JP2003148695A - Liquefied natural gas - Google Patents
Liquefied natural gasInfo
- Publication number
- JP2003148695A JP2003148695A JP2001345808A JP2001345808A JP2003148695A JP 2003148695 A JP2003148695 A JP 2003148695A JP 2001345808 A JP2001345808 A JP 2001345808A JP 2001345808 A JP2001345808 A JP 2001345808A JP 2003148695 A JP2003148695 A JP 2003148695A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- lng
- natural gas
- pressure
- pump
- tank
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Abstract
Description
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、液化天然ガスタン
クに貯蔵した液化天然ガスを高圧で加圧して蒸発させる
液化天然ガス加圧蒸発システムに関する技術の発明であ
る。
【０００２】
【従来の技術】従来より、圧縮天然ガス（ＣＮＧ）を燃
料として使用する天然ガス自動車（ＮＧＶ）が実用化さ
れており、このＮＧＶにＣＮＧを供給する天然ガススタ
ンド（Ｌ−ＣＮＧ）が各地で計画されつつある。
【０００３】この天然ガススタンドでは、図２に示すよ
うに、ＬＮＧタンク１０１に貯蔵したＬＮＧをＬＮＧポ
ンプ１０２で昇圧し、更に高圧ＬＮＧ気化器１０３で気
化させて圧縮天然ガス（ＣＮＧ）とし、ＮＧＶに充填す
るようになっている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】ところが、前記天然ガ
ススタンドでは、ＬＮＧタンク１０１のＬＮＧを長時間
放置すると、ＬＮＧが入熱により加温されて飽和状態
（図３の実線Ｌ１上の状態であって、例えば、Ａ点又は
Ｃ点）となる。そして、ＬＮＧポンプ１０２としては、
ＬＮＧを２５ＭＰａＧまで昇圧することのできる高圧小
容量のＬＮＧポンプ１０２を使用するため、ＬＮＧポン
プ１０２が飽和状態のＬＮＧを吸い込むと、サクション
部の急激な圧力低下に伴ってＬＮＧが気化し（図３のＥ
点又はＦ点）、ＬＮＧポンプ１０２を正確に機能させる
ことができない。そこで、ＬＮＧポンプ１０２の吸込口
のＬＮＧの圧力を飽和状態の圧力（飽和蒸気圧）に必要
有効吸込水頭（最低０．０１４ＭＰａＧ）を加えた圧力
以上にすることにより、ＬＮＧポンプ１０２がＬＮＧを
吸い込んだ際にサクション部のＬＮＧを気化させないよ
うにする必要がある。このようにＬＮＧポンプ１０２の
吸込口のＬＮＧの圧力を飽和状態の圧力（飽和蒸気圧）
に必要有効吸込水頭（最低０．０１４ＭＰａＧ）を加え
た圧力とするためには、ＬＮＧタンク１０１内の最低液
面をＬＮＧポンプ１０２の吸込口より３ｍ以上高くする
か、或いは、ＬＮＧポンプ１０２を運転する前に、ＬＮ
Ｇタンク１０１内を飽和蒸気圧に必要有効吸込水頭を加
えた圧力以上に加圧してＬＮＧを過冷却状態（図３のＢ
点又はＤ点）にする必要がある。
【０００５】ここで、ＬＮＧタンク１０１は、一般に２
０ｋｌ（重量約１２ｔ）以上の大きさがあるため、ＬＮ
Ｇタンク１０１を高い位置に設置するためには、大規模
な基礎又は架台が必要となり、その分だけ建設工事が大
掛かりなものとなる。一方で、大型のＬＮＧタンク１０
１内を加圧すると、図示しないＬＮＧローリからＬＮＧ
タンク１０１にＬＮＧを受け入れることができなくなる
ため、ＬＮＧの受け入れ時には、ＬＮＧタンク１０１内
を脱圧しなければならない。このため、ＬＮＧタンク１
０１の加圧と脱圧を繰り返すことにより大量のＢＯＧが
発生し、このＢＯＧ処理のために特別な設備が必要とな
る。
【０００６】この発明は上記事情に鑑みてなされたもの
であり、その目的は、建設工事や設備工事を大掛かりな
ものとすることなくＬＮＧポンプの必要有効吸込水頭を
確保することを可能にした液化天然ガス加圧蒸発システ
ムを提供することにある。
【０００７】
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に、請求項１に記載の発明は、タンクに貯蔵した液化天
然ガスをポンプの吸込口に供給して昇圧するシステムに
設けられ、ポンプの必要有効吸込水頭を確保するために
液化天然ガスを加圧する加圧装置であって、タンクから
小出しされた液化天然ガスを一旦収容するための小出し
容器と、小出し容器に収容された液化天然ガスを飽和蒸
気圧に必要有効吸込水頭を加えた圧力以上に加圧するた
めの加圧手段とを備え、加圧された液化天然ガスを前記
ポンプの吸込口に供給することを趣旨とする。
【０００８】上記発明の構成によれば、タンクには相当
量の液化天然ガスが貯蔵されることになり、そのタンク
からは小出し容器を満たす程度の液化天然ガスが取り出
される。そして、小出し容器に一旦収容された液化天然
ガスは、加圧手段により飽和蒸気圧にポンプの必要有効
吸込水頭を加えた圧力以上に加圧されてポンプの吸込口
に供給される。従って、ポンプの吸込圧力が不足するこ
とがない。又、小出し容器に収容された比較的少量の液
化天然ガスを加圧手段で加圧すればよいだけなので、加
圧手段を大掛かりな構成にする必要がない。更に、必要
有効吸込水頭を確保するために、タンク全体をポンプよ
りも高い位置に設置する必要がなくなる。
【０００９】
【発明の実施の形態】以下、本発明の液化天然ガス加圧
装置を天然ガススタンドに具体化した一実施の形態を図
面を参照して詳細に説明する。
【００１０】図１には、天然ガススタンドの概略構成図
を示す。天然ガススタンド１は、主として、液化天然ガ
ス（ＬＮＧ）タンク２に貯蔵したＬＮＧをＬＮＧポンプ
３で昇圧し、ＬＮＧ気化器４で高圧で気化させて圧縮天
然ガス（ＣＮＧ）とし、そのＣＮＧを蓄ガス器５に貯え
て、ＣＮＧディスペンサ６により天然ガス自動車（ＮＧ
Ｖ）７の燃料用蓄ガス器８に充填するためのものであ
る。ＮＧＶ７は、周知のように、ＣＮＧを燃料として使
用する図示しないＣＮＧエンジンを搭載する。
【００１１】ＬＮＧタンク２は、断熱性を有するもので
あり、ＬＮＧを「−１６０℃」前後の極低温で貯蔵する
ものである。ＬＮＧタンク２は、３日〜７日分のＬＮＧ
を貯蔵するために、容量が２０ｋｌ以上のものを使用し
ている。また、ＬＮＧポンプ３は、ＬＮＧを２５ＭＰａ
Ｇまで昇圧することのできる高圧小容量の往復圧縮式ポ
ンプを使用している。こうしたＬＮＧタンク２とＬＮＧ
ポンプ３との間には、小出し容器９が配設されている。
【００１２】ＬＮＧタンク２と小出し容器９とは、ＬＮ
Ｇ移送ライン１０とＢＯＧ移送ライン１１とで接続され
ている。ＬＮＧ移送ライン１０は、ＬＮＧタンク２の液
相部と小出し容器９の液相部とを接続し、ＢＯＧ移送ラ
イン１１は、小出し容器９の気相部とＬＮＧタンク２の
気相部とを接続している。ＢＯＧ移送ライン１１には、
大気に連通するＢＯＧ放出ライン１２が分岐している。
そして、ＬＮＧ移送ライン１０、ＢＯＧ移送ライン１
１、ＢＯＧ放出ライン１２には、図示しない制御装置に
より開閉動作を自動制御される第１バルブ１３、第２バ
ルブ１４、第３バルブ１５がそれぞれ設けられている。
【００１３】一方、小出し容器９とＬＮＧポンプ３と
は、ＬＮＧ送出ライン１６とＢＯＧ送込ライン１７とで
接続されている。ＬＮＧ送出ライン１６は、小出し容器
９の液相部とＬＮＧポンプ３の吸込口とを接続し、ＢＯ
Ｇ送込ライン１７は、ＬＮＧポンプ３と小出し容器９の
気相部とを接続している。そして、ＬＮＧ送出ライン１
６には、図示しない制御装置により開閉動作を自動制御
される第４バルブ１８が設けられている。
【００１４】こうした小出し容器９は、天然ガススタン
ド１で１回又は１日に使用されるＬＮＧを貯蔵するため
に、ＬＮＧタンク２より小型のものを使用している。そ
して、小出し容器９には、加圧蒸発器１９が払出ライン
２０と払戻ライン２１を介して接続されている。払出ラ
イン２０及び払戻ライン２１には、図示しない制御装置
により開閉動作を自動制御される第５バルブ２２及び第
６バルブ２３がそれぞれ設けられている。本実施の形態
では、加圧蒸発器１９は、小出し容器９の液相部から払
出ライン２０に払い出されたＬＮＧを大気との熱交換に
より気化させ、気化したＬＮＧを払戻ライン２１を介し
て小出し容器９の気相部に払い戻すことにより、小出し
容器９内のＬＮＧを飽和蒸気圧に必要有効吸込水頭
（０．０１４ＭＰａＧ）を加えた圧力以上に加圧するよ
うになっている。また、小出し容器９には、ＬＮＧの液
量を検出するための図示しない液面計が設けられてい
る。
【００１５】尚、ＬＮＧタンク２の底部には、ローリ２
６からＬＮＧを受け入れるためのＬＮＧ受入ライン２７
が接続している。
【００１６】続いて、本実施の形態の液化天然ガス加圧
装置の作用について説明する。ＬＮＧタンク２は、低圧
力状態でＬＮＧを貯蔵する。このとき、第１〜第６バル
ブ１３〜１５，１８，２２，２３は、閉状態であり、Ｌ
ＮＧタンク２では、ＬＮＧが入熱により加温されて飽和
状態になっている。
【００１７】そして、第１，第２バルブ１３，１４を開
状態とすることにより、ＬＮＧタンク２の液相部から小
出し容器９の液相部にＬＮＧを移送する。図示しない液
面計が、ＬＮＧがＬＮＧタンク２から小出し容器９に必
要量移送されたことを検出すると、図示しない制御装置
が第１，第２バルブ１３，１４を閉状態とし、ＬＮＧの
移送を完了する。
【００１８】ここで、ＬＮＧタンク２内の液面レベルが
低くて十分にＬＮＧを移送できない場合には、第１，第
３バルブ１３，１５を開状態とし、第２バルブ１４を閉
状態とする。これにより、小出し容器９のＢＯＧが大気
放散されて、小出し容器９の気相部圧力が下がり、ＬＮ
Ｇタンク２から小出し容器９にＬＮＧを移送しやすくな
る。そして、図示しない液面計が、ＬＮＧがＬＮＧタン
ク２から小出し容器９に必要量移送されたことを検出す
ると、図示しない制御装置が第１，第３バルブ１３，１
５を閉状態とし、ＬＮＧの移送を完了する。
【００１９】その後、第５バルブ２２と第６バルブ２３
を開状態とすることにより、小出し容器９から払出ライ
ン２０に払い出されたＬＮＧを加圧蒸発器１９において
大気との熱交換により気化させ、払戻ライン２１を介し
て小出し容器９の気相部に払い戻す。これにより、小出
し容器９の気相部が昇圧して、液相部を加圧するため、
小出し容器９内のＬＮＧは、飽和蒸気圧より０．０１４
ＭＰａＧ以上に加圧されて過冷却状態となり、必要有効
吸込水頭が確保される。
【００２０】そして、飽和蒸気圧に必要有効吸込水頭を
加えた圧力以上に加圧されたＬＮＧは、第５，第６バル
ブ２２，２３を閉状態とし、第４バルブ１８を開状態と
することにより、小出し容器９からＬＮＧポンプ３へ供
給され、ＬＮＧポンプ３にて２５ＭＰａＧまで昇圧され
てＬＮＧ気化器４に供給される。このとき、ＬＮＧポン
プ３では、作動に伴ってＢＯＧが発生するが、そのＢＯ
ＧはＢＯＧ送込ライン１７を介して小出し容器９に送り
込まれるため、加圧蒸発器１９による加圧量を少なくす
ることが可能である。そして、ＬＮＧ気化器４にて気化
された高圧のＣＮＧは、ディスペンサ６を介してＮＧＶ
７の燃料用蓄ガス器８に供給される。
【００２１】尚、小出し容器９内の液が少なくなった場
合や小出し容器９内の圧力が規定値より高くなった場合
には、第２バルブ１４を開状態、第１，第３バルブ１
３，１５を閉状態とすることにより、小出し容器９で発
生したＢＯＧを大型のＬＮＧタンク２の気相部に移送
し、脱圧を行うことができる。
【００２２】以上詳細に説明した通り、本実施の形態の
液化天然ガス加圧装置によれば、小出し容器９に一旦収
容されたＬＮＧは、加圧蒸発器１９により飽和蒸気圧に
ＬＮＧポンプ３の必要有効吸込水頭を加えた圧力以上に
加圧されてＬＮＧポンプ３の吸込口に供給されるので、
ＬＮＧポンプ３の吸込圧力が不足することがない。その
ため、小出し容器９を高い位置に設置する必要がなく、
基礎又は架台を設けなくてもよい。また、加圧される小
出し容器９は、ＬＮＧタンク２より小型でＢＯＧの発生
量が少ない。更に、小出し容器９を加圧するだけなの
で、加圧蒸発器１８を大掛かりな構成にする必要がな
い。よって、本実施の形態の液化天然ガス加圧装置は、
建設工事や設備工事を大掛かりなものとすることなくＬ
ＮＧポンプ３の必要有効吸込水頭を確保することができ
る。
【００２３】また、ＬＮＧタンク２を直接加圧しないの
で、ＬＮＧを受け入れる時に脱圧等する必要がなく、Ｌ
ＮＧタンク２にＢＯＧを処理するための特別な装置等を
設ける必要がない。
【００２４】尚、本発明は前記実施の形態に限定される
ものではなく、発明の趣旨を逸脱することのない範囲
で、例えば、以下のように実施することもできる。
【００２５】（１）前記実施の形態では、液化天然ガス
加圧装置を天然ガススタンド１に使用したが、これに限
定されるものではなく、ＬＮＧを所定圧まで昇圧させる
必要のある様々なシステムに取り付けることが可能であ
る。
【００２６】（２）前記実施の形態では、天然ガススタ
ンド１をＬＮＧサテライト設備に併設することにより、
ＬＮＧタンクをサテライト設備側のＬＮＧタンクと兼用
することが可能となる。
【００２７】（３）前記実施の形態では、加圧蒸発器１
９は大気との熱交換によりＬＮＧを気化させているが、
加温手段等を設けてＬＮＧを気化させるようにしてもよ
い。
【発明の効果】請求項１に記載の発明の構成によれば、
建設工事や設備工事を大掛かりなものとすることなくＬ
ＮＧポンプの必要有効吸込水頭を確保することができ
る。Description: BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a liquefied natural gas pressurized evaporation system for pressurizing and evaporating liquefied natural gas stored in a liquefied natural gas tank at a high pressure. is there. [0002] Conventionally, a natural gas vehicle (NGV) using compressed natural gas (CNG) as fuel has been put into practical use, and a natural gas station (L-CNG) for supplying CNG to the NGV has been used. Is being planned in various places. In this natural gas station, as shown in FIG. 2, LNG stored in an LNG tank 101 is pressurized by an LNG pump 102, and further vaporized by a high-pressure LNG vaporizer 103 to form compressed natural gas (CNG), and NGV Is to be filled. However, in the natural gas station, when the LNG in the LNG tank 101 is left for a long time, the LNG is heated by heat input and becomes saturated (the solid line L1 in FIG. 3). (For example, point A or point C). And as the LNG pump 102,
Since the LNG pump 102 having a high pressure and a small capacity capable of boosting LNG to 25 MPaG is used, when the LNG pump 102 sucks in saturated LNG, LNG evaporates due to a sudden pressure drop in the suction section (FIG. 3). E
Point or point F), the LNG pump 102 cannot function correctly. Therefore, the LNG pump 102 sucks LNG by setting the pressure of the LNG at the suction port of the LNG pump 102 to a pressure equal to or higher than the pressure obtained by adding the necessary effective suction head (minimum 0.014 MPaG) to the saturated pressure (saturated vapor pressure). In this case, it is necessary not to vaporize LNG in the suction portion. As described above, the pressure of the LNG at the suction port of the LNG pump 102 is set to the saturated pressure (saturated vapor pressure).
In order to obtain a pressure at which the required effective suction head (minimum 0.014 MPaG) is applied to the pump, the minimum liquid level in the LNG tank 101 is set at least 3 m higher than the suction port of the LNG pump 102 or the LNG pump 102 is operated. Before doing, LN
The LNG is supercooled by pressurizing the inside of the G tank 101 to a pressure higher than the sum of the saturated vapor pressure and the required effective suction head (B in FIG. 3).
Point or point D). Here, the LNG tank 101 is generally
0kl (weight about 12t) or more, LN
In order to install the G tank 101 at a high position, a large-scale foundation or a gantry is required, and the construction work is correspondingly large. On the other hand, a large LNG tank 10
When pressurized inside 1, LNG lorry (not shown)
Since the LNG cannot be received in the tank 101, the pressure in the LNG tank 101 must be released when the LNG is received. For this reason, the LNG tank 1
A large amount of BOG is generated by repeating pressurization and depressurization of 01, and special equipment is required for this BOG treatment. The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object of the present invention is to provide a liquefaction system capable of securing a necessary effective suction head of an LNG pump without making construction work and equipment work large. It is to provide a natural gas pressurized evaporation system. [0007] In order to achieve the above object, an invention according to claim 1 is provided in a system for supplying liquefied natural gas stored in a tank to a suction port of a pump to increase the pressure. A pressurizing device for pressurizing liquefied natural gas to secure a necessary effective suction head of the pump, and a dispensing container for temporarily storing the liquefied natural gas discharged from the tank and a dispensing container for storing the liquefied natural gas. Pressurizing means for pressurizing the liquefied natural gas to a pressure equal to or higher than the saturated vapor pressure plus the required effective suction head, and supplying the pressurized liquefied natural gas to the suction port of the pump. . [0008] According to the structure of the present invention, a considerable amount of liquefied natural gas is stored in the tank, and the liquefied natural gas that fills the dispensing container is taken out of the tank. The liquefied natural gas once accommodated in the dispensing container is pressurized by a pressurizing means to a pressure equal to or higher than a saturated vapor pressure plus a necessary effective suction head of the pump, and supplied to a suction port of the pump. Therefore, there is no shortage of the suction pressure of the pump. Further, since only a relatively small amount of liquefied natural gas contained in the dispensing container needs to be pressurized by the pressurizing means, it is not necessary to make the pressurizing means large. Further, it is not necessary to install the entire tank at a position higher than the pump in order to secure the necessary effective suction head. An embodiment in which the liquefied natural gas pressurizing apparatus of the present invention is embodied in a natural gas stand will be described below in detail with reference to the drawings. FIG. 1 shows a schematic configuration diagram of a natural gas station. The natural gas station 1 mainly pressurizes LNG stored in a liquefied natural gas (LNG) tank 2 with an LNG pump 3 and vaporizes it at high pressure with an LNG vaporizer 4 to produce compressed natural gas (CNG), and stores the CNG. It is stored in the gas container 5 and the natural gas vehicle (NG
V) for filling the gas storage device 8 for fuel 7. As is well known, the NGV 7 has a CNG engine (not shown) that uses CNG as fuel. The LNG tank 2 has a heat insulating property and stores LNG at an extremely low temperature of about -160 ° C. LNG tank 2 has 3 to 7 days of LNG
In order to store the product, a product having a capacity of 20 kl or more is used. The LNG pump 3 supplies LNG at 25 MPa.
A high-pressure small-capacity reciprocating compression pump capable of increasing the pressure to G is used. Such LNG tank 2 and LNG
A dispensing container 9 is arranged between the pump 3 and the pump 3. The LNG tank 2 and the dispensing container 9 are
The G transfer line 10 and the BOG transfer line 11 are connected. The LNG transfer line 10 connects the liquid phase of the LNG tank 2 and the liquid phase of the dispensing container 9, and the BOG transfer line 11 connects the gas phase of the dispensing container 9 and the gas phase of the LNG tank 2. are doing. In the BOG transfer line 11,
A BOG emission line 12 communicating with the atmosphere branches off.
And, LNG transfer line 10, BOG transfer line 1
1. The BOG discharge line 12 is provided with a first valve 13, a second valve 14, and a third valve 15 whose opening and closing operations are automatically controlled by a control device (not shown). On the other hand, the dispensing container 9 and the LNG pump 3 are connected by an LNG sending line 16 and a BOG sending line 17. The LNG delivery line 16 connects the liquid phase portion of the dispensing container 9 and the suction port of the LNG pump 3, and
The G feed line 17 connects the LNG pump 3 and the gas phase of the dispensing container 9. And LNG transmission line 1
6 is provided with a fourth valve 18 whose opening and closing operation is automatically controlled by a control device (not shown). The dispensing container 9 has a smaller size than the LNG tank 2 for storing LNG used once or a day at the natural gas stand 1. A pressurized evaporator 19 is connected to the dispensing container 9 via a payout line 20 and a payback line 21. The payout line 20 and the payout line 21 are provided with a fifth valve 22 and a sixth valve 23 whose opening and closing operations are automatically controlled by a control device (not shown). In the present embodiment, the pressurized evaporator 19 vaporizes LNG discharged from the liquid phase portion of the dispensing container 9 to the discharge line 20 by heat exchange with the atmosphere, and evaporates the vaporized LNG via the return line 21. By paying back to the gas phase portion of the dispensing container 9, LNG in the dispensing container 9 is pressurized to a pressure higher than a pressure obtained by adding a necessary effective suction head (0.014 MPaG) to the saturated vapor pressure. The dispensing container 9 is provided with a liquid level gauge (not shown) for detecting the amount of LNG liquid. A lorry 2 is provided at the bottom of the LNG tank 2.
LNG receiving line 27 for receiving LNG from 6
Is connected. Next, the operation of the liquefied natural gas pressurizing apparatus of this embodiment will be described. The LNG tank 2 stores LNG in a low pressure state. At this time, the first to sixth valves 13 to 15, 18, 22, and 23 are in the closed state,
In the NG tank 2, LNG is heated by heat input and is in a saturated state. By opening the first and second valves 13 and 14, LNG is transferred from the liquid phase of the LNG tank 2 to the liquid phase of the dispensing container 9. When a liquid level gauge (not shown) detects that a required amount of LNG has been transferred from the LNG tank 2 to the dispensing container 9, a control device (not shown) closes the first and second valves 13 and 14 to stop the transfer of LNG. Complete. If the liquid level in the LNG tank 2 is low and LNG cannot be sufficiently transferred, the first and third valves 13 and 15 are opened and the second valve 14 is closed. . As a result, the BOG of the dispensing container 9 is radiated to the atmosphere, and the gas phase pressure of the dispensing container 9 decreases, and LN
LNG can be easily transferred from the G tank 2 to the dispensing container 9. When the liquid level gauge (not shown) detects that a required amount of LNG has been transferred from the LNG tank 2 to the dispensing container 9, the control device (not shown) causes the first and third valves 13 and 1 to operate.
5 is closed, and the transfer of LNG is completed. Thereafter, the fifth valve 22 and the sixth valve 23
Is opened, LNG discharged from the dispensing container 9 to the dispensing line 20 is vaporized by heat exchange with the atmosphere in the pressurized evaporator 19, and the gaseous phase portion of the dispensing container 9 is discharged via the withdrawal line 21. Refund to Thereby, the gas phase part of the dispensing container 9 is pressurized, and the liquid phase part is pressurized.
LNG in the dispensing container 9 is 0.014 from the saturated vapor pressure.
It is pressurized to not less than MPaG to be in a supercooled state, and a necessary effective suction head is secured. For the LNG pressurized to a pressure higher than the sum of the saturated vapor pressure and the required effective suction head, the fifth and sixth valves 22 and 23 are closed and the fourth valve 18 is opened. Is supplied from the dispensing container 9 to the LNG pump 3, the pressure is increased to 25 MPaG by the LNG pump 3 and supplied to the LNG vaporizer 4. At this time, in the LNG pump 3, BOG is generated in accordance with the operation.
Since G is sent into the dispensing container 9 via the BOG feed line 17, the amount of pressurization by the pressurizing evaporator 19 can be reduced. Then, the high-pressure CNG vaporized by the LNG vaporizer 4 passes through the dispenser 6 to the NGV.
7 is supplied to the fuel gas storage device 8. When the liquid in the dispensing container 9 decreases or when the pressure in the dispensing container 9 becomes higher than a specified value, the second valve 14 is opened and the first and third valves 1 and 2 are opened.
By closing 3 and 15, BOG generated in the dispensing container 9 can be transferred to the gas phase of the large LNG tank 2 and depressurized. As described above in detail, according to the liquefied natural gas pressurizing apparatus of the present embodiment, the LNG once stored in the dispensing container 9 is brought into the saturated vapor pressure by the pressurized evaporator 19 to the LNG pump 3. Since it is supplied to the suction port of the LNG pump 3 after being pressurized to a pressure higher than the pressure obtained by adding the necessary effective suction head,
The suction pressure of the LNG pump 3 does not run short. Therefore, it is not necessary to set the dispensing container 9 at a high position,
It is not necessary to provide a foundation or a base. Further, the dispensing container 9 to be pressurized is smaller than the LNG tank 2 and generates less BOG. Further, since the dispensing container 9 is only pressurized, the pressurized evaporator 18 does not need to have a large-scale configuration. Therefore, the liquefied natural gas pressurizing apparatus of the present embodiment is:
L without increasing the size of construction work and equipment work
The required effective suction head of the NG pump 3 can be secured. Further, since the LNG tank 2 is not directly pressurized, there is no need to depressurize when receiving LNG.
There is no need to provide a special device or the like for processing BOG in the NG tank 2. It should be noted that the present invention is not limited to the above-described embodiment, and may be implemented as follows, for example, without departing from the spirit of the invention. (1) In the above-described embodiment, the liquefied natural gas pressurizing apparatus is used for the natural gas stand 1. However, the present invention is not limited to this. It is possible to attach to. (2) In the above embodiment, the natural gas station 1 is provided along with the LNG satellite facility,
The LNG tank can also be used as the LNG tank on the satellite facility side. (3) In the above embodiment, the pressure evaporator 1
9 vaporizes LNG by heat exchange with the atmosphere,
LNG may be vaporized by providing a heating means or the like. According to the structure of the first aspect of the present invention,
L without increasing the size of construction work and equipment work
The required effective suction head of the NG pump can be secured.
【図面の簡単な説明】
【図１】一実施の形態に係り、天然ガス加圧装置を含む
天然ガススタンドを示す概略構成図である。
【図２】従来の天然ガス加圧装置の概略構成図である。
【図３】ＬＮＧの沸点を示すグラフである。
【符号の説明】
２ ＬＮＧタンク
４ ＬＮＧポンプ
３ 小出し容器
１９ 加圧蒸発器
２０ 払出ライン
２１ 払戻ライン
２２ 第５バルブ
２３ 第６バルブBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a natural gas stand including a natural gas pressurizing device according to one embodiment. FIG. 2 is a schematic configuration diagram of a conventional natural gas pressurizing apparatus. FIG. 3 is a graph showing a boiling point of LNG. [Description of Signs] 2 LNG tank 4 LNG pump 3 Dispensing container 19 Pressurized evaporator 20 Discharge line 21 Discharge line 22 Fifth valve 23 Sixth valve
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き Ｆターム(参考） 3E073 AB02 DB04 3E083 AA20 AE01 3J071 AA23 BB02 BB11 BB14 CC03 CC11 DD11 FF16 ────────────────────────────────────────────────── ─── Continuation of front page F-term (reference) 3E073 AB02 DB04 3E083 AA20 AE01 3J071 AA23 BB02 BB11 BB14 CC03 CC11 DD11 FF16
Claims (1)
の吸込口に供給して昇圧するシステムに設けられ、前記
ポンプの必要有効吸込水頭を確保するために前記液化天
然ガスを加圧する加圧装置であって、 前記タンクから小出しされた液化天然ガスを一旦収容す
るための小出し容器と、 前記小出し容器に収容された液化天然ガスを飽和蒸気圧
に前記必要有効吸込水頭を加えた圧力以上に加圧するた
めの加圧手段とを備え、前記加圧された液化天然ガスを
前記ポンプの吸込口に供給することを特徴とする液化天
然ガス加圧装置。Claims: 1. A system provided in a system for supplying liquefied natural gas stored in a tank to a suction port of a pump and increasing the pressure thereof, wherein the liquefied natural gas is provided to secure a necessary effective suction head of the pump. A dispensing container for temporarily storing the liquefied natural gas dispensed from the tank, and liquefied natural gas contained in the dispensing container is set to the required effective suction head to a saturated vapor pressure. A pressurizing means for pressurizing the liquefied natural gas to a pressure higher than the applied pressure, wherein the pressurized liquefied natural gas is supplied to a suction port of the pump.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001345808A JP2003148695A (en) | 2001-11-12 | 2001-11-12 | Liquefied natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001345808A JP2003148695A (en) | 2001-11-12 | 2001-11-12 | Liquefied natural gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2003148695A true JP2003148695A (en) | 2003-05-21 |
Family
ID=19159088
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2001345808A Pending JP2003148695A (en) | 2001-11-12 | 2001-11-12 | Liquefied natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2003148695A (en) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004023029A1 (en) * | 2002-09-06 | 2004-03-18 | Westport Research Inc. | Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same |
| JP2007255525A (en) * | 2006-03-22 | 2007-10-04 | Osaka Gas Co Ltd | Liquefied natural gas filling facility |
| JP2008008330A (en) * | 2006-06-27 | 2008-01-17 | Iwatani Internatl Corp | Liquefied gas filling device |
| JP2009008230A (en) * | 2007-06-29 | 2009-01-15 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Cryogenic fluid storage and delivery device |
| JP2009052711A (en) * | 2007-08-29 | 2009-03-12 | Taiyo Nippon Sanso Corp | Feeding method of liquefied gas |
| JP2011508164A (en) * | 2007-12-21 | 2011-03-10 | クライオスター・ソシエテ・パール・アクシオンス・サンプリフィエ | Natural gas supply method and apparatus |
| JP2011521180A (en) * | 2008-05-16 | 2011-07-21 | レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Device and method for pumping cryogenic fluid |
| JP2011144814A (en) * | 2010-01-12 | 2011-07-28 | Kansai Electric Power Co Inc:The | Method for pressurizing liquefied hydrogen container |
| WO2013096286A1 (en) * | 2011-12-23 | 2013-06-27 | Caterpillar Inc. | System and method for running an engine in mobile liquid natural gas applications |
| CN104197185A (en) * | 2014-08-15 | 2014-12-10 | 大丰市大昌燃气设备有限公司 | Filling station double-pump prizing tool and operation method thereof |
| CN108506722A (en) * | 2018-04-25 | 2018-09-07 | 天津良华新能源科技有限公司 | A kind of LNG gasification station |
| CN110589750A (en) * | 2019-08-09 | 2019-12-20 | 中国石化销售有限公司广东石油分公司 | Quick oil discharge device and quick oil discharge method |
-
2001
- 2001-11-12 JP JP2001345808A patent/JP2003148695A/en active Pending
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7284575B2 (en) | 2002-09-06 | 2007-10-23 | Westport Power Inc. | Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same |
| GB2407367A (en) * | 2002-09-06 | 2005-04-27 | Westport Res Inc | Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same |
| GB2407367B (en) * | 2002-09-06 | 2006-01-04 | Westport Res Inc | Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same |
| WO2004023029A1 (en) * | 2002-09-06 | 2004-03-18 | Westport Research Inc. | Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same |
| JP4562673B2 (en) * | 2006-03-22 | 2010-10-13 | 大阪瓦斯株式会社 | Liquefied natural gas filling equipment |
| JP2007255525A (en) * | 2006-03-22 | 2007-10-04 | Osaka Gas Co Ltd | Liquefied natural gas filling facility |
| JP2008008330A (en) * | 2006-06-27 | 2008-01-17 | Iwatani Internatl Corp | Liquefied gas filling device |
| JP2009008230A (en) * | 2007-06-29 | 2009-01-15 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Cryogenic fluid storage and delivery device |
| JP2009052711A (en) * | 2007-08-29 | 2009-03-12 | Taiyo Nippon Sanso Corp | Feeding method of liquefied gas |
| JP2011508164A (en) * | 2007-12-21 | 2011-03-10 | クライオスター・ソシエテ・パール・アクシオンス・サンプリフィエ | Natural gas supply method and apparatus |
| JP2011521180A (en) * | 2008-05-16 | 2011-07-21 | レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Device and method for pumping cryogenic fluid |
| JP2011144814A (en) * | 2010-01-12 | 2011-07-28 | Kansai Electric Power Co Inc:The | Method for pressurizing liquefied hydrogen container |
| WO2013096286A1 (en) * | 2011-12-23 | 2013-06-27 | Caterpillar Inc. | System and method for running an engine in mobile liquid natural gas applications |
| CN104197185A (en) * | 2014-08-15 | 2014-12-10 | 大丰市大昌燃气设备有限公司 | Filling station double-pump prizing tool and operation method thereof |
| CN108506722A (en) * | 2018-04-25 | 2018-09-07 | 天津良华新能源科技有限公司 | A kind of LNG gasification station |
| CN108506722B (en) * | 2018-04-25 | 2023-10-10 | 天津良华新能源科技股份有限公司 | LNG gasification station |
| CN110589750A (en) * | 2019-08-09 | 2019-12-20 | 中国石化销售有限公司广东石油分公司 | Quick oil discharge device and quick oil discharge method |
| CN110589750B (en) * | 2019-08-09 | 2021-06-18 | 中国石化销售有限公司广东石油分公司 | Quick oil discharge device and quick oil discharge method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5924291A (en) | High pressure cryogenic fluid delivery system | |
| US7069730B2 (en) | Liquid and compressed natural gas dispensing system | |
| US8978715B2 (en) | Method for filling a tank with pressurized gas | |
| US5415001A (en) | Liquefied natural gas transfer | |
| JP3400527B2 (en) | Fuel supply system for vehicles using natural gas as fuel | |
| JP2003148695A (en) | Liquefied natural gas | |
| JPH03117799A (en) | High pressure gas feed equipment | |
| US9383063B2 (en) | Hydrogen dispensing system and method thereof | |
| CN102918317B (en) | Liquefied natural gas refueling system | |
| EP1144904A2 (en) | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers | |
| JP2011236929A (en) | Lng satellite facility | |
| EP2446185A1 (en) | System and method for the delivery of lng | |
| KR20110021527A (en) | Regasification unit of liquefied natural gas | |
| US6786053B2 (en) | Pressure pod cryogenic fluid expander | |
| JP3806005B2 (en) | Fuel supply device | |
| JPH11210991A (en) | Liquefied gas vaporizer pressure rising prevention device | |
| JP3878053B2 (en) | Fuel supply device | |
| JPH11210993A (en) | Cryogenic liquid gas storage equipment | |
| JP4738766B2 (en) | Large cryogenic liquefied gas storage tank | |
| KR20170138763A (en) | Gas Treatment System and Vessel having same | |
| US1777040A (en) | Process and apparatus for the liquefaction of gases | |
| JP2002168397A (en) | Pressure delivery method and apparatus for low temperature liquid | |
| JPS6098299A (en) | High pressure gas feeding method | |
| JP6968770B2 (en) | LNG saturated liquid supply device | |
| KR101499161B1 (en) | Fuel supply system and fuel supply method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20040413 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20060307 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20060411 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20060822 |