JP2004068892A - ボイルオフガスの処理方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】従来のボイルオフガス再液化設備を援用することにより、再液化し、かつ、所定の圧力を持つ超低温液体を貯蔵可能にする。
【解決手段】液化天然ガスａが貯蔵されている貯蔵タンク１において発生したボイルオフガスｂを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスａの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスｃを貯蔵タンク１に戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンク１に戻す際に、再液化後のボイルオフガスｃを膨張弁７によりフラッシュさせる膨張工程とから構成する。
【選択図】 図１
【解決手段】液化天然ガスａが貯蔵されている貯蔵タンク１において発生したボイルオフガスｂを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスａの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスｃを貯蔵タンク１に戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンク１に戻す際に、再液化後のボイルオフガスｃを膨張弁７によりフラッシュさせる膨張工程とから構成する。
【選択図】 図１
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガス（ＬＮＧ）の一部が気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）を処理するためのボイルオフガスの処理方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来、天然ガスは、ほぼマイナス１６２℃の超低温で液化天然ガス（ＬＮＧ）としてＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されている。液化天然ガス（ＬＮＧ）が貯蔵されているＬＮＧ貯蔵タンクでは、一部の液化天然ガス（ＬＮＧ）が気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、例えば、１８万ｋｌのＬＮＧ貯蔵タンクの場合、一晩に数千ｍ３ のボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生する。
【０００３】
このボイルオフガス（ＢＯＧ）の処理方法としては、次の二つの方法が知られている。
【０００４】
（ａ） ボイルオフガス（ＢＯＧ）をコンプレッサで昇圧後、市中の導管に送出する方法（特開２００１−２７９２７７ 号公報参照）。
【０００５】
（ｂ） ボイルオフガス（ＢＯＧ）を液化天然ガス（ＬＮＧ）の冷熱を利用して、再度、液化する方法（図２参照）。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
前者の場合、ボイルオフガス（ＢＯＧ）を導管圧力まで昇圧させると、昇圧のために大量の電力を必要とする。特に、ＬＮＧ船から液化天然ガス（ＬＮＧ）を荷揚げする場合は、通常時の３倍ものボイルオフガス（ＢＯＧ）の処理を要し、ＬＮＧ受入れ基地の契約電力の上昇を招く。例えば、夜間のガス需要が少ない時に、ガス導管にボイルオフガス（ＢＯＧ）を送り込むことが可能であれば、夜間にボイルオフガス（ＢＯＧ）の貯蔵が可能であるが、消費動力は変わらない。
【０００７】
一方、後者の方法は、上記（ａ）項における電力の消費減を計ったものであり、ガス圧縮動力を低減するため、ＬＮＧ貯蔵タンク１から送出された液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの冷熱を利用してボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂを再液化用熱交換器３で、再度、液化させた後、ポンプ１９により昇圧し、ガス導管４（所望により気化器を通す）に送出する方法である。図中、２は昇圧ポンプ、５はガスコンプレッサ、６は耐圧タンク、ｃは再液化したボイルオフガスを示している。
【０００８】
なお、再液化し、かつ、所定の圧力を持つ超低温液体の貯蔵は、技術的にも、経済的にも困難である。
【０００９】
本発明は、このような問題を解消するために成されたものであり、従来のボイルオフガス再液化設備を援用することにより、再液化し、かつ、所定の圧力を持つ超低温液体を貯蔵可能にしたボイルオフガスの処理方法を提供することを目的とするものである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
上記の課題を解決するため、本発明のボイルオフガスの処理方法は、液化天然ガスが貯蔵されている貯蔵タンクにおいて発生したボイルオフガスを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせる膨張工程とから構成されている。
【００１１】
