliquefied gas"
(B) If the "first quality standard value" is satisfied but the "second quality standard value" is not satisfied, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the first LNG payout line 20A is changed from "15 t / h" to "15 t / h". While reducing to "2t / h" (decreasing "13t / h"), the amount of "reliquefied BOG" introduced into the second LNG payout line 20B is increased from "1t / h" to "14t / h" ( "13t / h" increase),
(C) When the "first quality standard value" is not satisfied, the amount of "reliquefied BOG" introduced into the first LNG payout line 20A is changed from "15t / h" to "0t / h"("15t / h"). h ”decrease), increase the amount of“ reliquefaction BOG ”introduced into the 2nd LNG payout line 20B from“ 1t / h ”to“ 16t / h ”(“ 15t / h ”increase),
It is configured as follows.

すなわち、本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａ側においては、
（ａ）原則、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「ＬＮＧ」（例えば、発熱量：「４４．８ＭＪ／ｍ³」）に比較的多め（「１５ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」（例えば、発熱量：「３９．６ＭＪ／ｍ³」））を混合したものを流通させることができる一方、
（ｂ）「発電用ガス」の品質が「第１品質基準値」（「第２品質基準値」）を満たさなくなると、第１ＬＮＧタンクＴＬから払い出された「低発熱量ＬＮＧ」のみ（「低発熱量ＬＮＧ」に比較的少なめ（「２ｔ／ｈ」）の「再液化ＢＯＧ」を混合したもの）を流通させることができる、
ように構成されている。 That is, in the present embodiment, on the first LNG payout line 20A side,
(A) In principle, the "LNG" (for example, calorific value: "44.8MJ / m ³ ") paid out from the 1st LNG tank TL is relatively large ("15t / h") and the "reliquefied BOG" ( For example, a mixture of calorific value: "39.6 MJ / m ³ ")) can be distributed.
(B) When the quality of the "power generation gas" does not meet the "first quality standard value"("second quality standard value"), only the "low calorific value LNG" paid out from the first LNG tank TL ("" A relatively small amount (“2t / h”) of “reliquefied BOG” mixed with “low calorific value LNG”) can be distributed.
It is configured as follows.

このため、本実施形態では、「発電用ガス」を、需要先に安定して供給することができるばかりか、比較的容易に、一定の品質（「第１品質基準値」および「第２品質基準値」を満たす品質）とすることが可能なため、ガス製造に要するコストを確実に低減することが可能である。 Therefore, in the present embodiment, not only can the "power generation gas" be stably supplied to the demand destination, but also a constant quality ("first quality standard value" and "second quality") can be relatively easily supplied. Since the quality can meet the "standard value"), the cost required for gas production can be surely reduced.

一方、本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ガス」の導入量が減じられると、その減じた分の「再液化ガス」が、第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに導入されるように構成されている。 On the other hand, in the present embodiment, when the amount of "reliquefied gas" introduced into the first LNG payout line 20A is reduced, the reduced amount of "reliquefied gas" is introduced into the second LNG payout line 20B. It is configured.

すなわち、本実施形態では、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａへの「再液化ガス」の導入量を減じる場合であっても、再液化装置Ｒによる「再液化ガス」の生成処理を、中断することなく継続的におこなうことができるため、常に、一定品質の「再液化ガス」を安定して生成することが可能である。 That is, in the present embodiment, even when the amount of "reliquefied gas" introduced into the first LNG payout line 20A is reduced, the process of generating "reliquefied gas" by the reliquefaction device R is continued without interruption. It is possible to stably generate a "reliquefied gas" of a certain quality at all times because it can be carried out in a targeted manner.

なお、一般に、「都市ガス」を供給する運用をおこなっている施設（本実施形態のような「ＬＮＧ基地」）においては、「都市ガス」の規定発熱量（発熱量「４５ＭＪ／ｍ³」を遵守する必要があることから、熱調設備６０のような設備や、比較的発熱量の高い「ＬＮＧ」を貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている場合がほとんどである。 In general, in a facility that supplies "city gas"("LNGterminal" as in this embodiment), the specified calorific value of "city gas" (calorific value "45 MJ / m ³ ") is set. Since it is necessary to comply with this, in most cases, equipment such as heat conditioning equipment 60 and an LNG tank for storing "LNG" having a relatively high calorific value are provided.

このため、本実施形態のように、「再液化ガス」を第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに供給することによって、「都市ガス」の発熱量が低下するような場合であっても、既存の設備を利用して、「高発熱量ＬＮＧ」を増熱することが可能である。
この点、本実施形態では、「発電用ガス」のみならず、「都市ガス」においても、品質を確保しつつ、需要先に安定的に供給することができるものといえる。 Therefore, even in the case where the calorific value of the "city gas" is reduced by supplying the "reliquefied gas" to the second LNG payout line 20B as in the present embodiment, the existing equipment is used. Therefore, it is possible to increase the heat of "high calorific value LNG".
In this respect, in this embodiment, it can be said that not only "power generation gas" but also "city gas" can be stably supplied to the demand destination while ensuring the quality.

なお、本実施形態では、再液化装置Ｒを用いて「ＢＯＧ」の再液化処理をおこなっているため、
（ａ）ＢＯＧ圧縮機４１の吐出圧力等を、必要以上に高める必要がなく、また、
（ｂ）「ＢＯＧ」中の「メタン」と、高沸点成分である「窒素」とを良好に分離することが可能なため、需要先に供給される「発電用ガス」等の窒素成分を低減することができ、
（ｃ）「ＢＯＧ」を「ＬＮＧ」の冷熱を利用して間接的に「ＢＯＧ」を冷却しているため、「ＬＮＧ」の発熱量が損失することがほとんどない、
等のメリットがある。 In this embodiment, the reliquefaction device R is used to perform the reliquefaction treatment of "BOG".
(A) It is not necessary to increase the discharge pressure of the BOG compressor 41 more than necessary, and
(B) Since "methane" in "BOG" and "nitrogen" which is a high boiling point component can be separated well, the nitrogen component such as "power generation gas" supplied to the demand destination is reduced. Can be
(C) Since the "BOG" is indirectly cooled by using the cold heat of the "LNG", the calorific value of the "LNG" is hardly lost.
There are merits such as.

このように、本実施形態によれば、発熱量の異なる「都市ガス」および「発電用ガス」を、品質の低下を招くことなく、安定的かつ安価に、需要先に供給することができるうえ、様々な「ＬＮＧ基地」等の施設に容易に適用することが可能である。 As described above, according to the present embodiment, "city gas" and "power generation gas" having different calorific values can be stably and inexpensively supplied to the demand destination without causing deterioration in quality. , Can be easily applied to various facilities such as "LNG terminal".

なお、本実施形態では、低温液体としての「ＬＮＧ」を需要先に供給する場合を例にとって説明したが、本発明は、これに限られず、他の低温液体（例えば、ＬＰＧ）を供給する場合にも適用することが可能である。 In the present embodiment, the case where "LNG" as a low-temperature liquid is supplied to a demand destination has been described as an example, but the present invention is not limited to this, and the case where another low-temperature liquid (for example, LPG) is supplied is used. It can also be applied to.

また、本実施形態では、「第１品質基準値」および「第２品質基準値」として、所定の「発熱量」を設定したが、これに加えて（または、これに代えて）、他の基準値、例えば、「窒素濃度」（例えば、「第１品質基準値」としては「窒素濃度：４．０ｍｏｌ％」、また、「第２品質基準値」としては「窒素濃度：０．３ｍｏｌ％」）や、「熱量変化速度」（例えば、「第１品質基準値」としては「熱量変化速度：５．０％／ｍｉｎ」、また、「第２品質基準値」としては「熱量変化速度：３．０％／ｍｉｎ」）を設定してもよい。 Further, in the present embodiment, a predetermined "calorific value" is set as the "first quality standard value" and the "second quality standard value", but in addition to (or instead of this), other The reference value, for example, "nitrogen concentration" (for example, "nitrogen concentration: 4.0 mol%" as the "first quality reference value", and "nitrogen concentration: 0.3 mol%" as the "second quality reference value" ") And" calorie change rate "(for example," calorie change rate: 5.0% / min "as" first quality reference value ", and" calorie change rate: "as" second quality reference value ". 3.0% / min ") may be set.

さらに、本実施形態では、「再液化ＢＯＧ」を、第１ＬＮＧ払出ライン２０Ａおよび第２ＬＮＧ払出ライン２０Ｂに導入するように構成したが、何れか一方の払出ライン２０に導入しないように構成してもよく、また、何れの払出ラインにも導入しないように構成することも可能である。 Further, in the present embodiment, the "reliquefaction BOG" is configured to be introduced into the first LNG payout line 20A and the second LNG payout line 20B, but it may be configured not to be introduced into either one of the payout lines 20. Well, it can also be configured not to be introduced on any payout line.

また、本実施形態では、「低発熱量ＬＮＧ」を第２ＮＧ供給ライン３０Ｂに導入するためのラインとして、第１ＬＮＧ払出分岐ライン２０Ｃ、第３気化器Ｖ３および第２ＮＧ分岐供給ライン３０Ｃを設けたが、これらを省略することも可能である。 Further, in the present embodiment, the first LNG payout branch line 20C, the third vaporizer V3, and the second NG branch supply line 30C are provided as lines for introducing the "low calorific value LNG" into the second NG supply line 30B. , These can be omitted.

さらに、本実施形態では、「都市ガス」側の系統のみに熱調設備６０を設けたが、必要に応じて、「発電用ガス」側の系統にもこれと同様な熱調設備を設けてもよいことはいうまでもない。 Further, in the present embodiment, the heat control equipment 60 is provided only in the system on the “city gas” side, but if necessary, the same heat control equipment is also provided in the system on the “power generation gas” side. Needless to say, it is good.

以上、本発明者によってなされた発明を適用した実施形態について説明したが、この実施形態による本発明の開示の一部をなす論述および図面により、本発明は限定されるものではない。すなわち、この実施形態に基づいて当業者等によりなされる他の実施形態、実例および運用技術等はすべて本発明の範疇に含まれることはもちろんであることを付け加えておく。 Although the embodiment to which the invention made by the present inventor is applied has been described above, the present invention is not limited by the discourse and drawings which form a part of the disclosure of the present invention according to this embodiment. That is, it should be added that all other embodiments, examples, operational techniques, etc. made by those skilled in the art based on this embodiment are of course included in the scope of the present invention.

１ ＬＮＧ供給システム
２ アンローディングアーム
１０ ＬＮＧ受入ライン
１０Ａ 第１ＬＮＧ受入ライン
１０Ｂ 第２ＬＮＧ受入ライン
２０ ＬＮＧ払出ライン
２０Ａ 第１ＬＮＧ払出ライン
２０Ｂ 第２ＬＮＧ払出ライン
２０Ｃ 第１ＬＮＧ払出分岐ライン
２１ 流量調整弁
２２Ａ，２２Ｂ バイパスライン
２３Ａ，２３Ｂ 開閉弁
２５ 冷却用ＬＮＧライン
２５Ａ 冷却用ＬＮＧ往きライン
２５Ｂ 冷却用ＬＮＧ戻りライン
３０ ＮＧ供給ライン
３０Ａ 第１ＮＧ供給ライン
３０Ｂ 第２ＮＧ供給ライン
３０Ｃ 第２ＮＧ分岐供給ライン
３１ 流量調整弁
４０ ＢＯＧ排出ライン
４１ ＢＯＧ圧縮機
５０ 再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ａ 第１再液化ＢＯＧ供給ライン
５０Ｂ 第２再液化ＢＯＧ供給ライン
５１ 緊急遮断弁
５２，５３ 流量調整弁
６０ 熱調設備
６１ ＬＰＧタンク
６２ ＬＰＧ払出ライン
６３，６５ 流量調整弁
６４ ＬＰＧ払出分岐ライン
７０ 制御装置
７１ 中央制御部
７２ 記憶部
Ｔ ＬＮＧタンク
ＴＬ 第１ＬＮＧタンク
ＴＨ 第２ＬＮＧタンク
Ｒ 再液化装置
Ｓ ＬＮＧタンカー
Ｐ１Ａ，Ｐ１Ｂ ＬＮＧ払出ポンプ
Ｐ２ 冷却用ＬＮＧポンプ
Ｐ３ コンデンセントポンプ
Ｖ１ 第１気化器
Ｖ２ 第２気化器
Ｖ３ 第３気化器 1 LNG supply system 2 Unloading arm 10 LNG receiving line 10A 1st LNG receiving line 10B 2nd LNG receiving line 20 LNG payout line 20A 1st LNG payout line 20B 2nd LNG payout line 20C 1st LNG payout branch line 21 Flow control valve 22A, 22B Bypass Lines 23A, 23B On-off valve 25 Cooling LNG line 25A Cooling LNG outgoing line 25B Cooling LNG return line 30 NG supply line 30A 1st NG supply line 30B 2nd NG supply line 30C 2nd NG branch supply line 31 Flow control valve 40 BOG discharge Line 41 BOG compressor 50 Reliquefied BOG supply line 50A 1st reliquefied BOG supply line 50B 2nd reliquefied BOG supply line 51 Emergency shutoff valve 52, 53 Flow control valve 60 Heat control equipment 61 LPG tank 62 LPG payout line 63, 65 Flow control valve 64 LPG payout branch line 70 Control device 71 Central control unit 72 Storage unit TLNG tank TL 1st LNG tank TH 2nd LNG tank R Reliquefaction device SLNG tanker P1A, P1B LNG payout pump P2 Cooling LNG pump P3 St. Pump V1 1st Vaporizer V2 2nd Vaporizer V3 3rd Vaporizer

Claims (4)

低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、
前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、
前記第１低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
前記第１払出ラインを流通する前記低温液体または該低温液体を気化させた燃料ガスに増熱用燃料を混合することによって前記第２燃料ガスを生成可能な熱量調整装置と、を備え、
前記第１低温タンクには、
前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体が貯蔵される、
ことを特徴とする燃料ガス供給システム。 The first low temperature tank for storing cold liquid and
A second low-temperature tank that stores a low-temperature liquid that generates more heat than the low-temperature liquid,
A first payout line connected to the first low temperature tank and for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination,
A second payout line connected to the second low temperature tank and for supplying a second fuel gas having a second calorific value higher than the first calorific value to the demand destination.
A calorific value adjusting device capable of generating the second fuel gas by mixing the heating fuel with the low temperature liquid or the fuel gas obtained by vaporizing the low temperature liquid flowing through the first payout line is provided.
In the first low temperature tank,
A low-temperature liquid adjusted to a predetermined calorific value range as the first calorific value is stored.
A fuel gas supply system characterized by that. 前記燃料ガス供給システムは、
前記第１低温タンクおよび前記第２低温タンクの少なくとも何れか一方の低温タンク内で発生した蒸発ガスを当該低温タンクの外部に排出するための蒸発ガス排出ラインと、
前記蒸発ガス排出ラインを介して排出された前記蒸発ガスを冷却して再液化する再液化装置と、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第１払出ラインに供給する再液化ガス供給ラインと、
前記再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第１払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する制御バルブと、
前記第１燃料ガスの品質を表す品質値を計測する計測装置と、
前記計測装置によって計測された前記品質値に基づいて前記制御バルブの開閉量を制御する制御装置と、を備え、
前記制御装置は、
前記計測装置によって計測された前記品質値が予め定めた品質基準値を満たしているか否かを判定する判定部を有し、
前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記第１払出ラインに供給する前記再液化ガスの量を減じるように前記制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス供給システム。 The fuel gas supply system
An evaporative gas discharge line for discharging the evaporative gas generated in at least one of the first low temperature tank and the second low temperature tank to the outside of the low temperature tank.
A reliquefaction device that cools and reliquefies the evaporative gas discharged through the evaporative gas discharge line, and
A reliquefied gas supply line that supplies the reliquefied gas reliquefied by the reliquefaction device to the first discharge line, and
A control valve provided in the reliquefied gas supply line and variable in the supply amount of the reliquefied gas to the first discharge line.
A measuring device for measuring a quality value indicating the quality of the first fuel gas, and
A control device for controlling the opening / closing amount of the control valve based on the quality value measured by the measuring device is provided.
The control device is
It has a determination unit for determining whether or not the quality value measured by the measuring device satisfies a predetermined quality standard value.
When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the quality reference value, the opening / closing amount of the control valve is controlled so as to reduce the amount of the reliquefied gas supplied to the first payout line.
The fuel gas supply system according to claim 1. 前記燃料ガス供給システムは、
前記再液化装置によって再液化された再液化ガスを前記第２払出ラインに供給する第２再液化ガス供給ラインと、
前記第２再液化ガス供給ラインに設けられ、前記第２払出ラインへの前記再液化ガスの供給量を可変する第２制御バルブと、をさらに備え、
前記制御装置は、
前記判定部によって前記品質値が前記品質基準値を満たしていないと判定されると、前記制御バルブを制御することによって減じられた量に対応する前記再液化ガスを前記第２払出ラインに供給するように前記第２制御バルブの開閉量を制御する、
ことを特徴とする請求項２に記載の燃料ガス供給システム。 The fuel gas supply system
A second reliquefied gas supply line that supplies the reliquefied gas reliquefied by the reliquefaction device to the second discharge line, and
A second control valve provided in the second reliquefied gas supply line and which changes the supply amount of the reliquefied gas to the second discharge line is further provided.
The control device is
When the determination unit determines that the quality value does not satisfy the quality reference value, the reliquefied gas corresponding to the amount reduced by controlling the control valve is supplied to the second discharge line. To control the opening / closing amount of the second control valve,
2. The fuel gas supply system according to claim 2. 低温液体を貯蔵する第１低温タンクと、
前記低温液体よりも発熱量が高い低温液体を貯蔵する第２低温タンクと、
前記第１低温タンクに接続され、第１発熱量の第１燃料ガスを需要先に供給するための第１払出ラインと、
前記第２低温タンクに接続され、前記第１発熱量よりも高い第２発熱量の第２燃料ガスを需要先に供給するための第２払出ラインと、
を備えた燃料ガス供給システムにおける燃料ガス供給方法であって、
前記燃料ガス供給方法は、
前記第１発熱量として予め定めた発熱量範囲に調整された低温液体を前記第１低温タンクに貯蔵する貯蔵工程を含む、
ことを特徴とする燃料ガス供給方法。 The first low temperature tank for storing cold liquid and
A second low-temperature tank that stores a low-temperature liquid that generates more heat than the low-temperature liquid,
A first payout line connected to the first low temperature tank and for supplying a first fuel gas having a first calorific value to a demand destination,
A second payout line connected to the second low temperature tank and for supplying a second fuel gas having a second calorific value higher than the first calorific value to the demand destination.
It is a fuel gas supply method in a fuel gas supply system equipped with
The fuel gas supply method is
A storage step of storing a low-temperature liquid adjusted to a predetermined calorific value range as the first calorific value in the first low-temperature tank is included.
A fuel gas supply method characterized by that.