JP2008275002A - Liquefied gas receiving storage facility - Google Patents
Liquefied gas receiving storage facility Download PDFInfo
- Publication number
- JP2008275002A JP2008275002A JP2007116387A JP2007116387A JP2008275002A JP 2008275002 A JP2008275002 A JP 2008275002A JP 2007116387 A JP2007116387 A JP 2007116387A JP 2007116387 A JP2007116387 A JP 2007116387A JP 2008275002 A JP2008275002 A JP 2008275002A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- liquefied gas
- injection
- receiving
- lng
- receiving pipe
- 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
Links
Images
Abstract
Description
本発明は、LNG船タンクなどの液化ガス供給源から液化ガスを受け入れて貯蔵する貯蔵タンクと、液化ガスを液化ガス供給源から貯蔵タンクへ送り込むための受入管と、を備える液化ガス受入貯蔵設備に関する。 The present invention relates to a liquefied gas receiving and storing facility comprising a storage tank for receiving and storing liquefied gas from a liquefied gas supply source such as an LNG ship tank, and a receiving pipe for sending the liquefied gas from the liquefied gas supply source to the storage tank. About.
液化ガス受入貯蔵設備は、例えば、LNG(liquefied Natural Gas)を輸送してきたLNG船のタンクからLNGを受け入れて貯蔵するLNG受入設備である。LNG受入設備は、例えば下記の特許文献1の第1図に記載されている。図2は、LNG受入設備の構成を示す図である。
The liquefied gas receiving and storing facility is, for example, an LNG receiving facility that receives and stores LNG from a tank of an LNG ship that has transported LNG (liquefied Natural Gas). The LNG receiving facility is described in FIG. 1 of
LNG受入設備は、ローディングアーム21、受入管5、貯蔵タンク3、戻りガス管23、戻りガスブロア25、気化装置7、送ガス管27、BOG圧縮機29、BOG管31を備える。
The LNG receiving facility includes a
ローディングアーム21は、LNGを輸送してきたLNG船に接続するためのものである。このローディングアーム21には、カーゴポンプによりLNG船タンク33内のLNGが送り込まれる。受入管5は、ローディングアーム21を通してLNG船タンク33のLNGを受け入れる。貯蔵タンク3は、受入管5を通してLNG船タンク33から送り込まれるLNGを貯蔵する。なお、戻りガス管23、戻りガスブロア25は、LNG受入時に圧力の低下したLNG船タンク33へBOG(Boil Off Gas)を戻すためのものである。気化装置7は、貯蔵タンク3から供給される液化ガスから気化ガスを生成する。送ガス管27は、気化装置7からの気化ガスを燃焼用ガス(例えば、都市ガス)として所定の需要箇所に供給するためのものである。
The
貯蔵タンク3へのLNG受入が終了し、その後、次のLNG受入までの期間において、受入管5を放置しておくと、受入管5への入熱により受入管5の温度が常温まで上昇してしまう。この場合、次のLNG受入時に、低温のLNGが受入管5に所定の量流れると、LNGが蒸発し大量のBOGが発生してしまう。そのため、LNG受入終了時から次のLNG受入までの待機期間において、受入管5を冷却することが行われている。
If the
受入管冷却方法として、循環冷却方法がある。この方法は、例えば、下記の特許文献1の第1頁右下蘭第15〜18行に記載されている。循環冷却方法では、上記待機期間において、貯蔵タンク3内のLNGを受入管5に流して循環させ、受入管5を常時冷却保持する。図3は、このような循環冷却方法の説明図である。図3に示すように循環ポンプ35を用いてLNGを循環させている。
There is a circulation cooling method as a receiving pipe cooling method. This method is described in, for example,
しかし、LNGを循環させるためには、相当大容量の循環ポンプ35が必要となるため、設備費が嵩み、そのランニングコストも大きくなる。
However, in order to circulate LNG, a considerably large
そのため、循環ポンプ35を用いない受入管冷却方法として、LNG充填保持方法がある。この方法は、例えば、下記の特許文献1の第1頁右下蘭第13〜15行に記載されている。この方法では、上記待機期間において、貯蔵タンク3から間欠的にLNGを受入管5内へ供給することで、受入管5内に常にLNGを充填させておく。このようなLNG充填保持方法を行うためには、例えば図4の構成を想定できる。図4に示すように、貯蔵タンク3からポンプ3aにより払い出されるLNGの一部を配管36を通して間欠的に受入管5内へ供給している。
Therefore, there is an LNG filling and holding method as a receiving pipe cooling method that does not use the
ところで、図5のように、受入管5が立ち上り部5aを有する場合が多い。例えば、貯蔵タンク3の側面がコンクリート壁となっている場合に、コンクリート壁に覆われていない貯蔵タンク3の上部に受入管5を接続するために、立ち上り部5aが設けられる。
このような立ち上り部5aが存在すると、LNG充填保持方法では、その高さに応じて立ち上り部5aから貯蔵タンク3の間にLNGが満たされておらずLNGが存在しない受入部分をとる必要がある。従って、この部分は温度が上昇し、次のLNG受入時にこの部分で大量のBOGが発生する可能性がある。そのため、LNGが満たされていない受入管部分を冷却保持できるようにすることが望まれる。
When such a rising
また、上記のLNG充填保持方法では、立ち上り部5aにLNGが満たされた状態を保持すると、ガイザリングの問題が生じる。ガイザリングは、入熱によって液化ガスが過熱状態となった時に生じる液相・気相間の急激な相転移振動現象である。立ち上り部5aでガイザリングが発生した場合、立ち上り部5aの液面が高いと、気泡が液を持ち上げ気泡が抜けた後に液体が落下して異音・振動が発生し、これにより、設備が破損してしまう可能性がある。従って、LNG充填保持方法において貯蔵タンク3にLNGが供給されていない間に、立ち上り部5aの温度上昇によりガイザリングが発生する可能性がある。
立ち上り部5aでのガイザリングを確実に防止するために、立ち上り部5aの液面を下げることが行われている。例えば、図5のように、LNG受入終了時に、または、受入管5への冷却保持用LNGの供給終了時に、開閉弁37を開いて液抜きドラム39へ液化ガス送り、これにより、立ち上り部5aの液面を下げる。なお、液抜きドラム39へ送られた液化ガスは、液抜きドラムポンプ41で貯蔵タンク3へ送り込む。
この場合には、受入管内においてLNGが満たされていない部分がさらに大きくなる。そのため、LNGが満たされていない受入管部分を冷却保持できるようにすることが一層望まれる。
Further, in the above LNG filling and holding method, if the rising
In order to reliably prevent Geisering at the rising
In this case, the portion where LNG is not filled in the receiving pipe is further increased. Therefore, it is further desirable to be able to cool and hold the receiving pipe portion that is not filled with LNG.
そこで、本発明は、液化ガスが満たされていない受入管部分を低温に保持できる液化ガス受入貯蔵設備を提供することにある。 Then, this invention is providing the liquefied gas reception storage equipment which can hold | maintain the receiving pipe part which is not satisfy | filled with liquefied gas at low temperature.
上記目的を達成するため、本発明によると、所定の液化ガス供給源から液化ガスを受け入れて貯蔵する貯蔵タンクと、液化ガスを前記液化ガス供給源から前記貯蔵タンクへ送り込むための受入管と、を備える液化ガス受入貯蔵設備であって、受入管を通して液化ガス供給源から貯蔵タンクへ液化ガスが送り込まれていない期間において、液化ガスが満たされていない受入管部分に液化ガスを注入する注入装置を備える、ことを特徴とする液化ガス受入貯蔵設備が提供される。 To achieve the above object, according to the present invention, a storage tank that receives and stores liquefied gas from a predetermined liquefied gas supply source, and a receiving pipe for sending liquefied gas from the liquefied gas supply source to the storage tank; An injection device for injecting liquefied gas into a receiving pipe portion not filled with liquefied gas during a period when liquefied gas is not sent from the liquefied gas supply source to the storage tank through the receiving pipe. A liquefied gas receiving and storing facility is provided.
上記構成では、貯蔵タンクへ液化ガスが送り込まれていない期間において、注入装置は、液化ガスが満たされていない受入管部分に液化ガスを注入するので、注入された液化ガスでこの受入管部分を冷却できる。従って、例えば間欠的に液化ガスを注入することで、前記受入管部分を低温に保持することが可能になる。 In the above configuration, the injection device injects the liquefied gas into the receiving pipe portion that is not filled with the liquefied gas during the period in which the liquefied gas is not sent to the storage tank. Can be cooled. Therefore, for example, by intermittently injecting the liquefied gas, the receiving pipe portion can be kept at a low temperature.
本発明の好ましい実施形態によると、前記受入管は、前記貯蔵タンクの側へ延びる途中において下方から上方へ延びる立ち上り部を有し、
前記注入装置が受入管内に液化ガスを注入する位置は、前記立ち上り部の頂部と貯蔵タンクとの間における受入管位置である。
According to a preferred embodiment of the present invention, the receiving pipe has a rising portion that extends upward from below while being extended to the storage tank side,
The position where the injection device injects the liquefied gas into the receiving pipe is the receiving pipe position between the top of the rising portion and the storage tank.
立ち上り部の頂部と貯蔵タンクとの間の受入管部分では温度上昇が著しい。注入装置は、立ち上り部の頂部と貯蔵タンクとの間における受入管位置に液化ガスを注入するので、温度上昇が著しい上記の受入管部分を冷却することができる。 The temperature rise is remarkable in the receiving pipe part between the top of the rising part and the storage tank. Since the injection device injects the liquefied gas into the receiving pipe position between the top of the rising portion and the storage tank, it is possible to cool the receiving pipe portion where the temperature rises remarkably.
本発明の好ましい実施形態によると、注入装置からの液化ガスによる冷却の対象となる受入管部分に設けられた温度センサが検出した温度値が注入開始温度値になった時に、前記注入装置が液化ガスの注入を開始するように注入装置を制御する制御装置と、を備える。 According to a preferred embodiment of the present invention, when the temperature value detected by the temperature sensor provided in the receiving pipe portion to be cooled by the liquefied gas from the injection device becomes the injection start temperature value, the injection device is liquefied. And a control device for controlling the injection device so as to start the gas injection.
上記構成では、制御装置は、温度検出値が注入開始温度になった時に、注入装置が受入管内に液化ガスを注入するように注入装置を制御するので、受入管の冷却対象部分を所望の注入開始温度以下に保持できる。 In the above configuration, the control device controls the injection device so that the injection device injects the liquefied gas into the receiving pipe when the temperature detection value reaches the injection start temperature. It can be kept below the starting temperature.
本発明の好ましい実施形態によると、前記制御装置は、前記温度センサが検出した温度値が注入停止温度値になった時に、前記注入装置が液化ガスの注入を停止するように注入装置を制御し、注入停止温度は注入開始温度よりも低い。 According to a preferred embodiment of the present invention, the control device controls the injection device so that the injection device stops the injection of the liquefied gas when the temperature value detected by the temperature sensor reaches the injection stop temperature value. The injection stop temperature is lower than the injection start temperature.
上記構成では、制御装置は、温度検出値が注入停止温度になった時に、前記注入装置が液化ガスの注入を停止するように注入装置を制御し、注入停止温度が注入開始温度よりも低いので、注入装置は、常に液化ガス注入を行わなくても済む。これにより、冷却に使用する液化ガス量を抑えて効率的に冷却できるとともに、受入管の温度を注入停止温度から注入開始温度までの低温範囲に保持できる。 In the above configuration, the control device controls the injection device so that the injection device stops the injection of the liquefied gas when the detected temperature reaches the injection stop temperature, and the injection stop temperature is lower than the injection start temperature. The injection apparatus does not always need to perform liquefied gas injection. Accordingly, the amount of liquefied gas used for cooling can be suppressed and the cooling can be efficiently performed, and the temperature of the receiving pipe can be maintained in a low temperature range from the injection stop temperature to the injection start temperature.
本発明の好ましい実施形態によると、注入装置からの液化ガスによる冷却の対象となる受入管部分に設けられた温度センサと、該温度センサが検出した温度値が注入停止温度になった時に、前記注入装置が液化ガスの注入を停止するように注入装置を制御する制御装置と、を備える。 According to a preferred embodiment of the present invention, a temperature sensor provided in a receiving pipe portion to be cooled by liquefied gas from an injection device, and when the temperature value detected by the temperature sensor reaches an injection stop temperature, And a control device that controls the injection device so that the injection device stops the injection of the liquefied gas.
上記構成では、注入装置が設定されたタイミングで自動的に液化ガス注入を開始する場合や、操作者の操作により注入装置の液化ガス注入を開始する場合に、所望の注入停止温度に受入管の温度を調節することができる。 In the above configuration, when the liquefied gas injection is automatically started at the timing when the injection device is set, or when the liquefied gas injection of the injection device is started by the operation of the operator, the receiving pipe is set to the desired injection stop temperature. The temperature can be adjusted.
本発明の好ましい実施形態によると、前記貯蔵タンクから供給される液化ガスを気化する気化装置を備え、前記注入装置は、貯蔵タンクから前記気化装置に送られる液化ガスの一部を前記受入管に注入する。 According to a preferred embodiment of the present invention, the apparatus includes a vaporizer that vaporizes the liquefied gas supplied from the storage tank, and the injection device sends a part of the liquefied gas sent from the storage tank to the vaporizer to the receiving pipe. inject.
上記構成では、気化装置に払い出される液化ガスの一部を用いて、液化ガスが満たされていない受入管部分を冷却することができる。 In the said structure, the receiving pipe part with which liquefied gas is not satisfy | filled can be cooled using a part of liquefied gas withdrawn to the vaporizer.
上述した本発明によると、受入管内において液化ガスが満たされていない部分を低温に保持することが可能になる。 According to the present invention described above, it is possible to keep a portion of the receiving pipe not filled with the liquefied gas at a low temperature.
本発明を実施するための最良の実施形態を図面に基づいて説明する。なお、各図において共通する部分には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。 The best mode for carrying out the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the common part in each figure, and the overlapping description is abbreviate | omitted.
図1は、本発明の実施形態による液化ガス受入貯蔵設備の構成図である。図1に示すように、液化ガス受入貯蔵設備10は、貯蔵タンク3と、受入管5、気化装置7、BOG管31、払出管9、注入装置11を備える。貯蔵タンク3、気化装置7、BOG管31は、それぞれ図2に基づいて説明した貯蔵タンク3、気化装置7、BOG管31と同じである。払出管9は、貯蔵タンク3からポンプ3aにより送り出されるLNGを気化装置7へ供給する配管であり、貯蔵タンク3から気化装置7まで延びている。受入管5は、図2に基づいて説明した受入管5と同じであり、貯蔵タンク3の側へ延びる途中において下方から上方へ向かって鉛直方向に延びる立ち上り部5aを有する。なお、符号8は、開閉弁を示しており、LNG受入時は開いている。
FIG. 1 is a configuration diagram of a liquefied gas receiving and storing facility according to an embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, the liquefied gas receiving and storing
注入装置11は、受入管5を通して液化ガス供給源(この例では、LNG船タンク)から貯蔵タンク3へ液化ガスが送り込まれていない期間において、受入管5におけるLNGが満たされていない部分にLNGを注入する。本実施形態では、注入装置11は、貯蔵タンク3から気化装置7に送られるLNGの一部を受入管5に注入する。図1の例では、注入装置11は、液化ガス供給管11a、開閉弁11b、ポンプ3aからなる。液化ガス供給管11aは、貯蔵タンク3から延びて受入管5へのLNG注入位置xに接続される。図1の例では、液化ガス供給管11aは、貯蔵タンク3から気化装置7へ向かう途中箇所まで延びる払出管9の一部と、払出管9のこの途中箇所からLNG注入位置xまで延びる注入管11a−1と、から構成される。開閉弁11bは注入管11a−1に設けられる。ポンプ3aは、主に貯蔵タンク3から気化装置7ヘLNGを送るためのものであるが、液化ガス供給管11aへLNGを送る能力を十分有しており、貯蔵タンク3内に設けられている。
The injecting
また、本実施形態によると、注入装置11によるLNG注入位置xは、立ち上り部5aの頂部と貯蔵タンク3との間における受入管位置である。図1の例では、LNG注入位置xは、立ち上り部5aの頂部と貯蔵タンク3と中間位置である。また、好ましくは、受入管5内にスプレー状に注入されたLNGが立ち上り部5aに向かって流れるようになっているのがよい。このために、例えば、立ち上り部5aの頂部からLNG注入位置xまでの受入管部分を傾斜させ、立ち上り部5aの頂部の高さがLNG注入位置xの高さよりも低くなっていてよい。なお、注入装置11が受入管5内にスプレー状にLNGを注入する場合には、その注入箇所に、噴霧用ノズルや噴霧器などスプレー状にLNGを注入する適切な機構・装置を設けてよい。
Further, according to the present embodiment, the LNG injection position x by the
液化ガス受入貯蔵設備10は、さらに温度センサ13と制御装置15とを備える。
温度センサ13は、注入装置11からのLNGによる冷却の対象となる受入管部分に設けられる。温度センサ13は、受入管5の外表面に貼り付けられて、受入管5の温度を検出する。図1の例では、温度センサ13は、立ち上り部5aの頂部付近に設けられる。
制御装置15は、温度センサ13が検出した温度値を受け、この温度値が注入開始温度値になった時に、注入装置11がLNGの注入を開始するように注入装置11を制御する。図1の例では、注入装置11は開閉弁11bを開ける制御を行う。なお、ポンプ3aは常時作動している。注入開始温度は、LNGの沸点−162℃よりも高い温度であり、例えば−100℃に設定されていてよい。また、制御装置15は、温度センサ13が検出した温度値が注入停止温度値になった時に、注入装置11がLNGの注入を停止するように注入装置11を制御する。図1の例では、注入装置11は開閉弁11bを閉める制御を行う。注入停止温度は注入開始温度よりも低く、例えば−150℃に設定されていてよい。なお、LNG注入を行っている時に、開閉弁8は開いている。
The liquefied gas receiving and storing
The
The
注入装置11による冷却の対象となる受入管部分の長さが50mであり、この受入管部分の温度を50℃下げる場合に、必要となるLNG量について試算する。
受入管5が、配管金属とこれを覆う断熱材であるウレタンとからなる場合に、配管金属の比熱量が19(kJ/kg)であり、ウレタンの比熱が1.674(kJ/kg℃)であるとする。受入管単位長さあたりの配管金属の重量が139.1(kg/m)であり、受入管単位長さあたりのウレタンの重量が18.37(kg/m)であるとする。
この場合、配管金属を冷却するのに必要な冷却熱量は、
139.1(kg/m)×50(m)×19(kJ/kg)=132145(kJ)であり、
ウレタンを冷却するのに必要な冷却熱量は、
18.37(kg/m)×50(m)×1.674(kJ/kg℃)×50(℃)=76879(kJ)である。
従って、50mの受入管部分を冷却するのに必要な冷却熱量は、
132145(kJ)+76879(kJ)=209024(kJ)である。
50mの受入管部分を20(℃/h)の速度で50℃冷却する場合に、単位時間あたりに必要なLNG量は、LNGの気化熱を531(kJ/kg)とすると、
{209024(kJ)/531(kJ/kg)}×{20(℃/h)/50(℃)}=157.5kg/hである。
When the length of the receiving pipe part to be cooled by the
When the receiving
In this case, the amount of cooling heat required to cool the pipe metal is
139.1 (kg / m) × 50 (m) × 19 (kJ / kg) = 132145 (kJ),
The amount of cooling heat required to cool urethane is
18.37 (kg / m) × 50 (m) × 1.674 (kJ / kg ° C.) × 50 (° C.) = 76879 (kJ).
Therefore, the amount of cooling heat required to cool the 50 m receiving pipe portion is
132145 (kJ) +76879 (kJ) = 209024 (kJ).
When the 50 m receiving pipe portion is cooled at 50 ° C. at a rate of 20 (° C./h), the amount of LNG required per unit time is 531 (kJ / kg) when the heat of vaporization of LNG is 531
{209024 (kJ) / 531 (kJ / kg)} × {20 (° C./h)/50 (° C.)} = 157.5 kg / h.
上述した実施形態による液化ガス受入貯蔵設備10によると、貯蔵タンク3へLNGが送り込まれていない期間において、注入装置11は、LNGが満たされていない受入管部分にLNGを注入するので、注入されたLNGでこの受入管部分を冷却できる。従って、LNGが満たされていない受入管部分を低温に保持することが可能になる。
According to the liquefied gas receiving and storing
また、上述した実施形態による液化ガス受入貯蔵設備10によると、次の効果も得られる。
(1)立ち上り部5aの頂部と貯蔵タンク3との間の受入管部分では温度上昇が著しく、注入装置11は、この受入管位置にLNGを注入するので、この受入管部分を冷却することができる。
(2)さらに、制御装置15は、温度センサ13の温度検出値が注入開始温度になった時に、注入装置11が受入管5内にLNGを注入するように注入装置11を制御するので、受入管5の冷却対象部分を所望の注入開始温度以下に保持できる。
(3)また、制御装置15は、温度検出値が注入停止温度になった時に、注入装置11がLNGの注入を停止するように注入装置11を制御し、注入停止温度が注入開始温度よりも低いので、注入装置11は、常にLNG注入を行わなくても済む。これにより、冷却に使用するLNG量を抑えて効率的に冷却できるとともに、受入管5の温度を注入停止温度から注入開始温度までの低温範囲(例えば、−100℃から−150℃の範囲)に保持できる。
(4)貯蔵タンク3から気化装置7に払い出されるLNGの一部を用いて、LNGが満たされていない受入管部分を冷却することができる。
Further, according to the liquefied gas receiving and storing
(1) The temperature rises remarkably in the receiving pipe portion between the top of the rising
(2) Furthermore, the
(3) Further, the
(4) By using a part of LNG discharged from the
本発明は上述した実施の形態に限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々変更を加え得ることは勿論である。 The present invention is not limited to the above-described embodiment, and various changes can be made without departing from the scope of the present invention.
例えば、上述した実施形態では、温度センサ13が検出した温度値が注入開始温度になった時に、LNG注入を開始したが、本発明はこれに限定されない。即ち、注入装置11が、設定されたタイミング(時間間隔をおいた複数のタイミングでもよい)で自動的にLNG注入を開始するようにしたり、操作者の操作により注入装置11のLNG注入が開始されるようにしてもよい。このような場合に、注入装置11の注入停止は、上述した実施形態のように、温度センサ13からの温度値が注入停止温度になった時に制御装置15が注入装置11を制御してLNG注入を停止させてよい。
For example, in the above-described embodiment, the LNG injection is started when the temperature value detected by the
上記実施形態では、LNG注入箇所xは、立ち上り部5aの頂上と貯蔵タンク3との間であったが、注入装置11は、温度上昇が著しくなる他の受入管部分にLNGを注入してもよい。例えば、立ち上り部5aの温度上昇が著しくなる場合には、注入装置11は立ち上り部5aにLNGを注入してもよい。また、注入装置11は1箇所ではなく複数箇所において受入管5内にLNGを注入してもよい。
In the above embodiment, the LNG injection point x is between the top of the rising
上述した実施形態では、注入装置11は、払出管9を流れるLNGを用いたが、他の箇所から供給されるLNGを受入管5内に注入してもよい。例えば、注入管11a−1がLNGの流れる他の配管に接続されていてよく、制御装置15が開閉弁11bを開くことで、他の配管を流れるLNGを用いてLNG注入を行ってもよい。
In the embodiment described above, the
本発明の液化ガス受入貯蔵設備は、上記のLNG充填保持方法と併用してよい。また、本発明の液化ガス受入貯蔵設備は、循環冷却方法とも併用してよい。例えば、受入管5が立ち上り部5aを有し、循環冷却方法でも立ち上り部5aの頂上と貯蔵タンク3との間の受入管部分が上記待機期間においてLNGで満たされない場合には、循環冷却方法と併用してよい。
The liquefied gas receiving and storing facility of the present invention may be used in combination with the above LNG filling and holding method. Further, the liquefied gas receiving and storing facility of the present invention may be used in combination with a circulating cooling method. For example, if the receiving
上述した実施形態では、液化ガス受入貯蔵設備10は、LNGを受入貯蔵するものであったが、LPGなど他の液化ガスを受入貯蔵するものであってもよい。
In the embodiment described above, the liquefied gas receiving and storing
3 貯蔵タンク、3a ポンプ、5 受入管
5a 立ち上り部、7 気化装置、9 払出管
10 液化ガス受入貯蔵設備、11 注入装置
11a 液化ガス供給管、11b 開閉弁
11a−1 注入管、13 温度センサ、15 制御装置
3 storage tank, 3a pump, 5
Claims (6)
受入管を通して液化ガス供給源から貯蔵タンクへ液化ガスが送り込まれていない期間において、液化ガスが満たされていない受入管部分に液化ガスを注入する注入装置を備える、ことを特徴とする液化ガス受入貯蔵設備。 A liquefied gas receiving and storing facility comprising a storage tank for receiving and storing liquefied gas from a predetermined liquefied gas supply source, and a receiving pipe for sending liquefied gas from the liquefied gas supply source to the storage tank,
A liquefied gas receiving characterized by comprising an injection device for injecting the liquefied gas into a receiving pipe portion not filled with the liquefied gas during a period when the liquefied gas is not sent from the liquefied gas supply source to the storage tank through the receiving pipe. Storage facilities.
前記注入装置が受入管内に液化ガスを注入する位置は、前記立ち上り部の頂部と貯蔵タンクとの間における受入管位置である、ことを特徴とする請求項1に記載の液化ガス受入貯蔵設備。 The receiving pipe has a rising portion extending upward from below in the middle of extending to the storage tank side,
2. The liquefied gas receiving and storing equipment according to claim 1, wherein a position where the injecting device injects the liquefied gas into the receiving pipe is a receiving pipe position between the top of the rising portion and the storage tank.
注入停止温度は注入開始温度よりも低い、ことを特徴とする請求項3に記載の液化ガス受入貯蔵設備。 The control device controls the injection device so that the injection device stops the injection of the liquefied gas when the temperature value detected by the temperature sensor becomes the injection stop temperature value,
The liquefied gas receiving and storing equipment according to claim 3, wherein the injection stop temperature is lower than the injection start temperature.
該温度センサが検出した温度値が注入停止温度になった時に、前記注入装置が液化ガスの注入を停止するように注入装置を制御する制御装置と、を備える、ことを特徴とする請求項1に記載の液化ガス受入貯蔵設備。 A temperature sensor provided in the receiving pipe portion to be cooled by the liquefied gas from the injection device;
2. A control device that controls the injection device so that the injection device stops the injection of the liquefied gas when the temperature value detected by the temperature sensor reaches the injection stop temperature. The liquefied gas receiving storage facility described in 1.
前記注入装置は、貯蔵タンクから前記気化装置に送られる液化ガスの一部を前記受入管に注入する、ことを特徴とする請求項1に記載の液化ガス受入貯蔵設備。
Comprising a vaporizer for vaporizing liquefied gas supplied from the storage tank;
The liquefied gas receiving and storing equipment according to claim 1, wherein the injection device injects a part of the liquefied gas sent from the storage tank to the vaporizer into the receiving pipe.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007116387A JP5051615B2 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | LNG storage facility |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007116387A JP5051615B2 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | LNG storage facility |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2008275002A true JP2008275002A (en) | 2008-11-13 |
JP5051615B2 JP5051615B2 (en) | 2012-10-17 |
Family
ID=40053214
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007116387A Expired - Fee Related JP5051615B2 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | LNG storage facility |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5051615B2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011047477A (en) * | 2009-08-27 | 2011-03-10 | Ud Trucks Corp | Low temperature liquefied gas supply device |
KR102368093B1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-02-28 | 박광수 | System for liquefied gas storage tank having ultra-low temperature and its control method |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS59144299U (en) * | 1983-03-16 | 1984-09-27 | 石川島播磨重工業株式会社 | Low temperature liquefied gas piping equipment |
JPH08210596A (en) * | 1995-01-31 | 1996-08-20 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Cooling system and method of low boiling point liquid receiving pipe |
JP2002188798A (en) * | 2000-12-22 | 2002-07-05 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Low-temperature tank facility |
JP2005255075A (en) * | 2004-03-15 | 2005-09-22 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Transport ship and method for transporting natural gas hydrate |
-
2007
- 2007-04-26 JP JP2007116387A patent/JP5051615B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS59144299U (en) * | 1983-03-16 | 1984-09-27 | 石川島播磨重工業株式会社 | Low temperature liquefied gas piping equipment |
JPH08210596A (en) * | 1995-01-31 | 1996-08-20 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Cooling system and method of low boiling point liquid receiving pipe |
JP2002188798A (en) * | 2000-12-22 | 2002-07-05 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Low-temperature tank facility |
JP2005255075A (en) * | 2004-03-15 | 2005-09-22 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Transport ship and method for transporting natural gas hydrate |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011047477A (en) * | 2009-08-27 | 2011-03-10 | Ud Trucks Corp | Low temperature liquefied gas supply device |
KR102368093B1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-02-28 | 박광수 | System for liquefied gas storage tank having ultra-low temperature and its control method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5051615B2 (en) | 2012-10-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5752804B2 (en) | Fuel supply system and method of operating fuel supply system | |
JP5997849B2 (en) | Method for starting gas supply from a liquefied gas fuel system to a gas operated engine and a liquefied gas fuel system for a gas operated engine | |
KR20200021091A (en) | Ship | |
JP6407054B2 (en) | Calorific value adjustment system for liquefied gas shipping equipment | |
JP5051615B2 (en) | LNG storage facility | |
JP2010511127A (en) | Regasification of LNG | |
JP2014527606A (en) | Method and apparatus for refilling a storage tank | |
JP4884301B2 (en) | Power plant and power generation method for power plant | |
CN109257936A (en) | For the device and method to force generation unit supply fuel | |
JP2010196824A (en) | Low temperature liquefied gas receiving device | |
JP2007009981A (en) | Liquefied gas feeding apparatus and liquefied gas feeding method | |
JP2013527391A (en) | Method and apparatus for rapidly injecting chilled liquid from an upstream reservoir into a downstream tank | |
JP5295298B2 (en) | Method for suppressing boil-off gas in liquefied gas storage equipment | |
JP2016147997A (en) | Heat amount control system for liquefied gas shipping facility | |
JP2007292180A (en) | Cold insulation circulation system of liquefied gas facility | |
JP4555054B2 (en) | Gas hydrate regasifier | |
KR102016367B1 (en) | Liquified gas carrier and method thereof | |
JP2011179582A (en) | Stratification elimination device | |
JP5773943B2 (en) | Ship, gas fuel supply equipment, operation method of gas fuel supply equipment | |
JP2022548529A (en) | Cargo stripping capabilities for dual-purpose cryogenic tanks on ships or floating storage units for LNG and liquid nitrogen | |
JP4984325B2 (en) | Liquefied gas receiving storage device | |
KR101711975B1 (en) | Ship, and method for supply of fuel gas | |
JP2005155668A (en) | Cryogenic liquid shipping piping line | |
JP2009174650A (en) | Gas supply device and trailer | |
JP2001279277A (en) | Natural gas treating system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20100224 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20120221 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120224 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120410 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120501 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120612 |
|
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: 20120702 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 5051615 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120715 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150803 Year of fee payment: 3 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |