JP2005214313A - ボイルオフガス処理システム - Google Patents

ボイルオフガス処理システム Download PDF

Info

Publication number
JP2005214313A
JP2005214313A JP2004022416A JP2004022416A JP2005214313A JP 2005214313 A JP2005214313 A JP 2005214313A JP 2004022416 A JP2004022416 A JP 2004022416A JP 2004022416 A JP2004022416 A JP 2004022416A JP 2005214313 A JP2005214313 A JP 2005214313A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
gas
boil
liquefied
pressure
natural gas
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.)
Granted
Application number
JP2004022416A
Other languages
English (en)
Other versions
JP4488755B2 (ja
Inventor
Takeshi Suzuki
剛 鈴木
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Original Assignee
Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd filed Critical Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority to JP2004022416A priority Critical patent/JP4488755B2/ja
Publication of JP2005214313A publication Critical patent/JP2005214313A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4488755B2 publication Critical patent/JP4488755B2/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Landscapes

  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

【課題】ボイルオフガス等の余剰ガスをガスハイドレート化する場合、ガスハイドレート生成装置のコンパクト化及び省エネルギ化を図る。
【解決手段】タンク1に貯蔵されている液化天然ガスaから蒸発したボイルオフガスbをコンプレッサ5によって昇圧し、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液化するボイルオフガス処理システムである。液化天然ガスaの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスcの大部分を膨張弁7でフラッシュさせながらタンク1に戻すと共に、液化ボイルオフガスcの残りをポンプ19によって更に昇圧させ、昇圧後の高圧液化ボイルオフガスを気化器21,22に供給してガスハイドレートの原料に供する。
【選択図】 図1

