JP2011236929A

JP2011236929A - Ｌｎｇサテライト設備

Info

Publication number: JP2011236929A
Application number: JP2010106314A
Authority: JP
Inventors: Akira Oshio; 章大塩; Kazumi Hattori; 一三服部; Hisashi Miyazaki; 久志宮崎; Hiroshi Katsuyama; 拓勝山
Original assignee: Shinko Engineering and Maintenance Co Ltd
Current assignee: Shinko Engineering and Maintenance Co Ltd
Priority date: 2010-05-06
Filing date: 2010-05-06
Publication date: 2011-11-24

Abstract

【課題】設備の運転上、保安要員の常駐が不要となり、運転コストの低減を図り得ると共に、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスの放出と脱圧のため、大気放散する必要のないＬＮＧサテライト設備を提供する。
【解決手段】ＬＮＧタンクローリ２０に収容されたＬＮＧを受入れるＬＮＧ受入ライン１
にＬＮＧ貯槽２が接続される一方、この貯槽２からＬＮＧを払出すＬＮＧ払出ライン３にＬＮＧ気化器４が接続され、この気化器４に後続するガス供給ライン５を通して、気化されたＬＮＧガスを需要家に供給するＬＮＧサテライト設備において、前記ＬＮＧ貯槽２内で発生したＢＯＧを払出し前記ガス供給ライン５に合流させるＢＯＧ払出ライン６に、ＢＯＧ加温器７とＢＯＧ貯留タンク８とが介設され、前記ＢＯＧ加温器７で加温され前記ＢＯＧ貯留タンク８に貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ライン６を介して前記ＬＮＧ貯槽２内に伝達可能に構成されてなる。
【選択図】図１

Description

本発明は、ＬＮＧを液体のまま需要地に受入れ、このＬＮＧをガス化して需要家に供給するＬＮＧサテライト設備に関するものである。

海外のガス田から船舶により輸送されたＬＮＧは、国内で最初に一次受入基地に受入れ貯蔵される。そして、この一次受入基地と需要地が離れている場合は、ＬＮＧをガス化しないで液体のまま需要地のＬＮＧサテライト基地まで、通常ＬＮＧローリによって陸路を輸送する。そして、ＬＮＧサテライト基地に設置されたＬＮＧサテライト設備によってガス化された後、このガスを燃料として用いる需要家に供給されている。

そこで、この様な従来例に係るＬＮＧサテライト設備につき、以下添付図６，７を参照しながら説明する。図６は従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図、図７は従来技術２に係る液化ガス用の貯蔵払出し装置を示す構成図である。

先ず、従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備では、ＬＮＧローリ４０のローリタンク４１内に収納されたＬＮＧは、受入ライン３１を介して断熱されたＬＮＧ貯槽３２に移送される。ＬＮＧ貯槽３２内のＬＮＧは、ＬＮＧ貯槽３２に接続されたＬＮＧ払出ライン３３より導出され、このＬＮＧ払出ライン３３から分岐されたＬＮＧ加圧ライン４５を経て貯槽加圧蒸発器４６に至る。

そして、この貯槽加圧蒸発器４６によりＬＮＧは気化され膨張して、ＬＮＧ加圧ライン４５が接続されたＬＮＧ貯槽３２の頂部に至って、ＬＮＧ貯槽３２液面を加圧し槽内圧力を高める。その結果、ＬＮＧ貯槽３２から前記ＬＮＧ払出ライン３３に導出されたＬＮＧは、ＬＮＧ気化器３４により気化された後、ガス供給ライン３５を経てガス需要家に供給される。

この様なＬＮＧサテライト設備では、貯槽加圧蒸発器４６を備えているため、高圧ガス保安法上、有資格者（保安要員）の確保が必要となり、ＬＮＧの普及と設備運転コスト低減の両面から障害となっていた。一方、ＬＮＧサテライト基地において、ＬＮＧの荷降ろしを完了したＬＮＧローリ４０は、ローリタンク４１内の残圧を所定圧（０．３ＭＰａ）以下に脱圧しないと、道路交通法上走行できないため、例えば、図６の大気放散ライン４４に設けられた開閉弁４４ａを開放して、ローリタンク４１内の残存ガスの放出と脱圧を行なっていた。

一方、従来技術２に係る液化ガス用の貯蔵払出し装置では、図７に示す如く、液化ガスＬＧのための真空断熱式貯槽５０と、この真空断熱式貯槽５０から払出しされた液化ガスＬＧを気化し、気化したガスを消費機器に向けて送り出す気化器５１とを少なくとも備えた液化ガスＬＧ用の貯蔵払出し装置であって、前記装置は、真空度調節装置５２を更に含み、この真空度調節装置５２は、前記真空断熱式貯槽５０を構成する貯槽内外槽間５４に、貯蔵する液化ガスＬＧの温度よりも液化温度が低いＮ_２ガスを供給するＮ_２ガスボンベ５５とを備えている。

また同時に、この液化ガス用の貯蔵払出し装置は、貯槽内外槽間５４を真空引きする真空ポンプ５６と、真空断熱式貯槽５０内の圧力を検出する圧力センサー５７と、圧力センサー５７からの信号に基づき、貯槽内外槽間５４にＮ_２ガスボンベ５５から第１の開閉弁５８を介してＮ_２ガスを供給するか、または真空ポンプ５６により第２の開閉弁５９を介して貯槽内外槽間５４の真空引きを行なうかを切り替える弁開閉機構５８ａ，５９ａとを少なくとも備えている（特許文献１参照）。

この様な従来技術２によれば、貯槽５０内の液面を加圧するための加圧蒸発器を省略できるため、設備の運転において、有資格者（保安要員）の常駐が不要となり、運転コストの低減を図り得る。しかしながら、ローリタンク内の残存ガスの放出と残圧の低減については、何らの配慮もされていないため、従来通り大気放散せざるを得ない。

特開２００９−４７２３４号公報

本発明は、上記背景技術に説明した様な諸問題点を解消するためになしたものであって、その目的は、設備の運転上、有資格者（保安要員）の常駐が不要となり、運転コストの低減を図り得ると共に、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスの放出と脱圧のため、大気放散する必要のないＬＮＧサテライト設備を提供することにある。

上記の目的を達成するための本発明は、以下の構成を備えるＬＮＧサテライト設備からなる。即ち、本発明の請求項１に係るＬＮＧサテライト設備は、ＬＮＧタンクローリに収容されたＬＮＧを受入れ移送するＬＮＧ受入ラインにＬＮＧ貯槽が接続される一方、このＬＮＧ貯槽からＬＮＧを払出すＬＮＧ払出ラインにＬＮＧ気化器が接続され、このＬＮＧ気化器に後続するガス供給ラインを通して、前記ＬＮＧ気化器によって気化されたＬＮＧガスを需要家に供給するＬＮＧサテライト設備である。

同時に、前記ＬＮＧサテライト設備が採用した手段は、前記ＬＮＧ貯槽内で自然気化して発生したＢＯＧ（ＢｏｉｌｏｆｆＧａｓ）を払出し前記ガス供給ラインに合流させるＢＯＧ払出ラインに、前記ＢＯＧを常温に加温するＢＯＧ加温器と、このＢＯＧを貯留するためのＢＯＧ貯留タンクとが介設され、前記ＢＯＧ加温器で加温され、前記ＢＯＧ貯留タンクに貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ラインを介して前記ＬＮＧ貯槽内に伝達可能に構成されてなることを特徴とするものである。

本発明の請求項２に係るＬＮＧサテライト設備が採用した手段は、請求項１に記載のＬＮＧサテライト設備において、前記ＬＮＧ受入ラインと前記ガス供給ラインとを接続するローリ脱圧ラインが設けられると共に、このローリ脱圧ラインに前記ＬＮＧタンクローリに残された残存ガスを加温する残存ガス加温器が介装され、ＬＮＧタンクローリから前記ＬＮＧ貯槽にＬＮＧ荷降ろし後、前記残存ガス加温器が介装されたローリ脱圧ラインを介して、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスを前記ＬＮＧガス供給ラインに払出し脱圧可能に構成されてなることを特徴とするものである。

本発明の請求項１に係るＬＮＧサテライト設備は、ＬＮＧタンクローリに収容されたＬＮＧを受入れ移送するＬＮＧ受入ラインにＬＮＧ貯槽が接続される一方、このＬＮＧ貯槽からＬＮＧを払出すＬＮＧ払出ラインにＬＮＧ気化器が接続され、このＬＮＧ気化器に後続するガス供給ラインを通して、前記ＬＮＧ気化器によって気化されたＬＮＧガスを需要家に供給するものである。

同時に、このＬＮＧサテライト設備によれば、前記ＬＮＧ貯槽内で自然気化して発生したＢＯＧを払出し前記ガス供給ラインに合流させるＢＯＧ払出ラインに、前記ＢＯＧを常温に加温するＢＯＧ加温器と、このＢＯＧを貯留するためのＢＯＧ貯留タンクとが介設され、前記ＢＯＧ加温器で加温され、前記ＢＯＧ貯留タンクに貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ラインを介して前記ＬＮＧ貯槽内に伝達可能に構成されてなるので、貯槽加圧蒸発器を備える必要がなく、設備の運転上、有資格者（保安要員）の常駐が不要となり、運転コストの大幅な低減を図り得る。また、ＬＮＧ貯槽を大容量化することなく、小容量の前記ＢＯＧ貯留タンクを備えることにより、ＬＮＧ貯槽の槽内圧力の低下を回避して、ＬＮＧ受入れ後、ガス供給可能な限界圧力に至るまでの経過時間を延長し得る。

また、本発明の請求項２に係るＬＮＧサテライト設備によれば、前記ＬＮＧ受入ラインと前記ガス供給ラインとを接続するローリ脱圧ラインが設けられると共に、このローリ脱圧ラインに前記ＬＮＧタンクローリに残された残存ガスを加温する残存ガス加温器が介装され、ＬＮＧタンクローリから前記ＬＮＧ貯槽にＬＮＧ荷降ろし後、前記残存ガス加温器が介装されたローリ脱圧ラインを介して、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスを前記ＬＮＧガス供給ラインに払出し脱圧可能に構成されてなるので、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスの放出と脱圧のために、温室効果のあるメタン等を含むガスを大気放散する必要がなくなり、地球温暖化防止に資することができる。

本発明の実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図である。従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量１００ｋＬのＬＮＧ貯槽におけるケース１の槽内圧力の経時変化の実測値と計算値とを比較して示す図である。従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量８０ｋＬのＬＮＧ貯槽におけるケース２の槽内圧力の経時変化の実測値と計算値とを比較して示す図である。本発明の比較例−１，２及び実施例に係り、各ＬＮＧ貯槽の槽内圧力の経時変化につき数値実験した結果を示す図である。本発明の実施の形態２に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図である。従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図である。従来技術２に係る液化ガス用の貯蔵払出し装置を示す構成図である。

本発明の実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備を、以下添付図１を参照しながら説明する。図１は本発明の実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図である。

本発明の実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備には、ＬＮＧの一次受入基地から、ローリタンク２１を搭載したＬＮＧタンクローリ２０によってＬＮＧが輸送される。そして、このＬＮＧタンクローリ２０がＬＮＧサテライト基地に到着すると、ローリタンク２１に収容されたＬＮＧは、後述の如くフレキシブルホース２４により接続され、ＬＮＧ受入ライン１を介してＬＮＧサテライト設備に移送される。

一方、このＬＮＧサテライト設備には、ＬＮＧ貯槽２が設けられており、通常このＬＮＧ貯槽２は内槽２ａがＳＵＳ製の二重壁構造を有し、この二重壁内が断熱構造をなしている。そして、前記ＬＮＧ受入ライン１の下流側が、前記内槽２ａの底部に連通された底部受入ライン１２と、前記内槽２ａの頂部に連通された頂部受入ライン１３とに分岐され、夫々ＬＮＧ貯槽２の内槽２ａに接続されている。前記ＬＮＧ受入ライン１の上流側には開閉弁１ａが介装されると共に、前記ＬＮＧ受入ライン１の下流側で分岐された底部受入ライン１２及び頂部受入ライン１３にも、夫々開閉弁１２ａ，１３ａが介装されている。

ＬＮＧ貯槽２の内槽２ａは、ガス需要家におけるガス消費量の３日分程度の容量、即ち、小規模であれば４０〜６０ｋＬ或いは６０ｋＬより多少多い程度の容量を有するのが一般的であり、ＬＮＧ温度（−１６２℃）に耐え得る構造となっている。

そして、このＬＮＧ貯槽２の内槽２ａからＬＮＧを払出すＬＮＧ払出ライン３には、ＬＮＧを温水や外気熱によって気化させるＬＮＧ気化器４の一端が接続され、更にこのＬＮＧ気化器４の他端には、気化された液化ガスをガス需要家に搬送するガス供給ライン５が後続して接続されている。ＬＮＧ払出ライン３には、非常時にＬＮＧの払出しを遮断するためのＬＮＧ遮断弁３ａが、またガス供給ライン５には、ガス需要家へのガス払出圧力を維持するための圧力調節弁５ａが夫々介装されている。

一方、前記ＬＮＧ貯槽２の内槽２ａの頂部には、この内槽２ａ内で自然気化して発生したＢＯＧを、前記ガス供給ライン５に合流させるＢＯＧ払出ライン６が、開閉弁６ｂを介装して接続されている。また、このＢＯＧ払出ライン６には、前記ＢＯＧを温水や外気温により常温に加温するＢＯＧ加温器７と、加温されたこのＢＯＧを貯留するためのＢＯＧ貯留タンク８と、ＬＮＧ貯槽２の内圧を保持するために、ＢＯＧ流量を絞るＢＯＧ絞り弁６ａが介設されている。

そして、ＢＯＧ加温器７で加温されて、ＢＯＧ貯留タンク８に貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ライン６を介してＬＮＧ貯槽２の内槽２ａ内に伝達可能に構成されているので、ＬＮＧ貯槽２の槽内圧力の低下を延長させることが可能となる。

尚、このＢＯＧ払出ライン６には、ＢＯＧ絞り弁６ａの後流側にガス抜取ライン１４が接続されると共に、ＢＯＧ払出ライン６がガス供給ライン５に合流する直前と、ガス抜取ライン１４には夫々開閉弁６ｃ，１４ａが夫々介装されている。そして、ガスやＢＯＧを定常的なガス需要家以外の他の用途に転用する場合は、開閉弁６ｃ，１４ａを開弁して、ガス抜取ライン１４から転用供給することもできる。

次に、本実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備を用いたガス供給方法につき、上記同様添付図１を参照しながら説明する。

ＬＮＧサテライト基地に到着したＬＮＧタンクローリ２０は、ローリタンク２１に収容されたＬＮＧを受入れ移送するＬＮＧ受入ライン１の上流側の一端に、フレキシブルホース２４を介して接続される。このＬＮＧタンクローリ２０には、加圧蒸発器２２が搭載されており、循環流路２３の図示しないポンプを介してローリタンク２１内のＬＮＧを循環させて、加圧蒸発器２２によって蒸発させてタンク２１内に戻し、前記タンク２１内を０．５〜０．６ＭＰａに加圧している。

そして、ＬＮＧ受入ライン１に介装された開閉弁１ａ，及び底部受入ライン１２、頂部受入ラインに夫々介装された開閉弁１２ａ，１３ａが開弁されると、ローリタンク２１内の加圧されたＬＮＧが、フレキシブルホース２４及びＬＮＧ受入ライン１を経て、ＬＮＧの一部は底部受入ライン１２を介してＬＮＧ貯槽２の底部に移送される一方、その他のＬＮＧは、頂部受入ライン１３を介してＬＮＧ貯槽２の頂部に移送され、共にこのＬＮＧ貯槽２の内槽２ａ内に貯蔵される。

ＬＮＧ貯槽２の内槽２ａは、前記ローリタンク２１内の圧力と後述するＢＯＧ絞り弁６ａとの作用により、通常０．３ＭＰａ程度の内圧に保持されている。また、ＬＮＧ貯槽２の槽内圧力をできるだけ高くして圧力低下を延長させるためには、０．３５〜０．４５ＭＰａ程度まで高圧にすることも可能である。そのため、ＬＮＧ貯槽２に貯蔵されたＬＮＧは、ガス需要家の要請により図示しない制御器からの制御信号に基づき、圧力調節弁５ａを制御して、前記槽内圧力によってＬＮＧ気化器４から導出されるガス流量を制御する。ＬＮＧ気化器４により気化されたガスは、ガス供給ライン５から圧力調節弁５ａを介してガス需要家に供給される。

一方、ＬＮＧ貯槽２の内槽２ａ頂部にはＢＯＧが貯留されており、開閉弁６ｂの開弁と共にＢＯＧ払出ライン６を経てＢＯＧ加温器７へ供給され、常温に加温されたＢＯＧはＢＯＧ貯留タンク８に貯留される。そして、通常運転では、ガス抜取ライン１４に介装された開閉弁１４ａは閉弁されると共に、ＢＯＧ払出ライン６に介装された開閉弁６ｃは開弁されているので、ＢＯＧ払出ライン６から払い出されたＢＯＧは、ガス供給ライン５に合流する。

そして、ＢＯＧ貯留タンク８の後流側のＢＯＧ払出ライン６に介装されたＢＯＧ絞り弁６ａによって、ＢＯＧ払出ライン６からガス供給ライン５に合流するＢＯＧ流量が絞り込まれるため、上述した通りＬＮＧ貯槽２の槽内圧力が保持される。この様にして合流したガスとＢＯＧが混合されてガス需要家に供給されるのである。

以上の通り、本発明の実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備によれば、貯槽加圧蒸発器を備えていないため、設備の運転上、有資格者（保安要員）の常駐が不要となり、運転コストの大幅な低減を図り得る。

先ず、図６を用いて説明した従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量１００ｋＬ及び８０ｋＬのＬＮＧ貯槽を夫々有するサテライト設備を例として、これらのＬＮＧサテライト設備に、ＬＮＧタンクローリのローリタンクに収容されたＬＮＧを受入れた後、需要家のＬＮＧ消費による前記ＬＮＧ貯槽の槽内圧の経時変化を、夫々圧力計により実測した実測値と数値実験によって求めた計算値とを比較して、図２，３を参照しながら説明する。

図２は、従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量１００ｋＬのＬＮＧ貯槽におけるケース１の槽内圧力の経時変化の実測値と計算値とを比較して示す図、図３は、従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量８０ｋＬのＬＮＧ貯槽におけるケース２の槽内圧力の経時変化の実測値と計算値とを比較して示す図である。

これらケース１，２における計算値は、何れも貯槽への外部入熱により内部のＬＮＧが一部蒸発し、ＬＮＧ導出による圧力低下を緩和させる効果も考慮した数値実験結果である。ケース１（図２）では、１００ｋＬのＬＮＧ貯槽を夫々有するサテライト設備において、ＬＮＧ払出開始時の液面が内槽最頂部高さの５３．２％、ＬＮＧ払出量が払出開始後７時間未満は平均０．５１トン／ｈ、払出開始後７時間から２１時間未満は平均０．０８トン／ｈ、払出開始後２１時間から２３時間未満は平均０．３９トン／ｈの場合を示す。

このケース１では、計算値は実測値より多少早く圧力降下しているが、初期槽内圧力が２７０ｋＰａ程度であっても、ＬＮＧ払出開始後２０ｈ経過後の内槽圧力は、２５０ｋＰａ（０．２５ＭＰａ）までしか低下していない。この理由は、貯槽容量が大きいと、それに比例して貯槽内のガス層の容量が大きくなるため、ＬＮＧ払出開始直後のガス層の蓄圧量が大きくなるためである。また、たまたま実測した時は、ＬＮＧ払出開始後７時間から２１時間が夜間に該当しておりＬＮＧ需要家（工場）の使用量が低下して、ＬＮＧ払出量が少なくなったことにも起因している。

一方、ケース２（図３）は、ＬＮＧ払出開始時の液面が内槽最頂部高さの７０％で、ＬＮＧ払出量が平均０．２トン／ｈの場合を示す。ケース１，２における計算値は、何れも実測値と良く一致した圧力降下を示し、ＬＮＧ貯槽における槽内圧の経時変化を、本数値実験により予測可能なことを示している。

通常、ガス需要家では、１００ｋＰａ（０．１ＭＰａ）程度以上のガス圧が必要なため、ＬＮＧ貯槽からガス需要家に至るまでの配管、機器等の圧損を加味して、ＬＮＧ貯槽においてガス供給可能な限界圧力は、１２０〜１５０ｋＰａ（０．１２〜０．１５ＭＰａ）程度と考えられる。しかしながら、図２はもとより、図３によれば、ＬＮＧ払出開始後６０ｈ経過しても、槽内圧力は２３０ｋＰａ（０．２３ＭＰａ）程度までしか低下せず、容量８０ｋＬのＬＮＧ貯槽を備えたＬＮＧサテライト設備では、３日間は十分ガス供給可能であることを示している。

次に、前記従来技術１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量６０ｋＬのＬＮＧ貯槽を有する比較例−１と、容量８０ｋＬのＬＮＧ貯槽を有する比較例−２と、上記実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備において、容量６０ｋＬのＬＮＧ貯槽及び容量２５ｋＬのＢＯＧ貯留タンクを有する実施例につき、以下図４を参照しながら説明する。図４は、本発明の比較例−１，２及び実施例に係り、各ＬＮＧ貯槽の槽内圧力の経時変化につき数値実験した結果を示す図である。

これら比較例−１，２及び実施例における数値実験は、何れもＬＮＧサテライト設備に、ＬＮＧタンクローリのローリタンクに収容されたＬＮＧを受入れた後、ガス需要家のＬＮＧ消費による前記ＬＮＧ貯槽の槽内圧力の経時変化を夫々数値実験した結果である。即ち、比較例−１及び実施例は、貯槽容量が６０ｋＬ、ＬＮＧ払出開始時の液面が内槽最頂部高さの８０％で、ＬＮＧ払出量が平均で０．２８８トン／ｈの場合を示している。

一方、比較例−２は、貯槽容量が８０ｋＬ、ＬＮＧ払出開始時の液面が内槽最頂部高さの６０．３％で、ＬＮＧ払出量は比較例−１と同じく平均で０．２８８トン／ｈの場合を示す。上記比較例−１，２及び実施例の何れの場合も、貯槽への外部入熱により内部のＬＮＧが一部蒸発し、ＬＮＧ払出による圧力低下を緩和させる効果も考慮した数値実験結果である。

この結果によれば、容量８０ｋＬのＬＮＧ貯槽を備えた比較例−２のＬＮＧサテライト設備では、ＢＯＧ貯留タンクを備えなくとも、ＬＮＧタンクローリのローリタンクに収容されたＬＮＧを受入れた後３日経た時点で、１４０ｋＰａ程度の槽内圧力を有している。また、ＢＯＧ貯留タンクを備えない比較例−１では、ＬＮＧ受入れ後３３ｈで槽内圧力１５０ｋＰａ以下となってしまうのに対し、比較例−１にＢＯＧ貯留タンクを追加した実施例においては、槽内圧力１５０ｋＰａ以下となるのは、ＬＮＧ受入れ後５８ｈに延長される。

次に、本発明の実施の形態２に係るＬＮＧサテライト設備について、以下添付図５を参照しながら説明する。図５は、本発明の実施の形態２に係るＬＮＧサテライト設備の構成を示す系統図である。
但し、本発明の実施の形態２が上記実施の形態１と相違するところは、ローリ脱圧ラインとこの脱圧ラインに介装された残存ガス加温器の有無に相違があり、これ以外は上記実施の形態１と全く同構成であるから、上記実施の形態１と同一のものに同一符号を付して、その相違する点について説明する。

即ち、上記実施の形態１に係るＬＮＧサテライト設備では、ＬＮＧタンクローリ２０から移送されるＬＮＧは、ＬＮＧ受入ライン１を経てＬＮＧ貯槽２に貯蔵され、次いで、下流側のＬＮＧ払出ライン３から払出されたＬＮＧは、これに連通するＬＮＧ気化器４によりガス化された後、ガス供給ライン５を経て、ＢＯＧ払出ライン６から払い出されたＢＯＧと共に合流して需要家に供給する構成を有している。そのため、ＬＮＧ貯槽２におけるＬＮＧにヘッド（液位）がある限り、ローリタンク２１内の残存ガスの抜き取りと脱圧を、大気放散することなく行なうことは難しい。

それに対し、本実施の形態２に係るＬＮＧサテライト設備は、ＬＮＧ受入ライン１と、ガス供給ライン５とを接続するローリ脱圧ライン１０が、残存ガス加温器１１を介装して設けられると同時に、この残存ガス加温器１１の上流側のローリ脱圧ライン９には開閉弁１０ｂが、前記脱圧加温器１１の下流側の第２ローリ脱圧ライン９にはローリ脱圧絞り弁１０ａと開閉弁１０ｃが介装されている。

その結果、本発明の実施の形態２に係るＬＮＧサテライト設備によれば、ＬＮＧタンクローリ２０から前記ＬＮＧ貯槽２にＬＮＧを荷降ろし後、ＬＮＧ受入ライン１の開閉弁１ａを閉弁する一方、ローリ脱圧ライン１０に介装された開閉弁１０ｂ、ローリ脱圧絞り弁１０ａ、開閉弁１０ｃを全て開弁して、ローリタンク３６内の残存ガスを前記ローリ脱圧ライン１０を介して残存ガス加温器１１に導いて加温し、ガス供給ライン５に払出し脱圧可能に構成されてなるので、ローリタンク２１内の残存ガスの放出と脱圧のために、温室効果のあるメタン等を含むガスを大気放散する必要がなくなる。

以上説明した通り、本発明に係るＬＮＧサテライト設備によれば、ＬＮＧ貯槽内で発生したＢＯＧをガス供給ラインに合流させるＢＯＧ払出ラインに、前記ＢＯＧを常温に加温するＢＯＧ加温器と、このＢＯＧを貯留するためのＢＯＧ貯留タンクとが介設され、前記ＢＯＧ加温器で加温され、前記ＢＯＧ貯留タンクに貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ラインを介して前記ＬＮＧ貯槽内に伝達可能に構成されてなる。

その結果、貯槽加圧蒸発器を備える必要がなくなるため、設備の運転上、有資格者（保安要員）の常駐が不要となり、運転コストの大幅な低減を図り得る。また、ＬＮＧ貯槽を大容量化することなく、小容量の前記ＢＯＧ貯留タンクを備えることにより、ＬＮＧ貯槽の槽内圧力の低下を回避して、ＬＮＧ受入れ後、ガス供給可能な限界圧力に至るまでの経過時間を延長し得る。

１：ＬＮＧ受入ライン，１ａ：開閉弁，
２：ＬＮＧ貯槽，２ａ：内槽，
３：ＬＮＧ払出ライン，３ａ：ＬＮＧ遮断弁，３ｂ：開閉弁，
４：ＬＮＧ気化器，
５：ガス供給ライン，５ａ：圧力調節弁，
６：ＢＯＧ払出ライン，６ａ：ＢＯＧ絞り弁，６ｂ，６ｃ：開閉弁，
７：ＢＯＧ加温器，８：ＢＯＧ貯留タンク，
１０：ローリ脱圧ライン，１０ａ：ローリ脱圧絞り弁，
１０ｂ，１０ｃ：開閉弁，１１：残存ガス加温器，
１２：底部受入ライン，１２ａ：開閉弁，
１３：頂部受入ライン，１３ａ：開閉弁，
１４：ガス抜取ライン，１４ａ：開閉弁，
２０：ＬＮＧタンクローリ，２１：ローリタンク，２２：加圧蒸発器，
２３：循環流路，２４：フレキシブルホース

Claims

ＬＮＧタンクローリに収容されたＬＮＧを受入れ移送するＬＮＧ受入ラインにＬＮＧ貯槽が接続される一方、
このＬＮＧ貯槽からＬＮＧを払出すＬＮＧ払出ラインにＬＮＧ気化器が接続され、
このＬＮＧ気化器に接続されたガス供給ラインを通して、前記ＬＮＧ気化器によって気化されたＬＮＧガスを需要家に供給するＬＮＧサテライト設備において、
前記ＬＮＧ貯槽内で自然気化して発生したＢＯＧを払出し前記ガス供給ラインに合流させるＢＯＧ払出ラインに、
前記ＢＯＧを常温に加温するＢＯＧ加温器と、このＢＯＧを貯留するためのＢＯＧ貯留タンクとが介設され、
前記ＢＯＧ加温器で加温され、前記ＢＯＧ貯留タンクに貯留された加温ＢＯＧの圧力が、前記ＢＯＧ払出ラインを介して前記ＬＮＧ貯槽内に伝達可能に構成されてなることを特徴とするＬＮＧサテライト設備。
前記ＬＮＧ受入ラインと前記ガス供給ラインとを接続するローリ脱圧ラインが設けられると共に、このローリ脱圧ラインに前記ＬＮＧタンクローリに残された残存ガスを加温する残存ガス加温器が介装され、ＬＮＧタンクローリから前記ＬＮＧ貯槽にＬＮＧ荷降ろし後、前記残存ガス加温器が介装されたローリ脱圧ラインを介して、ＬＮＧタンクローリ内の残存ガスを前記ＬＮＧガス供給ラインに払出し脱圧可能に構成されてなることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧサテライト設備。