JP2011252534A - Lng受け入れ基地 - Google Patents
Lng受け入れ基地 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011252534A JP2011252534A JP2010125915A JP2010125915A JP2011252534A JP 2011252534 A JP2011252534 A JP 2011252534A JP 2010125915 A JP2010125915 A JP 2010125915A JP 2010125915 A JP2010125915 A JP 2010125915A JP 2011252534 A JP2011252534 A JP 2011252534A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- lng
- bog
- flow rate
- tank
- pump
- 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
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
【課題】LNG受け入れ基地の建設費用及び維持管理費用の低減を図る。
【解決手段】LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンクからLNGの払い出しを行う払出ポンプと、該払出ポンプからLNGの供給を受ける保冷対象機器及び昇圧ポンプとを具備するLNG受け入れ基地であって、前記保冷対象機器の保冷に使用されたLNGと前記昇圧ポンプにて発生したBOGとの混合流体を前記LNGタンクへ戻すために設置された一系統の戻り配管を具備する。
【選択図】図1
【解決手段】LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンクからLNGの払い出しを行う払出ポンプと、該払出ポンプからLNGの供給を受ける保冷対象機器及び昇圧ポンプとを具備するLNG受け入れ基地であって、前記保冷対象機器の保冷に使用されたLNGと前記昇圧ポンプにて発生したBOGとの混合流体を前記LNGタンクへ戻すために設置された一系統の戻り配管を具備する。
【選択図】図1
Description
本発明は、LNG受け入れ基地に関する。
周知のように、液化天然ガス(LNG:Liquefied Natural Gas)の受け入れ、貯蔵及び気化などを行う設備群をLNG受け入れ基地と呼ぶ。図2(a)に示すように、従来のLNG受け入れ基地において、LNGタンク100に貯蔵されたLNGは、インタンク型の払出ポンプ101によってタンク外へ払い出された後、ポット型のLNG昇圧ポンプ102によって所望の圧力まで昇圧され、最終的に気化器103によって気化された後、火力発電所などのガスユーザへ送出される。
ここで、LNG昇圧ポンプ102に対する入熱によって、LNG昇圧ポンプ102のバレル内部に存在するLNGが気化してBOG(Boil Off Gas)が発生する。このBOGはLNG昇圧ポンプ102の温度上昇を招くため、LNG昇圧ポンプ102のガス抜きを行う必要がある。LNG昇圧ポンプ102から抜かれたBOGは、ガス抜き配管104を通じてLNGタンク100へ戻される。なお、下記特許文献1には、LNG昇圧ポンプ102のガス抜きに関する技術が開示されている。
また、図2(b)に示すように、払出ポンプ101によってLNGタンク100から払い出されたLNGの一部は、低温用機器105(低温に保冷する必要のある機器:例えば運転待機中のLNG昇圧ポンプなど)に導入されて当該低温用機器105の保冷に使用された後、保冷循環戻り配管106を通じてLNGタンク100へ戻される。なお、下記特許文献2には、冷却液の循環によって被冷却物の冷却を行う技術が開示されている。
上述したように、従来のLNG受け入れ基地では、LNGタンク100へ戻る配管(戻り配管)として、ガス抜き配管104及び保冷循環戻り配管106の二系統が存在していた。このため、配管系統が複雑となり、LNG受け入れ基地の建設費用及び維持管理費用の増大を招いていた。
本発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、LNG受け入れ基地の建設費用及び維持管理費用の低減を図ることを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明では、LNG受け入れ基地に係る第1の解決手段として、LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンクからLNGの払い出しを行う払出ポンプと、該払出ポンプからLNGの供給を受ける保冷対象機器及び昇圧ポンプとを具備するLNG受け入れ基地であって、前記保冷対象機器の保冷に使用されたLNGと前記昇圧ポンプにて発生したBOGとの混合流体を前記LNGタンクへ戻すために設置された一系統の戻り配管を具備することを特徴とする。
また、本発明では、LNG受け入れ基地に係る第2の解決手段として、上記第1の解決手段において、前記保冷対象機器に供給されるLNGの流量を計測する第1流量計と、前記昇圧ポンプから排出されるBOGの流量を計測する第2流量計と、前記保冷対象機器に供給されるLNGの流量を調整する流量調整弁と、前記第2流量計の流量計測結果を基に前記BOGの熱量を推定し、該熱量を吸収するのに必要なLNG流量を算出し、前記第1流量計の流量計測結果が前記LNG流量と一致するように前記流量調整弁を制御する制御装置とを具備することを特徴とする。
本発明によれば、保冷対象機器の保冷に使用されたLNGと昇圧ポンプにて発生したBOGとの混合流体を一系統の戻り配管を用いてLNGタンクへ戻す構成を採用したため、配管系統が単純化され、LNG受け入れ基地の建設費用及び維持管理費用の低減を図ることが可能となる。
以下、図面を参照して、本発明の一実施形態について説明する。
図1は、本実施形態におけるLNG受け入れ基地Aのブロック構成図である。この図1に示すように、LNG受け入れ基地Aは、LNGの受け入れ、貯蔵及び気化などを行い、気化後の天然ガス(NG)を火力発電所等のガスユーザBに供給するものであり、LNGタンク1、払出ポンプ2、第1移送配管3、LNG昇圧ポンプ4、第2移送配管5、気化器6、第3移送配管7、保冷循環導入配管8、流量調整弁9、第1流量計10、低温用機器11、保冷循環戻り配管12、ガス抜き配管13、第2流量計14、制御装置15、第1BOG配管16、BOGコンプレッサ17及び第2BOG配管18を具備している。
図1は、本実施形態におけるLNG受け入れ基地Aのブロック構成図である。この図1に示すように、LNG受け入れ基地Aは、LNGの受け入れ、貯蔵及び気化などを行い、気化後の天然ガス(NG)を火力発電所等のガスユーザBに供給するものであり、LNGタンク1、払出ポンプ2、第1移送配管3、LNG昇圧ポンプ4、第2移送配管5、気化器6、第3移送配管7、保冷循環導入配管8、流量調整弁9、第1流量計10、低温用機器11、保冷循環戻り配管12、ガス抜き配管13、第2流量計14、制御装置15、第1BOG配管16、BOGコンプレッサ17及び第2BOG配管18を具備している。
LNGタンク1は、LNGタンカーから受け入れ配管(図示省略)を介して移送されたLNGを貯蔵する二重殻構造タンクである。払出ポンプ2は、LNGタンク1の内部に設置されたインタンク型ポンプであり、LNGタンク1に貯蔵されているLNGをタンク外へ払い出す役割を担っている。第1移送配管3は、払出ポンプ2のLNG吐出口とLNG昇圧ポンプ4のLNG入口とを接続するLNG移送用配管である。払出ポンプ2から払い出されたLNGは、この第1移送配管3を通じてLNG昇圧ポンプ4へ移送される。
LNG昇圧ポンプ4は、LNGタンク1の外部に設置されたポット型ポンプであり、第1移送配管3を介して移送されるLNGの圧力をガスユーザBの要求圧力にまで昇圧する役割を担っている。第2移送配管5は、LNG昇圧ポンプ4のLNG吐出口と気化器6のLNG入口とを接続するLNG移送用配管である。LNG昇圧ポンプ4によって昇圧されたLNGは、この第2移送配管5を通じて気化器6へ移送される。
気化器6は、例えば海水を熱源として利用するオープンラック式気化器であり、第2移送配管5を介して移送される高圧状態のLNGを気化させてNGを生成する役割を担っている。第3移送配管7は、気化器6のNG出口とガスユーザBとを接続するNG移送用配管である。気化器6によって生成されたNGは、この第3移送配管7を通じてガスユーザBへ移送される。
保冷循環導入配管8は、払出ポンプ2のLNG吐出口と低温用機器11のLNG入口とを接続するLNG移送用配管である。払出ポンプ2から払い出されたLNGの一部は、冷却用LNGとしてこの保冷循環導入配管8を通じて低温用機器11へ移送される。なお、払出ポンプ2はLNGタンク1内に複数設置されていることが一般的であるため、LNG昇圧ポンプ4へLNGを払い出す払出ポンプ2と、低温用機器11へLNGを払い出す払出ポンプ2とを別々に設けても良い。
流量調整弁9は、制御装置15から入力される弁開度制御信号に応じてその弁開度が制御される電磁弁であり、保冷循環導入配管8の途中に介挿されて低温用機器11に供給されるLNGの流量を調整する役割を担っている。第1流量計10は、保冷循環導入配管8を流れるLNGの流量、つまり低温用機器11に供給されるLNGの流量を計測し、その流量計測結果L1を表す信号を制御装置15に出力する。
低温用機器11は、LNG受け入れ基地Aにおいて低温に保冷する必要のある保冷対象機器(例えば複数設置されたLNG昇圧ポンプ4の内、運転待機中のポンプなど)である。保冷循環戻り配管12は、低温用機器11のLNG出口とLNGタンク1とを接続するLNG戻り配管である。低温用機器11の保冷に使用されたLNGは、この保冷循環戻り配管12を通じてLNGタンク1へ戻される。
上記のLNG昇圧ポンプ4には、入熱によって発生したBOGを外部に排出するためのBOG排出口が設けられている。ガス抜き配管13は、そのLNG昇圧ポンプ4のBOG排出口と保冷循環戻り配管12とを接続するBOG移送用配管である。LNG昇圧ポンプ4にて発生したBOGは、このガス抜き配管13を通じて保冷循環戻り配管12へ移送される。つまり、低温用機器11の保冷に使用されたLNGとLNG昇圧ポンプ4にて発生したBOGとの混合流体が、保冷循環戻り配管12という一系統の戻り配管を介してLNGタンク1へ戻されることになる。
第2流量計14は、ガス抜き配管13を流れるBOGの流量、つまりLNG昇圧ポンプ4から排出されるBOGの流量を計測し、その流量計測結果L2を表す信号を制御装置15に出力する。制御装置15は、第2流量計14の流量計測結果L2を基にLNG昇圧ポンプ4から排出されるBOGの熱量を推定し、該熱量を吸収するのに必要なLNG流量L0を算出し、第1流量計10の流量計測結果L1がLNG流量L0と一致するように流量調整弁9を制御する(弁開度制御信号を出力する)。
また、LNGタンク1にも、入熱によって発生したBOGを外部に排出するためのBOG排出口が設けられている。第1BOG配管16は、そのLNGタンク1のBOG排出口とBOGコンプレッサ17のBOG入口とを接続するBOG移送用配管である。LNGタンク1にて発生したBOGは、この第1BOG配管16を通じてBOGコンプレッサ17へ移送される。
BOGコンプレッサ17は、第1BOG配管16を介して移送されるBOGの圧力をガスユーザBの要求圧力にまで昇圧する役割を担っている。第2BOG配管18は、BOGコンプレッサ17のBOG吐出口と第3移送配管7とを接続するBOG移送用配管である。BOGコンプレッサ17によって昇圧されたBOGは、気化器6によって生成されたNGとともに第3移送配管7を通じてガスユーザBへ移送される。
以上のように、本実施形態によれば、低温用機器11の保冷に使用されたLNGとLNG昇圧ポンプ4にて発生したBOGとの混合流体を、保冷循環戻り配管12という一系統の戻り配管を用いてLNGタンク1へ戻す構成を採用したため、配管系統が単純化され、LNG受け入れ基地Aの建設費用及び維持管理費用の低減を図ることが可能となる。
また、保冷循環戻り配管12においてLNGとBOGとを混合する際、BOGの熱量が大きいとLNGがガス化される虞があるが、上記のように制御装置15を用いて、第1流量計10の流量計測結果L1がLNG流量L0と一致するように流量調整弁9を制御することにより、保冷循環戻り配管12におけるLNGのガス化を抑制することが可能となる。
なお、上記実施形態では、同一のLNGタンク1からLNG昇圧ポンプ4及び低温用機器11へLNGを供給する構成を例示したが、LNG昇圧ポンプ4へLNGを供給するLNGタンクと低温用機器11へLNGを供給するLNGタンクとが別々に設けられている構成を採用しても良い。
また、添付図面を参照しながら本発明に係る好適な実施の形態例について説明したが、本発明は係る例に限定されないことは言うまでもない。上述した例において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の主旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。
A…LNG受け入れ基地、B…ガスユーザ、1…LNGタンク、2…払出ポンプ、3…第1移送配管、4…LNG昇圧ポンプ、5…第2移送配管、6…気化器、7…第3移送配管、8…保冷循環導入配管、9…流量調整弁、10…第1流量計、11…低温用機器、12…保冷循環戻り配管、13…ガス抜き配管、14…第2流量計、15…制御装置、16…第1BOG配管、17…BOGコンプレッサ、18…第2BOG配管
Claims (2)
- LNGを貯蔵するLNGタンクと、該LNGタンクからLNGの払い出しを行う払出ポンプと、該払出ポンプからLNGの供給を受ける保冷対象機器及び昇圧ポンプとを具備するLNG受け入れ基地であって、
前記保冷対象機器の保冷に使用されたLNGと前記昇圧ポンプにて発生したBOGとの混合流体を前記LNGタンクへ戻すために設置された一系統の戻り配管を具備することを特徴とするLNG受け入れ基地。 - 前記保冷対象機器に供給されるLNGの流量を計測する第1流量計と、
前記昇圧ポンプから排出されるBOGの流量を計測する第2流量計と、
前記保冷対象機器に供給されるLNGの流量を調整する流量調整弁と、
前記第2流量計の流量計測結果を基に前記BOGの熱量を推定し、該熱量を吸収するのに必要なLNG流量を算出し、前記第1流量計の流量計測結果が前記LNG流量と一致するように前記流量調整弁を制御する制御装置と、
を具備することを特徴とする請求項1に記載のLNG受け入れ基地。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010125915A JP2011252534A (ja) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Lng受け入れ基地 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010125915A JP2011252534A (ja) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Lng受け入れ基地 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011252534A true JP2011252534A (ja) | 2011-12-15 |
Family
ID=45416622
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2010125915A Pending JP2011252534A (ja) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Lng受け入れ基地 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2011252534A (ja) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2016506483A (ja) * | 2012-12-20 | 2016-03-03 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 極低温タンク組立体 |
WO2021253533A1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-12-23 | China Energy Investment Corporation Limited | System for managing pressure in underground cryogenic liquid storage tank and method for the same |
-
2010
- 2010-06-01 JP JP2010125915A patent/JP2011252534A/ja active Pending
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2016506483A (ja) * | 2012-12-20 | 2016-03-03 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 極低温タンク組立体 |
WO2021253533A1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-12-23 | China Energy Investment Corporation Limited | System for managing pressure in underground cryogenic liquid storage tank and method for the same |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101346235B1 (ko) | 해수 가열 장치 및 이를 이용한 액화천연가스 재기화 시스템 | |
US11371654B2 (en) | Pressure building cryogenic fluid delivery system | |
CA2917035C (en) | Device for cooling a consumer with a super-cooled liquid in a cooling circuit | |
FI118680B (fi) | Kaasunsyöttöjärjestely vesikulkuneuvossa ja menetelmä kaasun paineen ohjaamiseksi vesikulkuneuvon kaasunsyöttöjärjestelyssä | |
JP5190315B2 (ja) | 低温液の気化ガス供給設備 | |
SG190435A1 (en) | Apparatus for pressurizing delivery of low-temperature liquefied material | |
KR101571364B1 (ko) | 해양용 액화천연가스 재기화 시스템 | |
JP6845918B2 (ja) | 水素ガス供給装置及びその方法 | |
WO2006087794A1 (ja) | 極低温ケーブルの循環冷却システム | |
JP2008309195A (ja) | Lng貯蔵タンク内に発生するbogの再液化装置と再液化方法 | |
KR20130070767A (ko) | 선박의 열전달시스템 | |
JP2007292181A (ja) | 液化ガス設備のbog抑制方法 | |
JP2019132291A (ja) | Lngタンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス抑制方法 | |
JP2011252534A (ja) | Lng受け入れ基地 | |
KR20150107247A (ko) | 결빙방지 기화장치 | |
JP2007292180A (ja) | 液化ガス設備の保冷循環システム | |
JP2012167780A (ja) | Lng処理設備およびlng処理設備の運用方法 | |
JP4838040B2 (ja) | 液化ガス設備の保冷循環方法 | |
JP5617641B2 (ja) | Lng気化設備 | |
US9347615B2 (en) | Low-loss cryogenic fluid supply system and method | |
WO2020226504A1 (en) | A method and a system for heating lng before it enters a storage tank of a ship or other gas | |
JP2020133871A (ja) | 燃料ガス供給システムおよび燃料ガス供給方法 | |
KR20160054747A (ko) | Lng 재기화 플랜트 및 lng 재기화 방법 | |
JP2007292178A (ja) | 液化ガス設備の保冷循環システム | |
EP3748217B1 (en) | Liquefied fluid supply system and liquefied fluid spraying apparatus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20120118 |