また、本発明のボイルオフガスの処理方法は、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせることによって増加した余剰のボイルオフガスを、所定の温度及び圧力の下で水と反応させてガスハイドレートを生成することを特徴としている。
【００１２】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、本発明に係るボイルオフガスの処理方法を実施する設備の概略図である。
【００１３】
図１において、１は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、その中に貯蔵されている−１６２℃の液化天然ガス（ＬＮＧ）ａは、昇圧ポンプ２によって所定の圧力、例えば、３０ａｔａ（２．９ＭＰａ）に昇圧された後、再液化用熱交換器３を経て気化器（図示せず）に供給されるようになっている。
【００１４】
ここで、ＬＮＧ貯蔵タンク１、昇圧ポンプ２、再液化用熱交換器３及び気化器（図示せず）は、配管４により連通されている。
【００１５】
一方、液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの一部が蒸発することにより発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂは、ガスコンプレッサ５によって所定の圧力、例えば、１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）に昇圧された後、上記の再液化用熱交換器３に導入される。この再液化用熱交換器３に導入されたボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂは、液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの冷熱（例えば、−１５０℃）によって再液化される。
【００１６】
再液化された液状で、かつ、所定の圧力（１０ａｔａ）を持つボイルオフガス（以下、再液化ボイルオフガスという）ｃは、一旦、耐圧タンク６に貯留される。この耐圧タンク６に貯留された再液化ボイルオフガスｃは、上記のＬＮＧ貯蔵タンク１に戻されるが、その際、膨張弁７によってフラッシュさせる。すると、再液化ボイルオフガスｃは、液とベーパーに別れ、冷凍効果を発揮する。
【００１７】
ここで、ＬＮＧ貯蔵タンク１、ガスコンプレッサ５、再液化用熱交換器３、耐圧タンク６、膨張弁７は、配管８により連通されている。
【００１８】
しかし、ＬＮＧ貯蔵タンク１の侵入熱に相当するボイルオフガス全量をＬＮＧ貯蔵タンク１に戻すことは困難である。ボイルオフガス相当量を冷媒と見做した冷凍効果は、侵入熱の約７３％である。
【００１９】
従って、残りのボイルオフガスは、何らかの処理が必要となる。上記のように、約８０％は、戻り液であるが、ＬＮＧ貯蔵タンク１への侵入熱自体は、変わらないので、何の手だても施さない従来の場合と同様なボイルオフガスを発生する。
【００２０】
その上、ボイルオフガス相当量を冷媒としてＬＮＧ貯蔵タンク１に戻すことにより、従来のボイルオフガスよりボイルオフガス量が増加する。すなわち、膨張弁７によるフラッシュベーパー分のボイルオフガスが増加するため、ＬＮＧ貯蔵タンク１から排出されるボイルオフガスは、その分、増加する。
【００２１】
そこで、本発明は、余剰のボイルオフガスを天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）に変換することにした。ボイルオフガス全量をＮＧＨにすることも考えられるが、建設費の増大が避けられない。
【００２２】
余剰のボイルオフガスを天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）に変換する天然ガスハイドレート生成設備１０は、生成槽１１と、その中に設けたガス噴射ノズル１２と、水ｄを補給する給水管１５と、熱交換器形の生成熱除去手段１３により形成されている。その上、ガス噴射ノズル１２は、配管１４を介してガスコンプレッサ５と連通し、生成熱除去手段１３は、ポンプ１７を介して既に説明した気化器ラインの配管４に接続している。
【００２３】
しかして、ガス噴射ノズル１２には、ガスコンプレッサ５で所定の圧力（例えば、１０ａｔａ）に昇圧された超低温（例えば、−１３０℃）のボイルオフガスｂの一部が供給され、生成熱除去手段１３には、再液化用熱交換器３を通過した後の超低温（例えば、−１２４℃）の液化天然ガスａの一部が導入され、ガス噴射ノズル１２から噴射したボイルオフガスｂは、生成槽１１内の水ｄと反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅとなる。
【００２４】
この天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅは、図示しない脱水装置で脱水された後、貯蔵タンク１６に貯蔵され、適宜、取り出される。
【００２５】
なお、所望により、耐圧タンク６の出口側と、再液化用熱交換器３の出口側とをバイパス管１８で連通させ、天然ガスハイドレート生成設備１０の製造負荷が減少し、再液化されたボイルオフガスｃを気化器に送出する場合に利用するようにしてもよい。なお、符号１９は、ポンプを示している。
【００２６】
【実施例】
（実施例）
余剰のボイルオフガス（ＢＯＧ）から天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）を生成する本発明と、ボイルオフガス全量を天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）にする従来例とを比較すると、本発明は、ガスハイドレート生成設備を従来の約２０％に抑えることができる。
【００２７】
ＬＮＧ貯蔵タンクヘの再循環による再液化量（Ｇｉ）と、フラッシュベーパー（Ｇｖ）との関係は、次式で表わされる。
【００２８】
７４ｋｃａｌ ／ｋｇ（Ｇｉ＋Ｇｖ）＝５２ｋｃａｌ ／ｋｇ×Ｇｉ＋１６３ｋｃａｌ ／ｋｇ ×Ｇｖ
ここで、Ｇｉ＋Ｇｖ＝６．５７ ｔ／ｈ（ＢＯＧ量のみ凝縮させるものとする）
Ｇｉ＝４．０５×Ｇｖ
Ｇｖ＝１．３０ ｔ／ｈ（再循環のケースの増加する蒸気量）
Ｇｉ＝５．２７ ｔ／ｈ（ＬＮＧの戻り量）
従って、本発明のＮＧＨ生成設備は、１．３ ／６．５７＝０．１９６ となり、従来のＮＧＨ生成設備の約２０％となる。
【００２９】
【発明の効果】
上記のように、本発明は、液化天然ガスが貯蔵されている貯蔵タンクにおいて発生したボイルオフガスを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせる膨張工程とから構成されている。
【００３０】
従って、ボイルオフガス（ＢＯＧ）全量を天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）にする場合に比べて天然ガスハイドレート生成設備の設備規模を約２０％に縮小可能となり、経済的である。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係るボイルオフガスの処理方法を実施する設備の概略図である。
【図２】従来のボイルオフガス再液化方法を示す概略図である。
【符号の説明】
ａ 液化天然ガス
ｂ ボイルオフガス
ｃ 再液化後のボイルオフガス
１ 貯蔵タンク
７ 膨張弁
【発明の属する技術分野】
本発明は、ＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガス（ＬＮＧ）の一部が気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）を処理するためのボイルオフガスの処理方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来、天然ガスは、ほぼマイナス１６２℃の超低温で液化天然ガス（ＬＮＧ）としてＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されている。液化天然ガス（ＬＮＧ）が貯蔵されているＬＮＧ貯蔵タンクでは、一部の液化天然ガス（ＬＮＧ）が気化したボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、例えば、１８万ｋｌのＬＮＧ貯蔵タンクの場合、一晩に数千ｍ３ のボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生する。
【０００３】
このボイルオフガス（ＢＯＧ）の処理方法としては、次の二つの方法が知られている。
【０００４】
（ａ） ボイルオフガス（ＢＯＧ）をコンプレッサで昇圧後、市中の導管に送出する方法（特開２００１−２７９２７７ 号公報参照）。
【０００５】
（ｂ） ボイルオフガス（ＢＯＧ）を液化天然ガス（ＬＮＧ）の冷熱を利用して、再度、液化する方法（図２参照）。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
前者の場合、ボイルオフガス（ＢＯＧ）を導管圧力まで昇圧させると、昇圧のために大量の電力を必要とする。特に、ＬＮＧ船から液化天然ガス（ＬＮＧ）を荷揚げする場合は、通常時の３倍ものボイルオフガス（ＢＯＧ）の処理を要し、ＬＮＧ受入れ基地の契約電力の上昇を招く。例えば、夜間のガス需要が少ない時に、ガス導管にボイルオフガス（ＢＯＧ）を送り込むことが可能であれば、夜間にボイルオフガス（ＢＯＧ）の貯蔵が可能であるが、消費動力は変わらない。
【０００７】
一方、後者の方法は、上記（ａ）項における電力の消費減を計ったものであり、ガス圧縮動力を低減するため、ＬＮＧ貯蔵タンク１から送出された液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの冷熱を利用してボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂを再液化用熱交換器３で、再度、液化させた後、ポンプ１９により昇圧し、ガス導管４（所望により気化器を通す）に送出する方法である。図中、２は昇圧ポンプ、５はガスコンプレッサ、６は耐圧タンク、ｃは再液化したボイルオフガスを示している。
【０００８】
なお、再液化し、かつ、所定の圧力を持つ超低温液体の貯蔵は、技術的にも、経済的にも困難である。
【０００９】
本発明は、このような問題を解消するために成されたものであり、従来のボイルオフガス再液化設備を援用することにより、再液化し、かつ、所定の圧力を持つ超低温液体を貯蔵可能にしたボイルオフガスの処理方法を提供することを目的とするものである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