Description

本発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガス(以下、LNGと称する。)の一部が蒸発したボイルオフガス(以下、BOGと称する。)を処理するためのボイルオフガス処理システムに関するものである。
従来、天然ガスは、−162℃以下の超低温で液化された後、LNGとして貯蔵タンクに貯蔵されているが、貯蔵タンクに貯蔵されているLNGは、その一部が蒸発してBOGとなる。
例えば、容積が18万キロリットルの貯蔵タンクの場合には、一晩で数千立方メートルのBOGが発生することがある。夜間は、ガスの消費量が少なくなるため、大量のBOGが発生すると、発生したBOGの処理が問題となる。
このBOGの処理方法としては、従来、次のような方法が知られている。
すなわち、
(a) BOGをコンプレッサで高圧化後(例えば、50〜70ata(4.9〜6.86MPa))、市中のガス導管に送出する方法。
(b) BOGをLNGの冷熱を利用して、再度、液化する方法。
(c) BOGを水と反応させてBOGと水との水和物であるガスハイドレートを生成する方法(例えば、特許文献1参照。)。
特開2001-279277 号公報(第3〜5頁、図1)
しかしながら、(a)の方法は、低圧のBOG(例えば、1.03ata(0.10MPa))を導管圧(例えば、50〜70ata(4.9〜6.86MPa))まで大幅に昇圧させるため、コンプレッサの消費電力が多大になる恐れがある。特に、LNGをLNG運搬船から陸上の貯蔵タンクに荷揚げする場合には、通常の約3倍のBOGが発生するために、LNGの荷揚げ基地では、契約電力の増大を招く恐れがある。
ところで、夜間のガス需要の少ない時に、高圧のBOGをガス導管に送出することが可能であれば、BOGをガス導管内に貯蔵することが可能であるが、上記のように、BOGを導管圧まで昇圧する必要があるため、消費動力の削減には至らない。
また、(b)の方法は、BOGの圧縮動力を低減するために考えられた方法であり、BOG(b)をLNG貯蔵タンク1から送出されたLNG(a)の冷熱を利用して、再度、液化させた後、液化ボイルオフガスcを耐圧タンク6に貯蔵する方法(図5参照。)であるが、このような中低圧で、かつ、低温の液体(例えば、10ata(0.98MPa)、−125℃)の貯蔵は、技術的にも経済的にも困難である。
ここで、図5中、2は昇圧ポンプ、3は再液化器、4は配管、5はコンプレッサ、19はポンプである。
また、(c)のように、BOGをガスハイドレート(NGH)に転換する場合には、BOGと水とが反応する時に発生する反応熱を除去するための冷凍機が必要である。
そこで、本発明者は、上記の中低圧で、かつ、低温(例えば、10ata(0.98MPa)、−125℃)の液化ボイルオフガスcをLNG貯蔵タンク1に戻すと共に、発生したBOGと、液化ボイルオフガスcを膨張弁7でフラッシュさせた時に生じたフラッシュガスの余剰分をガスハイドレート生成設備10に供給してガスハイドレートeを生成するようにしたボイルオフガス処理方法を提案した(特願2002−227522号)(図4参照。)。
今、LNG貯蔵タンクヘの再循環による再液化量をGi、フラッシュガス量をGvとすると、
74 kcal /kg ×(Gi+Gv)
=(52 kcal /kg ×Gi)+(163kcal /kg×Gv)
となる。
ここで、
Gi+Gv=6.57 t/h(BOG相当量のみ全量液化させるものとする。)
Gi=4.05×Gv
Gv=1.30 t/h(BOGに対して増加するガス量となる。)
Gi=5.27 t/h(BOGのLNGとしての戻り量。)
従って、フラッシュガスの処理割合は、次のようになる。
Gv/(Gi+Gv)=1.3/6.57≒0.198
つまり、NGH化する場合に、BOGの2割弱が原料として供給できる。即ち、BOG全量の処理を行わず、一部の処理(NGH化)で済み、処理設備を最小限にすることができる。
BOGは、浸入熱によって貯蔵タンク内で自然に蒸発するガスであり、タンク内は重質分(エタン、プロパン等)が濃縮される現象を言うが、結果として、蒸発ガスは純メタン相等である。図4に示す余剰の蒸発ガスをNGH化して貯蔵する方法において、BOG圧縮機を高い圧力(54ata程度(5.30MPa程度))まで昇圧する必要があるため、圧縮動力に要する動力は過大なものとなる。従って、まだ改善の余地がある。
尚、図4中、2はポンプ、3は再液化器、4は配管、5はコンプレッサ、6は耐圧タンク、8は配管、11は生成槽、12はノズル、13は生成熱除去手段、14は配管、15は給水管、16は貯蔵タンク、17はポンプ、18はバイパス管、aはLNG、bはBOG、dは水を示している。
本発明は、このような知見を得て発明したものであり、その目的とするところは、ボイルオフガスやフラッシュガスなどの余剰ガスをガスハイドレート化する場合に、係る余剰ガスの処理量を、より一層増加することができるボイルオフガス処理システムを提供することにある。
上記の課題を解決するため、本発明は、次のように構成されている。
すなわち、
請求項1に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供することを特徴とするボイルオフガス処理システムである。
請求項2に記載の発明は、ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させることを特徴とする請求項1記載のボイルオフガス処理システムである。
請求項3に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したことを特徴とするボイルオフガス処理システムである。
請求項4に記載の発明は、ガスハイドレート製造量が減少した場合に、ボイルオフガスを既設の低圧ガス系統へ供給するようにしたことを特徴とする請求項3記載のボイルオフガス処理システムである。
上記のように、請求項1に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供するようにしたため、BOGの昇圧動力は極めて少なくて済み、その分、ガスハイドレート生成装置の規模を縮小することができる。
また、LNG(液化天然ガス)の冷熱(例えば、−150℃)を利用して天然ガスハイドレート生成熱を除去するため、天然ガスハイドレート生成熱除去用の冷凍機が不要となる。
請求項2に記載の発明は、ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させるのであるが、ガスハイドレートの原料は、ガスハイドレート生成熱によってある程度、加温されているので、その分、海水供給量を減少させることができ、以て、海水をくみ上げる海水ポンプ動力を削減することができる。
請求項3に記載の発明は、貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したため、請求項1に記載の発明と同様の効果を有するとともに、炭化水素系の冷媒(例えば、プロパン(C3 8 ))を使用したランキンサイクルによって電力回収を行っているので、省エネルギー化をより一層図ることが可能になった。
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
(1)実施形態1
この実施の形態では、ガスハイドレート生成条件を54ata(5.30MPa)、5℃に設定した場合を例に取る。
図1において、1は、LNG貯蔵タンクであり、このLNG貯蔵タンク1に貯蔵されているLNG(液化天然ガス)aは、LNGポンプ2によって所定の圧力に昇圧された後、配管4を経て再液化器3に供給されるようになっている。
他方、LNG(a)の一部が蒸発してできたBOG(ボイルオフガス)bは、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、再液化器3に導入され、そこで、LNG(a)の冷熱(例えば、−150℃)を利用して再液化される。
所定圧(10ata(0.98MPa))に昇圧された液化ボイルオフガスcは、LNG貯蔵タンク1に戻されるが、その際、液化ボイルオフガスcの温度をLNGの温度まで下げる必要があるため、膨張弁7によってフラッシュさせる。
上記のように、液化ボイルオフガスcをLNG貯蔵タンク1に戻す場合には、液化ボイルオフガスcを膨張弁7によってフラッシュさせるのであるが、LNG貯蔵タンクの侵入熱に相当するBOGの全量を再液化させることは困難である。その理由は、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%に過ぎないからである。
従って、BOGの約70〜75%は、戻り液となってLNG貯蔵タンクへ戻されるが、残りのBOGについては、何らかの処理が必要となる。ところが、液化ボイルオフガスcをLNG貯蔵タンク1に戻す際に、液化ボイルオフガスcを膨張弁7によってフラッシュさせるため、新たにフラッシュガス(通常のBOGの約30%)が発生する。
そこで、本発明者は、BOGやフラッシュガスをガスハイドレート化することにした。その際、既に提案した案では、BOGやフラッシュガスのガス圧が比較的低いため、液化ボイルオフガスcをポンプ19を用いて高圧化することにした。
即ち、図1に示すように、液化ボイルオフガスcをポンプ19によって更に昇圧し、第1LNG気化器20の入口に供給することにした。第1LNG気化器20の入口に供給された高圧(52ata(5.10MPa))の液化ボイルオフガスcは、第1及び第2のLNG気化器20,21によって気化され、設定圧力(54ata(5.30MPa))の天然ガスgとなるが、第2のLNG気化器21では、海水fを用いて設定温度(5℃)まで昇温される。
上記のNGH生成条件(54ata(5.30MPa)、5℃)を満たした天然ガスgは、ガスハイドレート生成装置30に供給され、天然ガスと水との水和物である天然ガスハイドレート(NGH)eとなる。
ガスハイドレート生成装置30は、図2に示すように、生成タンク31内に設けた散布ノズル32から生成タンク31内に充満している天然ガスg内に水dを散布することにより、天然ガスgと水dとが反応して天然ガスと水との水和物である天然ガスハイドレート(NGH)eを生成するようになっている。本例は、いわゆるスプレー方式と言われる方式でバブリング方式も本方式に代替えできる。
天然ガスgと水dとが反応して天然ガスハイドレート(NGH)eになるとき、反応熱が発生するが、LNG(a)によって冷却されたブラインiを用いて除去するようにしている。
ここで、33は冷却ジャケット、34はブライン入口、35はブライン出口、36は水循環ライン、37は循環ポンプ、38は水補給ライン、40は水抜出しライン、41は天然ガスハイドレート排出口、42は天然ガスハイドレートかき寄せ機である。
ブラインiは、ブライン循環ライン23を循環するが、そのために、ブラインポンプ24が使用される。また、ガスハイドレートの生成条件(例えば、54ata(5.30MPa)、5℃)に昇圧、昇温された天然ガスgの一部は、図示しないGTG(高効率ガスタービン発電機)に燃料として供給される。
LNG貯蔵タンク1から再液化器3に至る配管9から分岐した分岐管9aのバルブ90は、通常、「閉」になっているが、ガスハイドレート生成装置30のガスハイドレート製造量が減少した場合には、「閉」から「開」に切り替えられ、BOG(b)を低圧系統(既存系統)に供給するようになっている。
(2)実施形態2
この実施の形態では、LNG低圧系統の冷熱によってBOGを再液化する場合を例に取る。尚、ガスハイドレート生成条件は、実施形態1と同様に、54ata(5.30MPa)、5℃である。
図3において、1は、LNG貯蔵タンクであり、このLNG貯蔵タンク1内に貯蔵されているLNG(液化天然ガス)aは、高圧LNGポンプ2aによって所定の圧力に昇圧された後、LNG高圧気化器20aによって高圧(50ata(4.90MPa))の天然ガスgにガス化された後、例えば、市中のガス導管などに供給される。
また、LNG貯蔵タンク1内のLNG(a)は、低圧LNGポンプ2bによって所定の圧力に昇圧された後、再液化器3に供給されるようになっている。符合4’は、配管4から分岐した配管である。
他方、LNG(a)の一部が蒸発してできたBOG(ボイルオフガス)bは、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、再液化器3に導入され、そこで、LNG(a)の冷熱(例えば、−150℃)を利用して再液化される。
再液化器3で液化した液化ボイルオフガスcは、ポンプ19によって更に昇圧された後、気化器25によって再ガス化され(54ata(5.30MPa))、ガスハイドレートの原料としてガスハイドレート生成装置30に供給される。このガスハイドレート生成装置30については、既に説明したので、詳細な説明を省略する(図2参照)。
上記再液化器3でBOG(b)を液化させた低圧のLNG(a)は、LNG低圧気化器(冷媒凝縮器)20bによって低圧(10ata(0.98MPa))の天然ガスgにガス化された後、例えば、市中のガス導管などに供給される。
この例では、ガスハイドレート生成装置30で発生する反応熱を除去するための冷媒として、炭化水素系の冷媒j(例えば、プロパン(C3 8 ))を使用し、ランキンサイクルによる電力回収を行っている。
すなわち、ガスハイドレート生成装置30と、LNG低圧気化器(冷媒凝縮器)20bを含む冷媒循環ライン26に冷媒気化器(海水による過熱器)27と、膨張タービン29と、ポンプ44とを設け、膨張タービン27に設けた発電機45によって電力を回収するようにしている。
LNG貯蔵タンク1から再液化器3に至る配管9から分岐した分岐管9aのバルブ90は、通常、「閉」になっているが、ガスハイドレート生成装置30のガスハイドレート製造量が減少した場合には、「閉」から「開」に切り替えられ、BOG(b)を低圧系統(既存系統)に供給するようになっている。
以上の説明では、ガスハイドレート生成装置が、天然ガスの雰囲気中に水を散布する水散布方式のものについて説明したが、水中に天然ガスを噴射するバブリング方式でも同様の効果が得られる。
(実施例)
図3のボイルオフガス処理システムにおいて、
ポンプ2bから送出されるLNG量を60t/h
BOG量を5t/h
とした場合、
NGH製造設備に要求される冷熱量約24,00USRT(5t/hのBOGを原料としてNGHを製造する。)は、LNGの冷熱を利用して除去され、且つ、NGH生成熱によって気化されるC3 8 の蒸発量は、64t/hであり、NGH製造設備を排出したC3 8 の蒸気は、海水によって過熱されて、膨張タービンにより電力として転換され、約770KWの出力が得られる。
従って、BOG圧縮動力を大幅に低減し、LNG冷熱を回収することによる海水ポンプ動力およびタービンによる電力の回収により、極めて多大な省エネルギが達成された。
本発明に係るボイルオフガス処理システムを実施する設備の概略構成図である。 天然ガスハイドレート生成装置の概略構成図である。 本発明に係るボイルオフガス処理システムを実施する別の設備の概略構成図である。 従来のボイルオフガス処理システムを実施するための概略構成図である。 従来のボイルオフガス再液化方法を示す概略構成図である。
符号の説明
a 液化天然ガス
b ボイルオフガス
c 液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガス
1 貯蔵タンク
5 コンプレッサ
7 膨張弁
19 ポンプ
20,21 気化器
20b 冷媒凝縮器

Claims (4)

  1. 貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、
    液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスの大部分を、膨張弁でフラッシュさせながら前記貯蔵タンクに戻すと共に、前記液化ボイルオフガスの残りをポンプによって更に昇圧させ、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを気化器に供給してガスハイドレートの原料に供することを特徴とするボイルオフガス処理システム。
  2. ガスハイドレートの原料を、海水を用いてガスハイドレート生成条件まで昇温させることを特徴とする請求項1記載のボイルオフガス処理システム。
  3. 貯蔵タンクに貯蔵されている液化天然ガスの一部が蒸発してできたボイルオフガスをコンプレッサによって所定の圧力に昇圧し、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、再度、液化させるようにしたボイルオフガス処理システムにおいて、
    液化天然ガスの冷熱を利用して液化させた液化ボイルオフガスを、ポンプによって更に昇圧させるとともに、昇圧後の高圧の液化ボイルオフガスを海水を利用して所定の温度に昇温してガスハイドレートの原料に供し、更に、液化天然ガスを気化させる冷媒凝縮器と、ガスハイドレート生成装置と、海水による過熱器とを含む冷媒循環ラインに膨張タービンを設け、該膨張タービンに設けた発電機によって電力を回収するようにし、該膨張タービンの排気を前記冷媒凝縮器へ導くように構成したことを特徴とするボイルオフガス処理システム。
  4. ガスハイドレート製造量が減少した場合に、ボイルオフガスを既設の低圧ガス系統へ供給するようにしたことを特徴とする請求項3記載のボイルオフガス処理システム。
JP2004022416A 2004-01-30 2004-01-30 ボイルオフガス処理方法 Expired - Fee Related JP4488755B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2004022416A JP4488755B2 (ja) 2004-01-30 2004-01-30 ボイルオフガス処理方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2004022416A JP4488755B2 (ja) 2004-01-30 2004-01-30 ボイルオフガス処理方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2005214313A true JP2005214313A (ja) 2005-08-11
JP4488755B2 JP4488755B2 (ja) 2010-06-23

Family

ID=34905764

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2004022416A Expired - Fee Related JP4488755B2 (ja) 2004-01-30 2004-01-30 ボイルオフガス処理方法

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP4488755B2 (ja)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
JP2007162795A (ja) * 2005-12-13 2007-06-28 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスハイドレートの貯蔵方法
JP2009079665A (ja) * 2007-09-26 2009-04-16 Ihi Corp 液化ガス貯蔵再液化装置とその運転方法
KR101334002B1 (ko) 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
CN103443435A (zh) * 2011-03-11 2013-12-11 大宇造船海洋株式会社 用于将燃料供应到具有再液化装置和高压天然气喷射式发动机的海事结构的系统的驱动方法
JP2014514486A (ja) * 2011-03-22 2014-06-19 デウ シップビルディング アンド マリーン エンジニアリング カンパニー リミテッド 高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム及び方法
JP2014517849A (ja) * 2011-03-22 2014-07-24 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド 高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒
WO2020241688A1 (ja) * 2019-05-28 2020-12-03 株式会社 商船三井 水上浮体式設備

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS62142980A (ja) * 1985-12-18 1987-06-26 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス貯槽のボイルオフガス再液化装置
JP2001279277A (ja) * 2000-03-29 2001-10-10 Osaka Gas Co Ltd 天然ガス処理システム

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS62142980A (ja) * 1985-12-18 1987-06-26 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス貯槽のボイルオフガス再液化装置
JP2001279277A (ja) * 2000-03-29 2001-10-10 Osaka Gas Co Ltd 天然ガス処理システム

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
JP2007162795A (ja) * 2005-12-13 2007-06-28 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd ガスハイドレートの貯蔵方法
JP2009079665A (ja) * 2007-09-26 2009-04-16 Ihi Corp 液化ガス貯蔵再液化装置とその運転方法
CN103443435A (zh) * 2011-03-11 2013-12-11 大宇造船海洋株式会社 用于将燃料供应到具有再液化装置和高压天然气喷射式发动机的海事结构的系统的驱动方法
CN103620202A (zh) * 2011-03-11 2014-03-05 大宇造船海洋株式会社 将燃料供应到具有再液化装置和高压天然气喷射式发动机的海事结构的系统
JP2014508889A (ja) * 2011-03-11 2014-04-10 デウ シップビルディング アンド マリーン エンジニアリング カンパニー リミテッド 再液化装置及び高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システム
JP2014512474A (ja) * 2011-03-11 2014-05-22 デウ シップビルディング アンド マリーン エンジニアリング カンパニー リミテッド 再液化装置及び高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムの運転方法
JP2014514486A (ja) * 2011-03-22 2014-06-19 デウ シップビルディング アンド マリーン エンジニアリング カンパニー リミテッド 高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システム及び方法
JP2014517849A (ja) * 2011-03-22 2014-07-24 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド 高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒
KR101334002B1 (ko) 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
WO2020241688A1 (ja) * 2019-05-28 2020-12-03 株式会社 商船三井 水上浮体式設備
JP2020192895A (ja) * 2019-05-28 2020-12-03 株式会社 商船三井 水上浮体式設備

Also Published As

Publication number Publication date
JP4488755B2 (ja) 2010-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101726668B1 (ko) 증발가스 처리 시스템 및 방법
KR101229620B1 (ko) 선박의 액화천연가스 연료 공급 시스템
MX2008015857A (es) Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo.
JP6833908B2 (ja) 水上浮体式設備
JP4488755B2 (ja) ボイルオフガス処理方法
KR20220053062A (ko) 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR100613430B1 (ko) 증발가스 처리 방법 및 장치
KR20190090323A (ko) 보일-오프 가스(bog)를 재액화 하기 위한 방법 및 시스템
KR20150121321A (ko) 액화가스 처리 시스템
RU2561958C2 (ru) Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа
KR20140084832A (ko) 엔진룸의 냉각 해수를 통한 lng 기화 시스템
KR20210101167A (ko) 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법
KR102050916B1 (ko) 냉열발전이 가능한 재기화 시스템
KR101922274B1 (ko) 액화가스 처리 시스템
JP2007024198A (ja) ボイルオフガスの処理方法及び装置
KR102379475B1 (ko) 액화수소 운반선의 가스 관리시스템
KR20110130050A (ko) 친환경 재기화 장치 및 방법
KR102189743B1 (ko) 선박의 연료가스 공급 시스템 및 방법
JP2003277778A (ja) 天然ガスハイドレート製造方法及びその装置
KR20180046627A (ko) 가스터빈발전장치의 과잉 bog 처리장치
KR20190081313A (ko) 유기 랭킨 사이클을 이용한 액화가스 재기화 시스템 및 방법
KR20150062382A (ko) 선박의 연료가스 공급시스템
US11287182B2 (en) Method for power generation during the regasification of a fluid by supercritical expansion
JP2004068892A (ja) ボイルオフガスの処理方法
KR20200115892A (ko) 선박의 액화가스 재기화 시스템

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20060322

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20090122

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20090203

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20090319

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20090908

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20091026

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20100316

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20100330

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130409

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140409

Year of fee payment: 4

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees