JPH0462000B2 - - Google Patents
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- JPH0462000B2 JPH0462000B2 JP62004064A JP406487A JPH0462000B2 JP H0462000 B2 JPH0462000 B2 JP H0462000B2 JP 62004064 A JP62004064 A JP 62004064A JP 406487 A JP406487 A JP 406487A JP H0462000 B2 JPH0462000 B2 JP H0462000B2
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- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
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- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】
［産業上の利用分野］
本発明は液化天然ガス気化装置に係り、特に気
化器への海水供給状況を改良した液化天然ガス気
化装置に関するものである。
化器への海水供給状況を改良した液化天然ガス気
化装置に関するものである。
［従来の技術］
一般に液化天然ガスラインには海水供給手段か
ら海水を導入して熱交換して気化させる気化器が
介設されていることは周知の如くである。
ら海水を導入して熱交換して気化させる気化器が
介設されていることは周知の如くである。
従来、この気化器を有する液化天然ガス気化装
置は第５図に示す如く構成されていた。
置は第５図に示す如く構成されていた。
図示するように、液化天然ガス（以下LNGと
いう）が移送されるLNGラインａには気化器
（ORV：OPEN RACK VAPOURIZER）ｂが
介設されており、LNGラインａは気化器ｂの下
部に位置されたLNG入口側に接続され、上部に
位置された出口側には気化した天然ガス（以下
NGという）を移送するNGラインが接続されて
いる。この気化器ｂの直上には散水ヘツダｄが設
けられており、海水ポンプ（SWP）ｅ等を有す
る海水供給手段ｆから供給される海水を上記気化
器ｂ上で散水している。散水された海水は気化器
ｂ内に形成されたチユーブｇ内を通過して下方へ
と流れ、この海水の温度によつて約−162℃の
LNGを熱交換して気化させるようになつている。
また、上記海水供給手段ｆは海水ポンプｅの吐出
側に吐出弁ｈを備えている。更に、上記気化器ｂ
の出口側のNGラインｃにはオリフイスｉが介設
され、上記吐出弁ｈに制御信号を送信している。
いう）が移送されるLNGラインａには気化器
（ORV：OPEN RACK VAPOURIZER）ｂが
介設されており、LNGラインａは気化器ｂの下
部に位置されたLNG入口側に接続され、上部に
位置された出口側には気化した天然ガス（以下
NGという）を移送するNGラインが接続されて
いる。この気化器ｂの直上には散水ヘツダｄが設
けられており、海水ポンプ（SWP）ｅ等を有す
る海水供給手段ｆから供給される海水を上記気化
器ｂ上で散水している。散水された海水は気化器
ｂ内に形成されたチユーブｇ内を通過して下方へ
と流れ、この海水の温度によつて約−162℃の
LNGを熱交換して気化させるようになつている。
また、上記海水供給手段ｆは海水ポンプｅの吐出
側に吐出弁ｈを備えている。更に、上記気化器ｂ
の出口側のNGラインｃにはオリフイスｉが介設
され、上記吐出弁ｈに制御信号を送信している。
以上の如く構成された液化天然ガス気化装置ｊ
の運転は上記気化器ｂに常に定格量の海水を供給
するか、或いは上記オリフイスｉにて検出される
LNGの気化量に応じて上記吐出弁ｈの開度を操
作してなされていた。
の運転は上記気化器ｂに常に定格量の海水を供給
するか、或いは上記オリフイスｉにて検出される
LNGの気化量に応じて上記吐出弁ｈの開度を操
作してなされていた。
［発明が解決しようとする問題点］
ところで、この種の液化天然ガス気化装置にあ
つては以下の如き問題点があつた。
つては以下の如き問題点があつた。
上記気化器ｂに常に定格量の海水を供給するよ
うな運転をした場合には、気化能力以上に余分な
海水を供給していることになり、海水ポンプｅの
稼動率が高く不経済であり、且つ海水ポンプｅの
寿命が短くなるという問題があつた。
うな運転をした場合には、気化能力以上に余分な
海水を供給していることになり、海水ポンプｅの
稼動率が高く不経済であり、且つ海水ポンプｅの
寿命が短くなるという問題があつた。
また、上記オリフイスｉにて検出されるLNG
の気化量によつて上記吐出弁ｈの開度を操作して
海水供給量を調整する場合には、前述した定格量
の海水を供給する場合よりも少しは省エネルギ化
及び海水ポンプｅの長寿命化が改善されるもの
の、他の要素の影響により制御精度が悪く、特に
気化器ｂ及び海水ポンプｅが複数台設けられてい
る装置にあつては適切な制御が困難であるという
問題があつた。
の気化量によつて上記吐出弁ｈの開度を操作して
海水供給量を調整する場合には、前述した定格量
の海水を供給する場合よりも少しは省エネルギ化
及び海水ポンプｅの長寿命化が改善されるもの
の、他の要素の影響により制御精度が悪く、特に
気化器ｂ及び海水ポンプｅが複数台設けられてい
る装置にあつては適切な制御が困難であるという
問題があつた。
すなわち、気化器は、LNGの供給量（気化量）
で供給する海水量は求めることができるが、気化
器自体気化特性は、海水温度とLNGの気化温度
で変化し、またLNG気化量に対して供給する海
水量は時間遅れを伴うため正確に気化量に対して
海水量を制御することは困難である。
で供給する海水量は求めることができるが、気化
器自体気化特性は、海水温度とLNGの気化温度
で変化し、またLNG気化量に対して供給する海
水量は時間遅れを伴うため正確に気化量に対して
海水量を制御することは困難である。
更に、吐出弁ｈの上流側と下流側とで圧力差が
生じるため、吐出弁ｈにキヤビテーシヨンが生じ
るという問題があつた。
生じるため、吐出弁ｈにキヤビテーシヨンが生じ
るという問題があつた。
上述の如き問題点に鑑みて本願発明は気化器に
LNGの気化量に応じた必要海水量を適切に供給
して、常に必要な天然ガスを確保することができ
ると共に、省エネルギ化及び海水ポンプの長寿命
化を図ることができる液化天然ガス気化装置を提
供することを目的とするものである。
LNGの気化量に応じた必要海水量を適切に供給
して、常に必要な天然ガスを確保することができ
ると共に、省エネルギ化及び海水ポンプの長寿命
化を図ることができる液化天然ガス気化装置を提
供することを目的とするものである。
［問題点を解決するための手段］
本発明は液化天然ガスラインに海水供給手段か
ら海水を導入して液化天然ガスを熱交換して気化
させる気化器を介設した液化天然ガス気化装置に
おいて、上記海水供給手段から気化器に供給され
る実海水量を検出する海水量検出手段と、上記気
化器を通過する海水の出入口温度を検出する海水
温度検出手段と、上記気化器によつて熱交換され
気化する液化天然ガスの気化量を検出する気化量
検出手段と、上記気化器により気化した天然ガス
温度を検出するガス温度検出手段と、上記気化量
検出手段により検出した液化天然ガス実気化量及
び上記海水温度検出手段により検出した海水出入
口温度と実海水量の関係より設定海水量を求め、
その設定海水量に上記実海水量に対する液化天然
ガス実気化量の一次遅れ要素を海水量に換算して
加算すると共に、上記ガス温度検出手段により検
出した天然ガスの出口温度が０℃以上になるよう
に、検出ガス温度に応じた補正海水量を加算して
必要海水量を求め、かつ上記海水量検出手段で検
出された実海水量が上記必要海水量となるよう上
記海水量供給手段を制御する海水量制御手段とを
備えたものである。
ら海水を導入して液化天然ガスを熱交換して気化
させる気化器を介設した液化天然ガス気化装置に
おいて、上記海水供給手段から気化器に供給され
る実海水量を検出する海水量検出手段と、上記気
化器を通過する海水の出入口温度を検出する海水
温度検出手段と、上記気化器によつて熱交換され
気化する液化天然ガスの気化量を検出する気化量
検出手段と、上記気化器により気化した天然ガス
温度を検出するガス温度検出手段と、上記気化量
検出手段により検出した液化天然ガス実気化量及
び上記海水温度検出手段により検出した海水出入