上記の課題を解決するため、本発明のボイルオフガスの処理方法は、液化天然ガスが貯蔵されている貯蔵タンクにおいて発生したボイルオフガスを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせる膨張工程とから構成されている。
【００１１】
また、本発明のボイルオフガスの処理方法は、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせることによって増加した余剰のボイルオフガスを、所定の温度及び圧力の下で水と反応させてガスハイドレートを生成することを特徴としている。
【００１２】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。図１は、本発明に係るボイルオフガスの処理方法を実施する設備の概略図である。
【００１３】
図１において、１は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、その中に貯蔵されている−１６２℃の液化天然ガス（ＬＮＧ）ａは、昇圧ポンプ２によって所定の圧力、例えば、３０ａｔａ（２．９ＭＰａ）に昇圧された後、再液化用熱交換器３を経て気化器（図示せず）に供給されるようになっている。
【００１４】
ここで、ＬＮＧ貯蔵タンク１、昇圧ポンプ２、再液化用熱交換器３及び気化器（図示せず）は、配管４により連通されている。
【００１５】
一方、液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの一部が蒸発することにより発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂは、ガスコンプレッサ５によって所定の圧力、例えば、１０ａｔａ（０．９８ＭＰａ）に昇圧された後、上記の再液化用熱交換器３に導入される。この再液化用熱交換器３に導入されたボイルオフガス（ＢＯＧ）ｂは、液化天然ガス（ＬＮＧ）ａの冷熱（例えば、−１５０℃）によって再液化される。
【００１６】
再液化された液状で、かつ、所定の圧力（１０ａｔａ）を持つボイルオフガス（以下、再液化ボイルオフガスという）ｃは、一旦、耐圧タンク６に貯留される。この耐圧タンク６に貯留された再液化ボイルオフガスｃは、上記のＬＮＧ貯蔵タンク１に戻されるが、その際、膨張弁７によってフラッシュさせる。すると、再液化ボイルオフガスｃは、液とベーパーに別れ、冷凍効果を発揮する。
【００１７】
ここで、ＬＮＧ貯蔵タンク１、ガスコンプレッサ５、再液化用熱交換器３、耐圧タンク６、膨張弁７は、配管８により連通されている。
【００１８】
しかし、ＬＮＧ貯蔵タンク１の侵入熱に相当するボイルオフガス全量をＬＮＧ貯蔵タンク１に戻すことは困難である。ボイルオフガス相当量を冷媒と見做した冷凍効果は、侵入熱の約７３％である。
【００１９】
従って、残りのボイルオフガスは、何らかの処理が必要となる。上記のように、約８０％は、戻り液であるが、ＬＮＧ貯蔵タンク１への侵入熱自体は、変わらないので、何の手だても施さない従来の場合と同様なボイルオフガスを発生する。
【００２０】
その上、ボイルオフガス相当量を冷媒としてＬＮＧ貯蔵タンク１に戻すことにより、従来のボイルオフガスよりボイルオフガス量が増加する。すなわち、膨張弁７によるフラッシュベーパー分のボイルオフガスが増加するため、ＬＮＧ貯蔵タンク１から排出されるボイルオフガスは、その分、増加する。
【００２１】
そこで、本発明は、余剰のボイルオフガスを天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）に変換することにした。ボイルオフガス全量をＮＧＨにすることも考えられるが、建設費の増大が避けられない。
【００２２】
余剰のボイルオフガスを天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）に変換する天然ガスハイドレート生成設備１０は、生成槽１１と、その中に設けたガス噴射ノズル１２と、水ｄを補給する給水管１５と、熱交換器形の生成熱除去手段１３により形成されている。その上、ガス噴射ノズル１２は、配管１４を介してガスコンプレッサ５と連通し、生成熱除去手段１３は、ポンプ１７を介して既に説明した気化器ラインの配管４に接続している。
【００２３】
しかして、ガス噴射ノズル１２には、ガスコンプレッサ５で所定の圧力（例えば、１０ａｔａ）に昇圧された超低温（例えば、−１３０℃）のボイルオフガスｂの一部が供給され、生成熱除去手段１３には、再液化用熱交換器３を通過した後の超低温（例えば、−１２４℃）の液化天然ガスａの一部が導入され、ガス噴射ノズル１２から噴射したボイルオフガスｂは、生成槽１１内の水ｄと反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅとなる。
【００２４】
この天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｅは、図示しない脱水装置で脱水された後、貯蔵タンク１６に貯蔵され、適宜、取り出される。
【００２５】
なお、所望により、耐圧タンク６の出口側と、再液化用熱交換器３の出口側とをバイパス管１８で連通させ、天然ガスハイドレート生成設備１０の製造負荷が減少し、再液化されたボイルオフガスｃを気化器に送出する場合に利用するようにしてもよい。なお、符号１９は、ポンプを示している。
【００２６】
【実施例】
（実施例）
余剰のボイルオフガス（ＢＯＧ）から天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）を生成する本発明と、ボイルオフガス全量を天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）にする従来例とを比較すると、本発明は、ガスハイドレート生成設備を従来の約２０％に抑えることができる。
【００２７】
ＬＮＧ貯蔵タンクヘの再循環による再液化量（Ｇｉ）と、フラッシュベーパー（Ｇｖ）との関係は、次式で表わされる。
【００２８】
７４ｋｃａｌ ／ｋｇ（Ｇｉ＋Ｇｖ）＝５２ｋｃａｌ ／ｋｇ×Ｇｉ＋１６３ｋｃａｌ ／ｋｇ ×Ｇｖ
ここで、Ｇｉ＋Ｇｖ＝６．５７ ｔ／ｈ（ＢＯＧ量のみ凝縮させるものとする）
Ｇｉ＝４．０５×Ｇｖ
Ｇｖ＝１．３０ ｔ／ｈ（再循環のケースの増加する蒸気量）
Ｇｉ＝５．２７ ｔ／ｈ（ＬＮＧの戻り量）
従って、本発明のＮＧＨ生成設備は、１．３ ／６．５７＝０．１９６ となり、従来のＮＧＨ生成設備の約２０％となる。
【００２９】
【発明の効果】
上記のように、本発明は、液化天然ガスが貯蔵されている貯蔵タンクにおいて発生したボイルオフガスを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせる膨張工程とから構成されている。
【００３０】
従って、ボイルオフガス（ＢＯＧ）全量を天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）にする場合に比べて天然ガスハイドレート生成設備の設備規模を約２０％に縮小可能となり、経済的である。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係るボイルオフガスの処理方法を実施する設備の概略図である。
【図２】従来のボイルオフガス再液化方法を示す概略図である。
【符号の説明】
ａ 液化天然ガス
ｂ ボイルオフガス
ｃ 再液化後のボイルオフガス
１ 貯蔵タンク
７ 膨張弁
Claims (2)
- 液化天然ガスが貯蔵されている貯蔵タンクにおいて発生したボイルオフガスを所定の圧力に昇圧する昇圧工程と、昇圧後のボイルオフガスを液化天然ガスの冷熱を利用して再液化する再液化工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻すボイルオフガス戻し工程と、再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせる膨張工程とから成るボイルオフガスの処理方法。
- 再液化後のボイルオフガスを貯蔵タンクに戻す際に、再液化後のボイルオフガスを膨張弁によりフラッシュさせることによって増加した余剰のボイルオフガスを、所定の温度及び圧力の下で水と反応させてガスハイドレートを生成することを特徴とする請求項１記載のボイルオフガスの処理方法。
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|---|---|---|---|
| JP2002227522A JP2004068892A (ja) | 2002-08-05 | 2002-08-05 | ボイルオフガスの処理方法 |
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| JP2004068892A true JP2004068892A (ja) | 2004-03-04 |
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| JP2002227522A Pending JP2004068892A (ja) | 2002-08-05 | 2002-08-05 | ボイルオフガスの処理方法 |
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| JP (1) | JP2004068892A (ja) |
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| JP2007024198A (ja) * | 2005-07-19 | 2007-02-01 | Chubu Electric Power Co Inc | ボイルオフガスの処理方法及び装置 |
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-
2002
- 2002-08-05 JP JP2002227522A patent/JP2004068892A/ja active Pending
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| JP2006348080A (ja) * | 2005-06-13 | 2006-12-28 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | ボイルオフガスの処理方法及び装置 |
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