JP4152918B2

JP4152918B2 - 送出燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法

Info

Publication number: JP4152918B2
Application number: JP2004142801A
Authority: JP
Inventors: 裕隆曹
Original assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Current assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Priority date: 2004-05-12
Filing date: 2004-05-12
Publication date: 2008-09-17
Anticipated expiration: 2024-05-12
Also published as: JP2005326048A

Description

本発明は、送出燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法に関し、より詳しくは、需要家向けに送出するか、若しくは自家用に使用するに際して適用する送出燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法に関する。

炭化水素系の燃料ガスとして都市ガスや天然ガスなどがある。このうち、天然ガスには、その産地等の如何により、特に石油系天然ガスや構造性天然ガスでは、メタンより重質のエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。その一例としてメタン＝９０．３８％（ｍｏｌ％、以下同じ）、エタン＝４．５５％、プロパン＝３．３１％、ｉ−ブタン＝０．７３％、ｎ−ブタン＝０．９４％、ｉ−ペンタン＝０．０３％、ｎ−ペンタン＝０．０１％である。

天然ガスを、ガス導管が敷設されていない地域の需要家に供給する場合、需要家の近傍に小規模なガス送出拠点（以下、サテライト基地という）を設置してガス送出を行っている。サテライト基地には、その設置目的に対応して、ガス送出に必要な液化天然ガス（Liquefied Natural Gas、本明細書及び特許請求の範囲中、適宜“ＬＮＧ”と略称する）貯槽、ＬＮＧ気化器、その他防災設備等が設置されている。

図１はその態様を説明する図である。図１のとおり、港湾等のＬＮＧ受入基地から、専用のタンクローリー（自動車）やタンクコンテナー（鉄道）等の輸送手段で輸送されたＬＮＧはサテライト基地のＬＮＧ貯槽に貯蔵され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧは気化器で気化し、需要家サイドにおけるガスエンジン、その他の各種ガス燃焼機器に供給されて消費される。

ここで、サテライト基地のＬＮＧ貯槽と港湾等にあるＬＮＧ受入基地の大規模なＬＮＧ貯槽とは規模、仕様が異なる。サテライト基地のＬＮＧ貯槽は、受入基地の貯槽に比べて高圧の仕様で設計されており、一般的には、断熱外層にパーライト等の断熱材を充填し、これを常圧若しくは真空状態に保持する常温断熱の縦置円筒形の貯槽が使用されている。サテライト基地の当該ＬＮＧ貯槽には、加圧蒸発器が隣接配置され、これによりＬＮＧ貯槽の圧力を概ね０．３〜０．９ＭＰａＧの範囲で制御しており、ＬＮＧ受入基地の貯槽運転管理圧（１０ｋＰａＧ）に比べて圧力が高い。

前述のとおり、ＬＮＧは、その受入基地から運搬され、サテライト基地のＬＮＧ貯槽に受け入れられる。その際、上述のとおりＬＮＧ貯槽の運転圧力が高いことから、その受け入れ後、ＬＮＧ貯槽内のＬＮＧは過冷却の状態で保持されることになる。これにより、ＬＮＧ貯槽への侵入熱によって飽和温度に達するまでに十分な時間が確保されるため、サテライト基地ではボイルオフガスの発生は無視することができる。

ところで、サテライト基地のＬＮＧ貯槽に続き配置する気化器としては、空温式（エアフィン付き）の簡易な気化器が多用されている。図２はその液化天然ガス用のエアフィン付き空温式気化器の一例を示す図である。図２のとおり、伝熱フィンを付けた複数の伝熱管が配置され、それぞれ上下のヘッダ（管寄せ）に連結され、ＬＮＧを伝熱管中の下部から通すことで伝熱管外周の空気により蒸発させる。その蒸発は伝熱フィンにより促進される。

しかし、このようなエアフィン付き空温式気化器では、伝熱フィンへの着氷による出温低下から連続運転ができない。このため、通常、必要能力に対して１５０％以上の気化器台数を確保するのが一般的である。図３はその配置態様を示す図である。図３のとおり、順次、加圧蒸発器、ＬＮＧ貯槽、複数の気化器が配管を介して配置される。ＬＮＧ貯槽の圧力は隣接配置された加圧蒸発器により制御される。ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧは、配管１から複数の気化器に分配され、複数の気化器で気化した天然ガスが送出弁を備えた配管２から需要家に送出される。

そのような配置態様において、気化器は、適切な運転時間と解氷時間を設定し、一定時間毎に複数の気化器を順次切り替える運転を行っている。しかし、気化器の起動時には、少なからず出ガス、すなわち需要家への供給ガスの熱量変動、特に熱量上昇が生じる。このような熱量変動は、ボイラや燃焼炉などの一般的な燃焼機器では問題にならないが、ガスエンジンなどのコージェネレーション用燃焼機器では問題となる。

前述のとおり、天然ガスには、メタンより重質のエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。これに起因して、気化器では軽質のメタンやエタンが早めに蒸発するのに対して、重質のプロパンやブタンの蒸発が遅れ、その停止時にそれら重質成分（本明細書及び特許請求の範囲中“重質分”とも言う）が気化器の上流側の導管内に滞留する。そして、この滞留に起因して気化器の起動時に高い熱量の供給ガスが一定時間発生する。

このため、現状では、気化器の下流に大容量のクッションタンクを設けるか、あるいは送出開始時点の高い熱量のガスを放出する、といった対策が採られ、熱量変動を緩和する措置が採られている。しかし、複数台の気化器のうちの一つを起動する分には、運転中気化器の出ガスによる希釈効果が得られるため熱量変動が緩和されるが、イニシアルスタート、すなわちガス供給量ゼロの状態からの気化器の立ち上げ時は、その熱量変動は極めて大きく、重質成分による熱量上昇により、需要家が使用している燃焼機器の種類、特にガスエンジンなどでは機器の運転に悪影響を与えるガスとなる場合がある。

すなわち、熱量上昇は、ＬＮＧに含まれている重質成分のうち主にプロパン、ブタンが、気化器の上流の一部導管内に高濃度に滞留することによって引き起こされる。図３で言えば、図３中一点鎖線で示す箇所である。導管内に残存したＬＮＧの成分のうち低沸点成分のメタンは外部からの入熱により容易に気化されるのに対し、高沸点成分すなわち重質成分（プロパンやブタン、特にブタン）は導管内に液体の状態で残留する傾向にある。このため、導管内に残存するＬＮＧ中の重質成分の割合が相対的に高くなる。そして、気化器起動時に、導管内に滞留していた重質成分の液がＬＮＧ貯槽からのＬＮＧによって押し出されることで、イニシャルスタート時に局所的に高い熱量のガスが発生し、熱量上昇が発生する。

本発明は、以上のような問題を解決するもので、需要家に燃料ガスを送出するに際して、その発熱量や燃焼性を容易且つ確実に調整して送出する燃料ガスの熱量変動抑制システム及び熱量変動抑制方法を提供することを目的とするものである。なお、本発明者らは同種の課題を別異の手段で解決する発明を先に開発し出願している（特願２００４−０６０７９６号）。
特願２００４−０６０７９６号

本発明は、（１）ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制システムであって、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制するようにしてなることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制システムを提供する。

本発明は、（２）ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制方法であって、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制することを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制方法を提供する。

本発明によれば、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置することにより、その退避用配管もしくは容器への重質分の退避操作のみで、その発熱量や燃焼性を容易且つ確実に調整することができる。その結果、需要家や自家用に安定した品質の燃料ガスを送出できると同時に、発熱量調整に関わる投資及び費用を大幅に削減できる。また、本発明によれば、燃料ガス熱量の安定化を図り、ガスエンジン等のガス燃焼機器の起動渋滞、着火不良を防ぐことができ、例えばガスエンジンを用いるコージェネレーションシステムでの安定運転を図ることができる。

本発明（１）は、ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制システムである。そして、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを複数の気化器へ分配するヘッダに続く配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に、重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制するようにしてなることを特徴とする。

また、本発明（２）は、ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制方法である。そして、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを複数の気化器へ分配するヘッダに続く配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に、重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制することを特徴とする。

図４は本発明の態様例を示す図である。図４のとおり、ＬＮＧ貯槽、配管１、気化器ヘッダ、複数の気化器、各気化器から需要家への燃料供給用配管２を設ける。ＬＮＧ貯槽には、加圧蒸発器が隣接配置され、これによりＬＮＧ貯槽の圧力が概ね０．３〜０．９ＭＰａＧの範囲で制御される。気化器ヘッダから配管３を配置し、配管３には順次、自動弁Ａ、配管４、流量制御機構（オリフィス、あるいはニードル弁）、自動弁Ｂ、配管５、自動弁Ｃ、小型気化器が配置され、小型気化器からの配管６は需要家への配管２に連結してある。

そして、自動弁Ａから流量制御機構への配管４から分岐して、重質分退避配管を配置する。７はその分岐管である。重質分退避配管には液面スイッチを備える液面計が配置されている。重質分退避配管からの出配管８はＬＮＧ貯槽からの配管９に臨ませる。配管９はアトマイズライン１０に連なり、アトマイズライン１０は流量制御機構（オリフィス、あるいはニードル弁、図４ではニードル弁と標示している）を介して自動弁Ｂから自動弁Ｃへの配管５に連結してある。アトマイズライン１０にはＬＮＧ貯槽からの低温ガスが流れ、重質分退避配管に退避させた重質分を少量ずつ均等に下流の小型気化器に導入する。なお、アトマイズライン１０を配置するのは、これがないと、退避させた重質分を少量ずつ均等に下流の小型気化器に導入するのが困難になることがあるからである。

重質分退避配管は、これに代えて重質分退避容器としてもよく、液面計を配置すること等は重質分退避配管の場合と同様である。自動弁Ａ〜Ｃとしては一般的な電磁弁を採用することができる。

こうして構成した熱量変動抑制システムにおいて、起動前の状態は自動弁Ａ〜Ｃは全て閉である。起動時に、自動弁Ａを開とする。この開への操作は送出弁の閉リミット解除により励磁する。ＬＮＧ貯槽の液ヘッドで配管１を介して気化器ヘッダ部に残留する重質分を重質分退避配管に押し込む。重質分退避配管の液面スイッチにより、重質分退避配管の液面が一定レベルになったら、すなわちＬＮＧ貯槽から気化器ヘッダの容積に相当する液高さ以上になったら、自動弁Ａを閉とする。

ここで、例えばＬＮＧ貯槽から気化器ヘッダ部の配管仕様を２Ｂ（インチ）×１５ｍとした場合、重質分退避配管は６Ｂ（インチ）×２ｍとすればよい。ただし、重質分退避配管はＬＮＧ貯槽の液レベルより低い位置に設置する必要があるため、厳密にはこれを基に重質分退避配管の高さを決定する。

その後（自動弁Ａを閉とした後）、気化器で気化した送出ガスが安定する時間（１０分程度）だけ保持した後、自動弁Ｂ及び自動弁Ｃを開として、重質分退避配管内の重質分をＬＮＧ貯槽から配管９を経てアトマイズライン１０に流れる低温ガスに同伴させて払い出す。重質分の払い出しは、送出ガスの熱量への影響が出ないように、流量制御機構（オリフィス、あるいはニードル弁）を介して行う。

重質分退避配管の液面スイッチが低レベルになったら、自動弁Ｂ、Ｃを閉とする。こうして、本熱量変動抑制システムによれば概ね２時間程度で重質分退避配管からの重質分の払い出しを完了することができる。

以下、実施例に基づき本発明をさらに詳しく説明するが、本発明が実施例により制限されないことはもちろんである。

本実施例は図４に示す熱量変動抑制システムを用いて実施した例である。ＬＮＧ貯槽の発熱量：４５〜４５．５ＭＪ／ｍ³Ｎ、気化器の気化能力は１ｔ／ｈ（ガス換算で１２００ｍ³Ｎ／ｈ）程度である。重質分退避配管での重質分は殆どがブタンであり、その発熱量は１００ＭＪ／ｍ³Ｎ程度である。配管５、配管１０、配管２の流路を通るガスの量を例えば１：１０：１００にすることにより、需要家に供給するガスの熱量は大きく変化させずに供給できる。

すなわち、配管２のガス量と熱量は１２００ｍ³Ｎ／ｈ（４５．５ＭＪ／ｍ³Ｎ）、配管１０のガス量と熱量は１２０ｍ³Ｎ／ｈ（４５ＭＪ／ｍ³Ｎ）、配管５のガス量と熱量は１２ｍ³Ｎ／ｈ（１００ＭＪ／ｍ³Ｎ）となる。そして、この場合の供給ガス熱量は４５．９ＭＪ／ｍ³Ｎ〔＝（１２００×４５．５＋１２０×４５＋１２×１００）／（１２００＋１２０＋１２）〕となり、ＬＮＧ貯槽中のＬＮＧの発熱量：４５〜４５．５ＭＪ／ｍ³Ｎと比較しても差はない。このように、本発明によれば、気化器の停止−起動に伴う燃料ガス熱量の安定化を図り、ガスエンジン等のガス燃焼機器の起動渋滞、着火不良を防ぐことができ、例えばガスエンジンやガスタービンを用いるコージェネレーションシステムでの安定運転を図ることができる。

サテライト基地におけるＬＮＧ貯槽、ＬＮＧ気化器等の設置態様を説明する図ＬＮＧ用エアフィン付き空温式気化器の例を示す図連続運転のために気化器台数を確保する配置態様を示す図本発明の態様例を示す図

符号の説明

１〜１０配管
Ａ〜Ｃ自動弁

Claims

ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制システムであって、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制するようにしてなることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制システム。
請求項１に記載の送出燃料ガスの熱量変動抑制システムにおいて、前記送出燃料ガスがコージェネレーションシステムにおける燃焼機器用の燃料ガスであることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制システム。
請求項２に記載の送出燃料ガスの熱量変動抑制システムにおいて、前記燃焼機器がガスエンジンまたはガスタービンであることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制システム。
ＬＮＧ貯槽に続く気化器からの送出燃料ガスの熱量変動抑制方法であって、ＬＮＧ貯槽からのＬＮＧを気化器へ送る配管から分岐させた配管に重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器を配置し、気化器の起動時に重質分をＬＮＧ貯槽からのＬＮＧ液を用いて重質分退避用配管もしくは重質分退避用容器に退避させることにより、気化器に至る配管内をフレッシュなＬＮＧに置換し、熱量上昇を抑制することを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制方法。
請求項４に記載の送出燃料ガスの熱量変動抑制方法において、前記送出燃料ガスがコージェネレーションシステムにおける燃焼機器用の燃料ガスであることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制方法。
請求項５に記載の送出燃料ガスの熱量変動抑制方法において、前記燃焼機器がガスエンジンまたはガスタービンであることを特徴とする送出燃料ガスの熱量変動抑制方法。