口温度と実海水量の関係より設定海水量を求め、
その設定海水量に上記実海水量に対する液化天然
ガス実気化量の一次遅れ要素を海水量に換算して
加算すると共に、上記ガス温度検出手段により検
出した天然ガスの出口温度が０℃以上になるよう
に、検出ガス温度に応じた補正海水量を加算して
必要海水量を求め、かつ上記海水量検出手段で検
出された実海水量が上記必要海水量となるよう上
記海水量供給手段を制御する海水量制御手段とを
備えたものである。
［作 用］
上記の構成によれば、まず気化量に供給する
LNGの気化量が判れば気化器の海水出入口温度
及び実海水量より設定海水量を求めることができ
る。この設定海水量は一次遅れを伴うので、予め
装置に対する供給海水量と供給気化量との一次遅
れの関係を求めておき、気化量に応じてこれに装
置の一次遅れ要素を加算し、さらに気化温度が０
℃以上になるように、しかも気化温度に応じた補
正海水量を求めると共にこれを加算して最終的な
必要海水量を求める。このように求めた必要海水
量は気化特性と一次遅れ要素、及びLNG気化温
度を加味した必要海水量であり、従つて実海水量
を必要海水量に合わせれば、適切な海水量の制御
が可能になる。
LNGの気化量が判れば気化器の海水出入口温度
及び実海水量より設定海水量を求めることができ
る。この設定海水量は一次遅れを伴うので、予め
装置に対する供給海水量と供給気化量との一次遅
れの関係を求めておき、気化量に応じてこれに装
置の一次遅れ要素を加算し、さらに気化温度が０
℃以上になるように、しかも気化温度に応じた補
正海水量を求めると共にこれを加算して最終的な
必要海水量を求める。このように求めた必要海水
量は気化特性と一次遅れ要素、及びLNG気化温
度を加味した必要海水量であり、従つて実海水量
を必要海水量に合わせれば、適切な海水量の制御
が可能になる。
［実施例］
以下に本発明の液化天然ガス気化装置の一実施
例を添付図面に従つて詳述する。
例を添付図面に従つて詳述する。
第１図に示す如く、本発明の液化天然ガス気化
装置１はLNGを移送するLNGライン２に気化器
（ORV）３が介設されている。本実施例にあつて
は気化器３は並列に２基設けられている。上記
LNGライン２は分岐されて各々の気化器３の下
部に位置されたLNG入口に接続されている。こ
れらの気化器３の上部に位置された出口には気化
した天然ガス（NG）を移送するNGライン４が
夫々接続され、その下流側にて再び合流して一系
統に形成されている。これら気化器３の直上には
散水ヘツダ５が夫々設けられている。この散水ヘ
ツダ５は海水供給系６によつて海水ポンプ７と吐
出弁８とからなる海水供給手段９に配管接続され
ている。この海水供給手段９はその下流側で上記
散水ヘツダ５に接続されている。これら気化器３
の直下には海水排出系１０が設けられている。上
記散水ヘツダ５の上流側に位置された海水供給系
６の下流部には上記海水供給手段９から各気化器
３に供給される海水量を検出する海水量検出手段
１１が介設されている。この海水量検出手段１１
は第１の開閉弁１２，オリフイス１３，流量セン
サ１４及びフロートランスミツタ１５からなつて
いる。更に、上記気化器３の海水入口側である上
記海水供給系６の下流部及び海水出口側である海
水排出系１０には気化器３を通過する海水の出入
口温度を検出する海水温度検出手段１６が夫々介
設されている。この海水温度検出手段１６は温度
センサ１７及び温度トランスミツタ１８にて形成
されている。上記気化器３のLNG入口側のLNG
ライン２には気化器３によつて熱交換され気化す
るLNGの気化量を検出する気化量検出手段１９
が夫々備えられている。この気化量検出手段１９
はフローセンサ２０及びフロートランスミツタ２
１からなり、LNG入口側のLNGライン２に夫々
介設されたLNG流量調整装置２２に備えられて
いる。このLNG流量調整装置２２はオリフイス
２３，第２の開閉弁２４及びフローコントローラ
２５からなり、上記気化器３のNG出口側のNG
ライン４に介設された吐出圧力検出装置２６から
の信号を受けて第２の開閉弁２４の開度調整によ
りLNG流量を調整している。上記気化量検出手
段１９はこのLNG流量調整装置２２にて調整さ
れた流量≒LNG気化量として検出するようにな
つている。上記吐出圧力検出装置２６は圧力セン
サ２７及び圧力トランスミツタ２８からなり、
NGライン４の下流側に接続されたボイラ（図示
せず）の燃焼量の増減による圧力の変化を検出
し、上記LNG流量調整装置２２に送信するよう
になつている。更に、上記気化器３のNG出口側
のNGライン４には気化器３により気化したNG
の出口温度を検出するガス温度検出手段２９が介
設されている。このガス温度検出手段２９は温度
センサ３０と温度トランスミツタ３１とからなつ
ている。そして、本発明の液化天然ガス気化装置
１は例えばマイコンにて形成された海水量制御手
段３２を備えており、上記海水量検出手段１１，
海水温度検出手段１６，気化量検出手段１９及び
ガス温度検出手段２９と接続されて検出信号が入
力されるようになつている。この海水量制御手段
３２の出力側は上記海水供給手段９の海水ポンプ
７又は吐出弁８に接続され、上記検出手段１１，
１６，１９，２９によつて検出された海水量，海
水の出入口温度，LNGの気化量及びNGの出口温
度の入力要素を演算処理して、上記検出気化量と
上記検出海水出入口温度より検出気化量に対する
設定海水量を求め、上記実海水量に対する上記液
化天然ガスの実気化量の一次遅れ要素を海水量に
換算して加算すると共に、上記検出ガス温度が０
℃以上になるように上記検出ガスの温度に応じた
補正海水量を求めることで、上記海水供給手段９
が気化器３にLNGの気化量に応じた必要海水量
を供給するように制御している。
装置１はLNGを移送するLNGライン２に気化器
（ORV）３が介設されている。本実施例にあつて
は気化器３は並列に２基設けられている。上記
LNGライン２は分岐されて各々の気化器３の下
部に位置されたLNG入口に接続されている。こ
れらの気化器３の上部に位置された出口には気化
した天然ガス（NG）を移送するNGライン４が
夫々接続され、その下流側にて再び合流して一系
統に形成されている。これら気化器３の直上には
散水ヘツダ５が夫々設けられている。この散水ヘ
ツダ５は海水供給系６によつて海水ポンプ７と吐
出弁８とからなる海水供給手段９に配管接続され
ている。この海水供給手段９はその下流側で上記
散水ヘツダ５に接続されている。これら気化器３
の直下には海水排出系１０が設けられている。上
記散水ヘツダ５の上流側に位置された海水供給系
６の下流部には上記海水供給手段９から各気化器
３に供給される海水量を検出する海水量検出手段
１１が介設されている。この海水量検出手段１１
は第１の開閉弁１２，オリフイス１３，流量セン
サ１４及びフロートランスミツタ１５からなつて
いる。更に、上記気化器３の海水入口側である上
記海水供給系６の下流部及び海水出口側である海
水排出系１０には気化器３を通過する海水の出入
口温度を検出する海水温度検出手段１６が夫々介
設されている。この海水温度検出手段１６は温度
センサ１７及び温度トランスミツタ１８にて形成
されている。上記気化器３のLNG入口側のLNG
ライン２には気化器３によつて熱交換され気化す
るLNGの気化量を検出する気化量検出手段１９
が夫々備えられている。この気化量検出手段１９
はフローセンサ２０及びフロートランスミツタ２
１からなり、LNG入口側のLNGライン２に夫々
介設されたLNG流量調整装置２２に備えられて
いる。このLNG流量調整装置２２はオリフイス
２３，第２の開閉弁２４及びフローコントローラ
２５からなり、上記気化器３のNG出口側のNG
ライン４に介設された吐出圧力検出装置２６から
の信号を受けて第２の開閉弁２４の開度調整によ
りLNG流量を調整している。上記気化量検出手
段１９はこのLNG流量調整装置２２にて調整さ
れた流量≒LNG気化量として検出するようにな
つている。上記吐出圧力検出装置２６は圧力セン
サ２７及び圧力トランスミツタ２８からなり、
NGライン４の下流側に接続されたボイラ（図示
せず）の燃焼量の増減による圧力の変化を検出
し、上記LNG流量調整装置２２に送信するよう
になつている。更に、上記気化器３のNG出口側
のNGライン４には気化器３により気化したNG
の出口温度を検出するガス温度検出手段２９が介
設されている。このガス温度検出手段２９は温度
センサ３０と温度トランスミツタ３１とからなつ
ている。そして、本発明の液化天然ガス気化装置
１は例えばマイコンにて形成された海水量制御手
段３２を備えており、上記海水量検出手段１１，
海水温度検出手段１６，気化量検出手段１９及び
ガス温度検出手段２９と接続されて検出信号が入
力されるようになつている。この海水量制御手段
３２の出力側は上記海水供給手段９の海水ポンプ
７又は吐出弁８に接続され、上記検出手段１１，
１６，１９，２９によつて検出された海水量，海
水の出入口温度，LNGの気化量及びNGの出口温
度の入力要素を演算処理して、上記検出気化量と
上記検出海水出入口温度より検出気化量に対する
設定海水量を求め、上記実海水量に対する上記液
化天然ガスの実気化量の一次遅れ要素を海水量に
換算して加算すると共に、上記検出ガス温度が０
℃以上になるように上記検出ガスの温度に応じた
補正海水量を求めることで、上記海水供給手段９
が気化器３にLNGの気化量に応じた必要海水量
を供給するように制御している。
次に上記実施例における作用を述べる。
上記海水供給系６の合流部に介設された海水量
検出手段１１は二系列の海水供給手段９のいずれ
か一方、或いは両方の全ての運転状況における海
水量を検出するものである。この海水量検出値は
実海水量として上記海水量制御手段３２に常に入
力されている。また、上記気化器３の海水入口側
である海水供給系６及び海水出口側である海水排
出系１０に夫々介設された海水温度検出手段１６
は各々海水出入口温度を検出し、この検出値は
SWTIN−SWTOUT＝ΔTとして上記海水量制御手
段３２に常に入力されている。このΔTは、LNG
を気化するに要した温度降下であり、実気化量と
の関係から、図２より設定海水量、図３より補正
海水量を求めるのに参照される。更に、上記気化
器３のLNG入口側のLNGライン２に設けられた
気化量検出手段１９は上記LNG流量調整装置２
２により調整された流量≒気化量として検出し、
この検出値は上記海水量制御手段３２に常に入力
されている。このLNG流量調整装置２２は前述
した如く、上記気化器３のNG出口側のNGライ
ン４に介設された吐出圧力検出装置２６からの信
号を受けて第２の開閉弁２４の開度調整により
LNG流量を調整している。この吐出圧力検出装
置２６はボイラの燃焼量が減少すれば圧力が上昇
し、燃焼量が増加すれば圧力が下降するという圧
力変化を検知している。この吐出圧力検出装置２
６が検出した圧力が上昇していれば上記LNG流
量調整装置２２の第２の開閉弁２４はフローコン
トローラ２５にて絞り込まれ、下降していれば開
放されるものである。また更に、上記気化器３の
NG出口側のNGライン４に介設されたガス温度
検出手段２９は気化したNGの温度変化を検出
し、この検出値は上記海水量制御手段３２に常に
入力されている。
検出手段１１は二系列の海水供給手段９のいずれ
か一方、或いは両方の全ての運転状況における海
水量を検出するものである。この海水量検出値は
実海水量として上記海水量制御手段３２に常に入
力されている。また、上記気化器３の海水入口側
である海水供給系６及び海水出口側である海水排
出系１０に夫々介設された海水温度検出手段１６
は各々海水出入口温度を検出し、この検出値は
SWTIN−SWTOUT＝ΔTとして上記海水量制御手
段３２に常に入力されている。このΔTは、LNG
を気化するに要した温度降下であり、実気化量と
の関係から、図２より設定海水量、図３より補正
海水量を求めるのに参照される。更に、上記気化
器３のLNG入口側のLNGライン２に設けられた
気化量検出手段１９は上記LNG流量調整装置２
２により調整された流量≒気化量として検出し、
この検出値は上記海水量制御手段３２に常に入力
されている。このLNG流量調整装置２２は前述
した如く、上記気化器３のNG出口側のNGライ
ン４に介設された吐出圧力検出装置２６からの信
号を受けて第２の開閉弁２４の開度調整により
LNG流量を調整している。この吐出圧力検出装
置２６はボイラの燃焼量が減少すれば圧力が上昇
し、燃焼量が増加すれば圧力が下降するという圧
力変化を検知している。この吐出圧力検出装置２
６が検出した圧力が上昇していれば上記LNG流
量調整装置２２の第２の開閉弁２４はフローコン
トローラ２５にて絞り込まれ、下降していれば開
放されるものである。また更に、上記気化器３の
NG出口側のNGライン４に介設されたガス温度
検出手段２９は気化したNGの温度変化を検出
し、この検出値は上記海水量制御手段３２に常に
入力されている。
上記検出気化量と上記検出海水出入口温度差
ΔTより設定海水量を求め、上記実海水量に対す
る上記液化天然ガスの実気化量の一次遅れ要素を
海水量に換算して加算すると共に、上記検出ガス
温度が０℃以上になるように上記検出ガス温度を
加味し、検出ガス温度に応じた補正海水量を求め
る。
ΔTより設定海水量を求め、上記実海水量に対す
る上記液化天然ガスの実気化量の一次遅れ要素を
海水量に換算して加算すると共に、上記検出ガス
温度が０℃以上になるように上記検出ガス温度を
加味し、検出ガス温度に応じた補正海水量を求め
る。
ここで、上記気化器３の使用条件として次の事
項が要求される。
項が要求される。
(1) 海水量（SW）は気化器３の定格流量の40％
以上に保つこと。これは気化器３の表面の海水
を均一化する必要があるからである。
以上に保つこと。これは気化器３の表面の海水
を均一化する必要があるからである。
(2) LNG気化量（NG）と海水によりLNGに与
えられるエネルギ（１≒海水量（SW）×海水
出入口温度（ΔT（SWTIN−SWTOUT）））とは略
比例関係を示している。
えられるエネルギ（１≒海水量（SW）×海水
出入口温度（ΔT（SWTIN−SWTOUT）））とは略
比例関係を示している。
(3) 海水量（SW）が変化してLNG気化量
（NG）が変化するまでに遅れ時間がある。こ
れは気化器３の熱伝達の速度に帰因するもので
ある。
（NG）が変化するまでに遅れ時間がある。こ
れは気化器３の熱伝達の速度に帰因するもので
ある。
(4) 気化器３の出口ガス温度（NGT）を常に０
℃以上に維持すること。NGライン４には通常
温配管か採用されているので、使用可能温度に
制限があるためである。
℃以上に維持すること。NGライン４には通常
温配管か採用されているので、使用可能温度に
制限があるためである。
このような条件の下に海水量制御手段３２は上
記検出手段１１，１６，１９，２９からの実海水
量SW：，LNG実気化量：NG，海水出入口温
度：SWT（SWTIN−SWTOUT）及びNG出口温
度：NGTの入力要素を受けて、第２図に示す
〜のフローの如く演算処理を行うことになる。
まず、図中はLNG気化量（NG）と海水量
（SW（海水温度（SWTIN・SWTOUT）））との関係
から得られる第３図に示す気化特性のグラフから
設定海水量（SW1）を求めるものである。第３
図に示す気化特性によりLNG気化量（NG＞40
％）のときは上記(2)の条件の如く海水量（SW）
とLNG気化量（NG）との比例関係から海水量
（SW）を求める。この比例関係は海水出入口温
度（ΔT＝SWTIN−SWTOUT）によつて図中二点
鎖線の如く変化する。また、LNG気化量（NG≦
40％）のときは上記(1)の条件の如く、海水量
（SW＝40％）として設定海水量（SW1）を求め
る。次に、この設定海水量（SW1）に上記(3)の
条件の如く、第２図中に示すLNG気化器
（ORV）３の遅れ補償回路により算出した海水量
（SW）を加算する。この海水量（SW）の算出は
｛Ｓ／（１＋ST）｝×LNG気化量（NG）、（Ｓ＝
dt／dx、ｔ＝気化時定数）の式に表わされる一
次遅れ要素の微分式から海水量（SW）として求
める。更に、この一次遅れ要素による海水量
（SW）を加算した上記一次遅れを加味した設定
海水量（SW2）に上記(4)の条件の如く、第２図
中に示す気化器（ORV）３の出口ガス温度
（NGT）を０℃以上に維持する維持回路より算出
した海水量（SW）を加算する。この海水量
（SW）の算出は第４図に示すNG出口温度
（NGT）と海水量（SW（海水温度（SWTIN・
SWTOUT）））との関係から求める。すなわち、
NG出口温度（NGT）が０℃に近づくとこれに
より算出した補正海水量（SW）を加算するもの
である。このようにして第２図中に示す如く、
気化器３の気化量（NG）に応じた最適必要海水
量（SW）が求められるものである。そして、上
記海水量制御手段３２は制御信号を出力し、上記
海水供給手段９の吐出弁８又は海水ポンプ７が気
化器３に上記必要海水量を供給するように制御す
る。特に海水ポンプ７を直接制御してポンプの台
数制御、或いは翼開度制御等をすれば吐出弁８を
制御する場合に比べて吐出弁８のキヤビテーシヨ
ンを回避することができるものである。
記検出手段１１，１６，１９，２９からの実海水
量SW：，LNG実気化量：NG，海水出入口温
度：SWT（SWTIN−SWTOUT）及びNG出口温
度：NGTの入力要素を受けて、第２図に示す
〜のフローの如く演算処理を行うことになる。
まず、図中はLNG気化量（NG）と海水量
（SW（海水温度（SWTIN・SWTOUT）））との関係
から得られる第３図に示す気化特性のグラフから
設定海水量（SW1）を求めるものである。第３
図に示す気化特性によりLNG気化量（NG＞40
％）のときは上記(2)の条件の如く海水量（SW）
とLNG気化量（NG）との比例関係から海水量
（SW）を求める。この比例関係は海水出入口温
度（ΔT＝SWTIN−SWTOUT）によつて図中二点
鎖線の如く変化する。また、LNG気化量（NG≦
40％）のときは上記(1)の条件の如く、海水量
（SW＝40％）として設定海水量（SW1）を求め
る。次に、この設定海水量（SW1）に上記(3)の
条件の如く、第２図中に示すLNG気化器
（ORV）３の遅れ補償回路により算出した海水量
（SW）を加算する。この海水量（SW）の算出は
｛Ｓ／（１＋ST）｝×LNG気化量（NG）、（Ｓ＝
dt／dx、ｔ＝気化時定数）の式に表わされる一
次遅れ要素の微分式から海水量（SW）として求
める。更に、この一次遅れ要素による海水量
（SW）を加算した上記一次遅れを加味した設定
海水量（SW2）に上記(4)の条件の如く、第２図
中に示す気化器（ORV）３の出口ガス温度
（NGT）を０℃以上に維持する維持回路より算出
した海水量（SW）を加算する。この海水量
（SW）の算出は第４図に示すNG出口温度
（NGT）と海水量（SW（海水温度（SWTIN・
SWTOUT）））との関係から求める。すなわち、
NG出口温度（NGT）が０℃に近づくとこれに
より算出した補正海水量（SW）を加算するもの
である。このようにして第２図中に示す如く、
気化器３の気化量（NG）に応じた最適必要海水
量（SW）が求められるものである。そして、上
記海水量制御手段３２は制御信号を出力し、上記
海水供給手段９の吐出弁８又は海水ポンプ７が気
化器３に上記必要海水量を供給するように制御す
る。特に海水ポンプ７を直接制御してポンプの台
数制御、或いは翼開度制御等をすれば吐出弁８を
制御する場合に比べて吐出弁８のキヤビテーシヨ
ンを回避することができるものである。
［発明の効果］
以上要するに本発明によれば次の如き優れた効
果を発揮する。
果を発揮する。
(1) 海水量制御手段により海水供給手段を制御し
て気化器に液化天然ガスの気化量に応じた必要
海水量を供給するようにしたので、余分の海水
量を少なくして省エネルギ化を図ることができ
る。
て気化器に液化天然ガスの気化量に応じた必要
海水量を供給するようにしたので、余分の海水
量を少なくして省エネルギ化を図ることができ
る。
(2) 気化器に必要海水量のみを供給するようにし
たので、ポンプの稼動時間が短縮され、ポンプ
の寿命を延ばすことができる。
たので、ポンプの稼動時間が短縮され、ポンプ
の寿命を延ばすことができる。
(3) 既設の液化天然ガス気化装置を改良すること
ができ、汎用性に富む。
ができ、汎用性に富む。
(4) 気化器の海水入口圧力を低くすることができ
るので、第１の開閉弁のキヤビテーシヨンを回
避することができ、振動、騒音を低くすること
ができる。
るので、第１の開閉弁のキヤビテーシヨンを回
避することができ、振動、騒音を低くすること
ができる。
(5) 常に必要な天然ガスを確保できる。
第１図は本発明の液化天然ガス気化装置の一実
施例を示す系統図、第２図は本発明の液化天然ガ
ス気化装置に採用する海水量制御手段におけるデ
ータ処理のフローチヤート、第３図は海水量，海
水出入口温度及び液化天然ガスの気化量との関係
を示すグラフ、第４図は天然ガスの出口温度の変
化に対する海水量の増減関係を示すグラフ、第５
図は従来例を示す概略図である。 図中、１は液化天然ガス気化装置、３は気化
器、９は海水供給手段、１１は海水量検出手段、
１６は海水温度検出手段、１９は気化量検出手
段、２９はガス温度検出手段、３２は海水量制御
手段である。
施例を示す系統図、第２図は本発明の液化天然ガ
ス気化装置に採用する海水量制御手段におけるデ
ータ処理のフローチヤート、第３図は海水量，海
水出入口温度及び液化天然ガスの気化量との関係
を示すグラフ、第４図は天然ガスの出口温度の変
化に対する海水量の増減関係を示すグラフ、第５
図は従来例を示す概略図である。 図中、１は液化天然ガス気化装置、３は気化
器、９は海水供給手段、１１は海水量検出手段、
１６は海水温度検出手段、１９は気化量検出手
段、２９はガス温度検出手段、３２は海水量制御
手段である。
Claims (1)
- １ 液化天然ガスラインに海水供給手段から海水
を導入して液化天然ガスを熱交換して気化させる
気化器を介設した液化天然ガス気化装置におい
て、上記海水供給手段から気化器に供給される実
海水量を検出する海水量検出手段と、上記気化器
を通過する海水の出入口温度を検出する海水温度
検出手段と、上記気化器によつて熱交換され気化
する液化天然ガスの気化量を検出する気化量検出
手段と、上記気化器により気化した天然ガス温度
を検出するガス温度検出手段と、上記気化量検出
手段により検出した液化天然ガス実気化量及び上
記海水温度検出手段により検出した海水出入口温
度と実海水量の関係より設定海水量を求め、その
設定海水量に上記実海水量に対する液化天然ガス
実気化量の一次遅れ要素を海水量に換算して加算
すると共に、上記ガス温度検出手段により検出し
た天然ガスの出口温度が０℃以上になるように、
検出ガス温度に応じた補正海水量を加算して必要
海水量を求め、かつ上記海水量検出手段で検出さ
れた実海水量が上記必要海水量となるよう上記海
水量供給手段を制御する海水量制御手段とを備え
たことを特徴とする液化天然ガス気化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP62004064A JPS63176898A (ja) | 1987-01-13 | 1987-01-13 | 液化天然ガス気化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP62004064A JPS63176898A (ja) | 1987-01-13 | 1987-01-13 | 液化天然ガス気化装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS63176898A JPS63176898A (ja) | 1988-07-21 |
| JPH0462000B2 true JPH0462000B2 (ja) | 1992-10-02 |
Family
ID=11574408
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP62004064A Granted JPS63176898A (ja) | 1987-01-13 | 1987-01-13 | 液化天然ガス気化装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS63176898A (ja) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2018200029A (ja) * | 2017-05-29 | 2018-12-20 | 株式会社Ihi | 発電システム |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5911076A (ja) * | 1982-07-09 | 1984-01-20 | Seiko Epson Corp | 液晶モニタ−テレビ |
| JPS6138300A (ja) * | 1984-07-31 | 1986-02-24 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 液化ガス気化装置 |
-
1987
- 1987-01-13 JP JP62004064A patent/JPS63176898A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS63176898A (ja) | 1988-07-21 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |