JP2012229860A - Coupled liquefied natural gas carburetor - Google Patents
Coupled liquefied natural gas carburetor Download PDFInfo
- Publication number
- JP2012229860A JP2012229860A JP2011098545A JP2011098545A JP2012229860A JP 2012229860 A JP2012229860 A JP 2012229860A JP 2011098545 A JP2011098545 A JP 2011098545A JP 2011098545 A JP2011098545 A JP 2011098545A JP 2012229860 A JP2012229860 A JP 2012229860A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- heat transfer
- vaporizer
- liquefied natural
- shell
- 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
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
Abstract
Description
本発明は、液化天然ガス（以下において、「ＬＮＧ」と言うことがある）の気化器に関し、更に詳しくは、複数個の気化器ユニットを並列及び／又は直列に結合した、結合型液化天然ガス気化器に関する。 The present invention relates to a vaporizer for liquefied natural gas (hereinafter sometimes referred to as “LNG”), and more particularly, a combined liquefied natural gas in which a plurality of vaporizer units are connected in parallel and / or in series. It relates to a vaporizer.
従来、ＬＮＧサテライト基地において、ＬＮＧを連続して気化する気化器としては、空気式ＬＮＧ気化器及び温水式ＬＮＧ気化器が使用されている（非特許文献１）。このうち、温水式ＬＮＧ気化器は、連続運転が比較的容易であり、かつ、設備の敷地面積が比較的小さく、また、初期投資費用が比較的少ないという観点から広く採用されている。 Conventionally, a pneumatic LNG vaporizer and a hot water type LNG vaporizer are used as vaporizers that continuously vaporize LNG at an LNG satellite station (Non-patent Document 1). Among these, the hot water type LNG vaporizer is widely adopted from the viewpoint that the continuous operation is relatively easy, the site area of the facility is relatively small, and the initial investment cost is relatively small.
図４には、従来から使用されている温水式ＬＮＧ気化器（Ａ’）の一例を示した。該温水式ＬＮＧ気化器（Ａ’）は、一台で効率よく大処理能力を発揮するように、シェル（１０１）内に螺旋状の伝熱管（１０２）を並列に複数本設置し、かつ、一本の螺旋状の伝熱管（１０２）の長さを可能な限り長くすべく溶接等により接続している。ＬＮＧは、該気化器（Ａ’）の底部からＬＮＧ供給配管（１０３）により気化器（Ａ’）内に送られ、次いで、並列に設置された複数本の螺旋状の伝熱管（１０２）へと分配される。ＬＮＧは、夫々の螺旋状の伝熱管（１０２）内を上昇しつつ、別途、シェル（１０１）内部に供給された温水と熱交換されて気化される。このようにして気化された天然ガスは、螺旋状の伝熱管（１０２）の出口において再び一緒に結合されて、天然ガス排出配管（１０４）を通って気化器（Ａ’）外部へと取り出される。 FIG. 4 shows an example of a hot water LNG vaporizer (A ′) that has been conventionally used. The hot water type LNG vaporizer (A ′) has a plurality of spiral heat transfer tubes (102) installed in parallel in the shell (101) so as to efficiently exhibit a large throughput with a single unit, and One spiral heat transfer tube (102) is connected by welding or the like so as to make it as long as possible. LNG is sent from the bottom of the vaporizer (A ′) into the vaporizer (A ′) by the LNG supply pipe (103), and then to a plurality of spiral heat transfer tubes (102) installed in parallel. And distributed. The LNG is vaporized by exchanging heat with hot water separately supplied to the inside of the shell (101) while rising in the respective helical heat transfer tubes (102). The natural gas thus vaporized is recombined together at the outlet of the helical heat transfer tube (102) and taken out of the vaporizer (A ') through the natural gas discharge pipe (104). .
上記のような従来型の温水式ＬＮＧ気化器（Ａ’）では、伝熱管（１０２）はシェル（１０１）内部において多数の継目を有している。例えば、一本の螺旋状の伝熱管（１０２）の長さを長くするために溶接により接続した部分、ＬＮＧ供給配管（１０３）から各螺旋状の伝熱管（１０２）へＬＮＧを分配するために溶接により接続した部分、ガス化した天然ガスを再度一緒にするための、各螺旋状の伝熱管（１０２）と天然ガス排出配管（１０４）とを溶接により接続した部分等を有している。これらの溶接部分等は、ＬＮＧを気化する際に激しい応力を受けるため、該部分の溶接には著しい注意が払われなければならない。一方、ＬＮＧ供給配管（１０３）から各伝熱管（１０２）へＬＮＧを分配するための接続部分、及び、ガス化した天然ガスを再度一緒にするための、各螺旋状の伝熱管（１０２）と天然ガス排出配管（１０４）との接続部分をシェル（１０１）外部に設置することも考えられる。しかし、通常、シェル（１０１）内部には１０本程度から多いものでは７０本程度の伝熱管（１０２）を有していることから、シェル（１０１）に多数の穴を開ける必要が生じる。加えて、多数の伝熱管（１０２）をシェル（１０１）外部で天然ガス排出配管（１０４）に接続するためには、各伝熱管（１０２）のシェル（１０１）外部への取り出し口を接近させる必要がある。また、該取り出し口の地上からの高さが同じでなければ、天然ガス排出配管（１０４）に流れ込むガスの量が均等にならない。従って、円筒状のシェル（１０１）から外部に取出すためにはシェル（１０１）の周りに円形状に配管を取り出さなければならないが、これでは、取り出す配管の本数が増えれば増えるほど、シェル（１０１）の周長は比例して全体的に大きくなり、かつ、各伝熱管（１０２）をシェル（１０１）内部の周辺部分に配置する必要が生じ、中心部分に配置することができなくなる。また、シェル（１０１）を角型にすることも考えられるが、シェル（１０１）内部には圧力がかかることから、板厚を大きくしなければならず、かつ、補強の必要性も生ずる。このようなことから、溶接により接続した部分をシェル（１０１）外部に設置することは、著しくコスト高になり、全く現実的ではない。加えて、温水式ＬＮＧ気化器においては、事故防止等の観点から一定操業時間毎に自主的及び公的な点検及び整備が義務付けられている。従来型の温水式ＬＮＧ気化器（Ａ’）の該点検及び整備に際しては、シェル（１０１）内部に備えられている複数の螺旋状の伝熱管（１０２）及びその付属物を、クレーン等でシェル（１０１）頂部から外部に引き抜いたり、あるいは、シェル（１０１）自体を分解してシェルの上部を取り去る等の必要があり、点検及び整備が非常に煩雑であり、かつ、費用を要するものである。また、安定な連続操業を確保するためには、温水式ＬＮＧ気化器の操業中におけるトラブルを想定して、同一の能力を有する温水式ＬＮＧ気化器を予備として少なくとも一台備えておかなければならなかった。このように多くの問題点を抱えていると共に、該問題点に起因して、従来型の温水式ＬＮＧ気化器（Ａ’）の操業には多くの費用を要していた。 In the conventional hot water type LNG vaporizer (A ') as described above, the heat transfer tube (102) has a number of seams inside the shell (101). For example, in order to distribute LNG from the LNG supply pipe (103) to each spiral heat transfer pipe (102), a portion connected by welding to increase the length of one spiral heat transfer pipe (102) A portion connected by welding, a portion where each helical heat transfer tube (102) and natural gas discharge pipe (104) are connected by welding, etc. for bringing together the gasified natural gas are included. Since these welded portions are subjected to severe stress when LNG is vaporized, great care must be taken in welding the portions. On the other hand, a connecting portion for distributing LNG from the LNG supply pipe (103) to each heat transfer tube (102), and each spiral heat transfer tube (102) for bringing gasified natural gas together again It is also conceivable to install a connection portion with the natural gas discharge pipe (104) outside the shell (101). However, since the shell (101) usually has about 10 to about 70 heat transfer tubes (102), it is necessary to make a number of holes in the shell (101). In addition, in order to connect a large number of heat transfer tubes (102) to the natural gas discharge pipe (104) outside the shell (101), the outlets of the heat transfer tubes (102) to the outside of the shell (101) are brought close to each other. There is a need. Further, if the height of the take-out port from the ground is not the same, the amount of gas flowing into the natural gas discharge pipe (104) is not uniform. Therefore, in order to take out from the cylindrical shell (101) to the outside, it is necessary to take out a pipe around the shell (101) in a circular shape. However, as the number of pipes to be taken out increases, the shell (101 ) Is proportionally increased as a whole, and the heat transfer tubes (102) need to be disposed in the peripheral portion inside the shell (101), and cannot be disposed in the central portion. Although it is conceivable to make the shell (101) square, pressure is applied to the inside of the shell (101), so that the plate thickness must be increased and the need for reinforcement arises. For this reason, installing the portion connected by welding outside the shell (101) is extremely expensive and is not practical at all. In addition, in the hot water LNG vaporizer, voluntary and public inspection and maintenance are obliged at regular operating hours from the viewpoint of accident prevention. In the inspection and maintenance of the conventional hot water type LNG vaporizer (A ′), a plurality of helical heat transfer tubes (102) and their accessories provided in the shell (101) are shelled with a crane or the like. (101) It is necessary to pull it out from the top or to disassemble the shell (101) itself and remove the upper part of the shell, so that inspection and maintenance are very complicated and costly. . Moreover, in order to ensure stable continuous operation, it is necessary to provide at least one hot water LNG vaporizer having the same capacity as a spare, assuming troubles during the operation of the hot water LNG vaporizer. There wasn't. In addition to having such many problems, the operation of the conventional hot water type LNG vaporizer (A ') required a lot of costs due to the problems.
従来、このような問題を解決するために、螺旋状の伝熱管及びそれに接続する部分等の材質を向上させたり、溶接部、とりわけ、ＬＮＧ供給配管（１０３）から各螺旋状の伝熱管（１０２）へＬＮＧを分配するために溶接により接続した部分をウレタン等で断熱したり、あるいは、管内流体の偏流を防ぐために整流板等を管内部に設置して応力割れを防ぐ等の対策が採られていた。従来、当業者においては、従来型の温水式ＬＮＧ気化器の構造は、過去における多大な試行錯誤に基づいて熱効率、装置効率、操業効率等の観点から有利であるとみなされており、温水式ＬＮＧ気化器の構造自体を大きく改変すると言う試みは全くなされておらず、また、そのような改善策が提案されたという事例も存在しない。また、予備として同一能力のＬＮＧ気化器を更に１台保持しておくことは、コスト的に非常に負担が大きいことから、本来予備として確保しておかなければならないＬＮＧ気化器を有効に活用しようとするあまり操業に供してしまい、実際にトラブルが発生した際に対処できず、結果として、天然ガスの安定供給ができない等の問題も生じていた。 Conventionally, in order to solve such a problem, the material of the helical heat transfer tube and the portion connected to the helical heat transfer tube is improved, or each helical heat transfer tube (102 from the LNG supply pipe (103) is connected. In order to distribute LNG to), measures are taken such as insulating the parts connected by welding with urethane, etc., or installing a rectifying plate etc. inside the pipe to prevent stress cracking in order to prevent the flow of fluid in the pipe It was. Conventionally, those skilled in the art have considered that the structure of a conventional hot water type LNG vaporizer is advantageous from the viewpoint of thermal efficiency, apparatus efficiency, operation efficiency, and the like based on a great deal of trial and error in the past. No attempt has been made to greatly modify the structure of the LNG vaporizer itself, and there is no case where such an improvement measure has been proposed. In addition, holding one more LNG vaporizer of the same capacity as a spare is very costly, so let's effectively utilize the LNG vaporizer that must be reserved as a spare. As a result, problems such as the inability to stably supply natural gas have occurred.
本発明は、伝熱管の継目に起因する操業中のトラブルへの対策が不要であり、かつ、点検、整備が極めて簡便かつ容易であり、加えて、設置面積が小さくて済むばかりではなく、予備として、比較的能力が小さくかつ安価な気化器ユニットを一台備えておけばよいところの結合型液化天然ガス気化器を提供するものである。 The present invention eliminates the need for measures for troubles during operation caused by the joint of the heat transfer tubes, and is extremely simple and easy to check and maintain. The present invention provides a combined liquefied natural gas vaporizer that has only to be provided with a relatively small and inexpensive vaporizer unit.
本発明者らは、従来型の温水式ＬＮＧ気化器が有する上記問題を解決するには、如何なる方策を採ればよいのかを種々検討した。その結果、上記問題を解決するには、従来型の温水式ＬＮＧ気化器の基本的構造が熱効率、装置効率、操業効率等の観点から有利であると言う当業者の従来の常識にとらわれることなく、その基本構造自体を改変することが必要であるという、今まで、当業者には考えも及ばなかった全く新しい考え方に思い至った。そして、かかる考え方に基づいて、操業中のトラブルの解消、点検及び整備の容易性、設備の設置面積の低減、並びに、予備器の負担の軽減等を図るべく、鋭意検討したところ、下記所定の構造を有する結合型液化天然ガス気化器を採用すれば、上記課題の全てを解決し得るのみならず、熱効率、装置効率、操業効率等に関しても従来型の液化天然ガス気化器に優るとも劣らないことを見出し、本発明を完成するに至ったのである。 The inventors of the present invention have made various studies on what measures should be taken in order to solve the above-described problems of conventional hot water LNG vaporizers. As a result, in order to solve the above problem, the conventional structure of a conventional hot water LNG vaporizer is advantageous from the viewpoint of thermal efficiency, apparatus efficiency, operational efficiency, etc. The inventors have come up with a completely new idea that it is necessary to modify the basic structure itself, which has never been considered by those skilled in the art. And based on this idea, we conducted intensive investigations to eliminate troubles during operation, ease of inspection and maintenance, reduce the installation area of equipment, and reduce the burden on spare equipment. Adopting a combined liquefied natural gas vaporizer with a structure not only can solve all of the above problems, but also is inferior to conventional liquefied natural gas vaporizers in terms of thermal efficiency, equipment efficiency, operational efficiency, etc. As a result, the present invention has been completed.
即ち、本発明は、
（１）略円柱又は多角柱の形状を有するシェル内部に、上記シェル内部に存在する部分が継目を持たない螺旋状の伝熱管を備える気化器ユニットを、並列及び／又は直列に複数個結合して構成され、ここで、上記伝熱管内に液化天然ガスが供給され、かつ、上記シェル内部に温水が供給されて、上記液化天然ガスが、上記温水と熱交換されることにより気化される、結合型液化天然ガス気化器である。
That is, the present invention
(1) A plurality of vaporizer units each having a spiral heat transfer tube in which a portion existing inside the shell does not have a seam is coupled in parallel and / or in series inside a shell having a substantially cylindrical or polygonal column shape. Here, liquefied natural gas is supplied into the heat transfer tube, and hot water is supplied into the shell, and the liquefied natural gas is vaporized by heat exchange with the hot water. This is a combined liquefied natural gas vaporizer.
好ましい態様として、
（２）上記気化器ユニットが、上記シェル内部に、上記継目を持たない螺旋状の伝熱管を１本備える、上記（１）記載の結合型液化天然ガス気化器、
（３）上記気化器ユニットが、並列に結合される、上記（１）又は（２）記載の結合型液化天然ガス気化器、
（４）上記気化器ユニットが、２〜２０個結合される、上記（１）〜（３）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器、
（５）上記気化器ユニットが、２〜６個結合される、上記（１）〜（３）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器
（６）上記継目を持たない螺旋状の伝熱管の長さが８〜１６ｍである、上記（１）〜（５）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器、
（７）上記継目を持たない螺旋状の伝熱管の長さが１０〜１４ｍである、上記（１）〜（５）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器、
（８）上記継目を持たない螺旋状の伝熱管の長さが１０〜１２ｍである、上記（１）〜（５）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器、
（９）上記継目を持たない螺旋状の伝熱管の内径が１０〜４０ｍｍである、上記（１）〜（８）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器、
（１０）上記継目を持たない螺旋状の伝熱管の内径が１８〜３５ｍｍである、上記（１）〜（８）のいずれか一つに記載の結合型液化天然ガス気化器
を挙げることができる。
As a preferred embodiment,
(2) The combined liquefied natural gas vaporizer according to (1), wherein the vaporizer unit includes one spiral heat transfer tube without the seam inside the shell,
(3) The combined liquefied natural gas vaporizer according to (1) or (2), wherein the vaporizer units are coupled in parallel.
(4) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (3), wherein 2 to 20 of the vaporizer units are combined,
(5) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (3), wherein 2 to 6 of the vaporizer units are combined. The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (5) above, wherein the heat transfer tube has a length of 8 to 16 m.
(7) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (5), wherein the length of the spiral heat transfer tube having no seam is 10 to 14 m,
(8) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (5), wherein the length of the spiral heat transfer tube having no seam is 10 to 12 m.
(9) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (8), wherein an inner diameter of the spiral heat transfer tube having no seam is 10 to 40 mm,
(10) The combined liquefied natural gas vaporizer according to any one of (1) to (8) above, wherein an inner diameter of the spiral heat transfer tube having no seam is 18 to 35 mm. .
本発明の結合型液化天然ガス気化器は、シェル内部に存在する螺旋状の伝熱管に継目がないことから、操業中に、継目に起因するトラブルがなく、かつ、気化器ユニット毎の点検及び整備が可能であることから、その作業が極めて簡便かつ容易であるばかりではなく、小さな能力の気化器ユニットの複数個の結合体であることから、予備として、１つの気化器ユニットを保持することで十分である。加えて、このように小さな能力の気化器ユニットの複数個の結合体であることから、従来の温水式ＬＮＧ気化器のように設置のために大きなスペースを必要とせず、また、設置先の状況に合わせて気化器ユニットの個数を調節して、その能力を容易に変更することができ、その結果、納期の短縮や計画変更に柔軟に対応できるのみならず、故障に際しても、故障した箇所のユニットを交換すればよく、極めて短時間の運転停止で定常操作に復帰することが可能である。従って、本発明の結合型液化天然ガス気化器は、安定的に連続操業することが可能であり、かつ、設置コスト及び操業コストが著しく安価である。 The combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention has no seam in the spiral heat transfer tube existing inside the shell, so there is no trouble caused by the seam during operation, and inspection and Since maintenance is possible, not only is the operation extremely simple and easy, but it is also a combination of small capacity carburetor units, so that one carburetor unit is held as a spare. Is enough. In addition, since it is a combination of a plurality of carburetor units with such a small capacity, it does not require a large space for installation unlike the conventional hot water type LNG vaporizer, and the situation of the installation destination By adjusting the number of vaporizer units according to the situation, the capacity can be easily changed.As a result, not only can the delivery time be shortened and the plan can be changed flexibly, but also in the event of a failure, What is necessary is just to replace | exchange a unit and it is possible to return to a steady operation by a very short operation stop. Therefore, the combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention can be stably operated continuously, and the installation cost and the operation cost are remarkably low.
本発明の結合型液化天然ガス気化器は、略円柱又は多角柱の形状を有するシェル内部に、上記シェル内部に存在する部分が継目を持たない螺旋状の伝熱管を備える気化器ユニットを、並列及び／又は直列に複数個結合して構成される。以下、図１及び図２を用いて、本発明の結合型液化天然ガス気化器を説明する。 A combined liquefied natural gas vaporizer according to the present invention includes a vaporizer unit provided with a spiral heat transfer tube in which a portion existing inside the shell does not have a seam inside a shell having a substantially cylindrical or polygonal column shape. And / or a plurality of units connected in series. Hereinafter, the combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 and 2.
図２には、本発明で使用する気化器ユニット（Ｂ）の一実施態様を示した。図２中、１は、該気化器ユニットのシェルを示し、２は、螺旋状の伝熱管を示す。また、３は、液化天然ガス供給配管を示し、４は、天然ガス排出配管を示す。螺旋状の伝熱管（２）は、シェル内部に存在する部分が継目、例えば、溶接部分、フランジ結合部分等を持たないことが重要である。これにより、伝熱管の継目に起因する操業中のトラブル、例えば、ＬＮＧの気化時に発生する応力に起因するトラブル等を回避することができる。該螺旋状の伝熱管（２）の長さは、上限は、好ましくは１６ｍ、より好ましくは１４ｍ、更に好ましくは１２ｍである。一方、下限は、好ましくは８ｍ、より好ましくは１０ｍである。上記下限未満では、１器の気化器ユニットにおいて所定量のＬＮＧを十分に気化できないことがある故、気化器ユニット１器におけるＬＮＧ処理量を低減させなければならなくなり、全体として気化器ユニットの数を増加しなければならずコスト高につながる。該螺旋状の伝熱管（２）の長さは、通常１０ｍ前後に設定される。該螺旋状の伝熱管（２）の内径は、ＬＮＧの供給量、伝熱管の長さ等に依存して決定されるが、上限が、好ましくは３５ｍｍ、より好ましくは３０ｍｍであり、下限が、好ましくは１８ｍｍ、より好ましくは２０ｍｍである。上記上限を超えては、管内流速が低くなり過ぎて熱交換効率が悪くなると共に、熱応力によるダメージを受け易くなる。一方、上記下限未満では、気化した天然ガスの流速が速くなり過ぎることから伝熱管に振動を与えたり、また、伝熱管内に摩耗が発生することがある。該螺旋状の伝熱管（２）の耐圧は、好ましくは１．０〜１．５ＭＰａである。また、螺旋状の伝熱管（２）の外径は、上記内径及び耐圧に依存して決定されるが、上限が、好ましくは４５ｍｍ、より好ましくは４０ｍｍであり、一方、下限が、好ましくは２０ｍｍ、より好ましくは２５ｍｍである。また、該伝熱管（２）の螺旋の形状は、所定長さの伝熱管を所定寸法のシェル内に収納し得るものであれば特に制限はない。例えば、螺旋の直径が２００ｍｍでピッチ５０ｍｍの伝熱管、螺旋の直径が２００ｍｍでピッチ１００ｍｍの伝熱管等が挙げられる。該螺旋状の伝熱管（２）の材質としては、好ましくはステンレス鋼、例えば、ＳＵＳ３０４、ＳＵＳ３０４Ｌ、ＳＵＳ３１６、ＳＵＳ３１６Ｌ等が使用される。
FIG. 2 shows an embodiment of the vaporizer unit (B) used in the present invention. In FIG. 2, 1 indicates a shell of the vaporizer unit, and 2 indicates a spiral heat transfer tube.
気化器ユニットのシェル（１）は、略円柱又は多角柱の形状を有する。これらのうち略円柱の形状が好ましい。該シェル（１）に関し、その長さ（高さ）、外径等は、上記の継目を持たない螺旋状の伝熱管（２）を適切に収容でき、かつ、効率よく該伝熱管（２）内に供給されるＬＮＧを気化し得る温水量を確保し得るように決定される。該シェル（１）の長さ（高さ）は、例えば、は８００〜２，５００ｍｍであり、内径は、例えば、は３００〜４００ｍｍである。該シェル（１）の耐圧は、好ましくは０．５〜１．０ＭＰａである。また、該シェル（１）の外径は、上記内径及び耐圧に依存して決定される。該シェル（１）の材質としては、好ましくはステンレス鋼、例えば、ＳＵＳ３０４、ＳＵＳ３１６等が使用される。 The shell (1) of the vaporizer unit has a substantially cylindrical or polygonal column shape. Of these, a substantially cylindrical shape is preferable. With respect to the shell (1), the length (height), outer diameter, etc. can appropriately accommodate the spiral heat transfer tube (2) having no seam, and the heat transfer tube (2) can be efficiently accommodated. The amount of hot water that can vaporize LNG supplied to the inside is determined. The length (height) of the shell (1) is, for example, 800 to 2,500 mm, and the inner diameter is, for example, 300 to 400 mm. The pressure resistance of the shell (1) is preferably 0.5 to 1.0 MPa. The outer diameter of the shell (1) is determined depending on the inner diameter and the pressure resistance. As the material of the shell (1), stainless steel, for example, SUS304, SUS316 or the like is preferably used.
本発明の結合型液化天然ガス気化器は、上記の気化器ユニットを、並列及び／又は直列に複数個結合して構成される。気化器ユニットの個数は、ＬＮＧの処理量に依存して定められ、好ましくは２〜２０個、より好ましくは２〜６個である。また、これらの気化器ユニットは、好ましくは並列に結合される。 The combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention is configured by coupling a plurality of the above vaporizer units in parallel and / or in series. The number of vaporizer units is determined depending on the processing amount of LNG, and is preferably 2 to 20, more preferably 2 to 6. Also, these vaporizer units are preferably coupled in parallel.
図１は、本発明の結合型液化天然ガス気化器（Ａ）の一実施態様を説明するための概略的な正面図、平面図及び側面図を示したものである。該結合型液化天然ガス気化器（Ａ）は、気化器ユニット（Ｂ）を２個並列に結合したものである。図１中、Ｂ１及びＢ２は、いずれも気化器ユニットを示し、Ｎ１は、ＬＮＧ入口を示し、Ｎ２は、気化後の天然ガス出口を示し、Ｎ３は、温水入口を示し、Ｎ４は、温水出口を示す。ＬＮＧ入口（Ｎ１）より供給されたＬＮＧは、ＬＮＧ分配配管（５）により２流路に分配されて、夫々のＬＮＧ供給配管（３）を通って、２個の気化器（Ｂ１及びＢ２）中に備えられた螺旋状の伝熱管（２）内部に供給される。ＬＮＧの供給量は、気化器ユニット１台あたり、好ましくは５０〜１５０ｋｇ／時間、より好ましくは７０〜１３０ｋｇ／時間、更に好ましくは９０〜１１０ｋｇ／時間である。また、ＬＮＧの供給時の温度は、好ましくは−１６２〜−１５０℃である。一方、温水入口（Ｎ３）より供給された温水は、温水分配配管（６）により２流路に分配されて、夫々の温水供給配管（７）を通って、２個の気化器（Ｂ１及びＢ２）中のシェル（１）内に供給される。温水の供給量は、ＬＮＧの供給量及び温度等により異なるが、好ましくは３，０００〜５，０００ｋｇ／時間、より好ましくは３，５００〜４，５００ｋｇ／時間である。また、温水の供給時の温度は、好ましくは４０〜７０℃である。螺旋状の伝熱管（２）内部に供給されたＬＮＧは該伝熱管（２）内を上昇しつつ、シェル（１）内に供給された温水と熱交換されて気化される。螺旋状の伝熱管（２）内部で完全に気化されて得られた天然ガスは、天然ガス排出配管（４）を通って、天然ガス集合配管（８）において一緒にされて外部に取り出される。上記操作において、伝熱管（２）内の圧力は、好ましくは０．２〜０．５ＭＰａに制御される。 FIG. 1 shows a schematic front view, plan view, and side view for explaining one embodiment of the combined liquefied natural gas vaporizer (A) of the present invention. The combined liquefied natural gas vaporizer (A) is obtained by connecting two vaporizer units (B) in parallel. In FIG. 1, B1 and B2 both indicate a vaporizer unit, N1 indicates an LNG inlet, N2 indicates a natural gas outlet after vaporization, N3 indicates a hot water inlet, and N4 indicates a hot water outlet. Indicates. The LNG supplied from the LNG inlet (N1) is distributed to the two flow paths by the LNG distribution pipe (5) and passes through each LNG supply pipe (3) in the two vaporizers (B1 and B2). Is supplied to the inside of the spiral heat transfer tube (2). The supply amount of LNG is preferably 50 to 150 kg / hour, more preferably 70 to 130 kg / hour, still more preferably 90 to 110 kg / hour per carburetor unit. The temperature at the time of supplying LNG is preferably −162 to −150 ° C. On the other hand, the hot water supplied from the hot water inlet (N3) is distributed to the two flow paths by the hot water distribution pipe (6), and passes through the respective hot water supply pipes (7), and the two vaporizers (B1 and B2). ) In the shell (1). The amount of hot water supplied varies depending on the amount of LNG supplied and the temperature, but is preferably 3,000 to 5,000 kg / hour, more preferably 3,500 to 4,500 kg / hour. Moreover, the temperature at the time of supply of warm water becomes like this. Preferably it is 40-70 degreeC. LNG supplied to the inside of the spiral heat transfer tube (2) rises in the heat transfer tube (2) and is vaporized by heat exchange with the hot water supplied to the shell (1). The natural gas obtained by being completely vaporized inside the spiral heat transfer pipe (2) passes through the natural gas discharge pipe (4), is taken together in the natural gas collecting pipe (8), and is taken out to the outside. In the above operation, the pressure in the heat transfer tube (2) is preferably controlled to 0.2 to 0.5 MPa.
以下の実施例において、本発明を更に詳細に説明するが、本発明はこれら実施例により限定されるものではない。 In the following examples, the present invention will be described in more detail, but the present invention is not limited to these examples.
（実施例１）
実施例１においては、気化器ユニットを４個並列に結合した結合型液化天然ガス気化器を使用した。即ち、図１に示した、気化器ユニットを２個並列に結合したもの２組を、並列に結合したものである。気化器ユニットは、図２に示した、シェル内部に存在する部分が継目を持たない螺旋状の伝熱管を備えるものを使用した。ここで、螺旋状の伝熱管の全長は１０ｍであり、伝熱管の内径及び外径は、夫々、２４ｍｍ及び２７．２ｍｍであった。また、螺旋状の伝熱管は、螺旋の直径が２００ｍｍでピッチ５０ｍｍの伝熱管を使用した。一方、シェルとしては、長さ（高さ）：約１，２００ｍｍ、及び、外径：約３５０ｍｍの略円柱状のものを使用した。気化器ユニット1個あたりのＬＮＧ供給量を１００ｋｇ／時間（入口温度：−１６２℃）とし、温水供給量を４，０００ｋｇ／時間（入口温度：４０℃）とし、かつ、操作圧力を０．３ＭＰａに制御して２４時間の連続操作を実施した。その結果、ＬＮＧ総供給量が４００ｋｇ／時間において、気化された天然ガスの出口温度１０℃で安定な連続操作を実施することができた。
Example 1
In Example 1, a combined liquefied natural gas vaporizer in which four vaporizer units were connected in parallel was used. That is, two sets of two vaporizer units coupled in parallel as shown in FIG. 1 are coupled in parallel. The vaporizer unit shown in FIG. 2 was provided with a spiral heat transfer tube in which a portion existing inside the shell has no seam. Here, the total length of the spiral heat transfer tube was 10 m, and the inner diameter and outer diameter of the heat transfer tube were 24 mm and 27.2 mm, respectively. The spiral heat transfer tube used was a heat transfer tube having a spiral diameter of 200 mm and a pitch of 50 mm. On the other hand, as the shell, a substantially cylindrical one having a length (height) of about 1,200 mm and an outer diameter of about 350 mm was used. The LNG supply rate per vaporizer unit is 100 kg / hour (inlet temperature: -162 ° C), the hot water supply amount is 4,000 kg / hour (inlet temperature: 40 ° C), and the operating pressure is 0.3 MPa. 24 hours of continuous operation. As a result, it was possible to carry out a stable continuous operation at an outlet temperature of vaporized natural gas of 10 ° C. when the total supply amount of LNG was 400 kg / hour.
（実施例２）
実施例１で使用したと同一の気化器ユニットを５個並列に結合した結合型液化天然ガス気化器を使用した以外は、実施例１と同一にして実施した。該装置の概略図を図３に示した。その結果、ＬＮＧ総供給量が５００ｋｇ／時間において、気化された天然ガスの出口温度１０℃で安定な連続操作を実施することができた。
(Example 2)
The same operation as in Example 1 was carried out except that a combined liquefied natural gas vaporizer in which five identical vaporizer units used in Example 1 were connected in parallel was used. A schematic diagram of the apparatus is shown in FIG. As a result, it was possible to carry out a stable continuous operation at an outlet temperature of vaporized natural gas of 10 ° C. when the total supply amount of LNG was 500 kg / hour.
（比較例１）
比較例１においては、装置として、ＬＮＧ総供給量５００ｋｇ／時間の従来型の温水式ＬＮＧ気化器を使用した。該装置の概略図を図５に示した。該装置においてはシェル内部に６本の螺旋状の伝熱管を備える。ここで、螺旋状の伝熱管の全長は１本あたり１０ｍであり、伝熱管の内径及び外径は、夫々、２４ｍｍ及び２７．２ｍｍであった。シェルは、長さ（高さ）：約２，０００ｍｍ、及び、外径：約１７１０ｍｍの略円柱状であった。ＬＮＧ供給温度（入口温度）は−１６２℃であった。温水供給量を４，０００ｋｇ／時間（入口温度：４０℃）とし、かつ、操作圧力を０．３ＭＰａに制御して２４時間の連続操作を実施した。その結果、ＬＮＧ総供給量が５００ｋｇ／時間において、気化された天然ガスの出口温度１０℃で安定な連続操作を実施することができた。
(Comparative Example 1)
In Comparative Example 1, a conventional hot water LNG vaporizer with a total LNG supply rate of 500 kg / hour was used as the apparatus. A schematic diagram of the apparatus is shown in FIG. In this apparatus, six helical heat transfer tubes are provided inside the shell. Here, the total length of the helical heat transfer tube was 10 m, and the inner diameter and outer diameter of the heat transfer tube were 24 mm and 27.2 mm, respectively. The shell had a substantially cylindrical shape with a length (height) of about 2,000 mm and an outer diameter of about 1710 mm. The LNG supply temperature (inlet temperature) was −162 ° C. The hot water supply amount was set to 4,000 kg / hour (inlet temperature: 40 ° C.), and the operation pressure was controlled to 0.3 MPa to carry out continuous operation for 24 hours. As a result, it was possible to carry out a stable continuous operation at an outlet temperature of vaporized natural gas of 10 ° C. when the total supply amount of LNG was 500 kg / hour.
実施例１は、気化器ユニットを４個並列に結合した、本発明の結合型液化天然ガス気化器を使用したものである。ＬＮＧ総供給量が４００ｋｇ／時間において、安定な連続運転を達成することができた。また、実施例２は、気化器ユニットを５個並列に結合した、本発明の結合型液化天然ガス気化器を使用したものである。ＬＮＧ総供給量が５００ｋｇ／時間において、安定な連続運転を達成することができた。一方、比較例１は、ＬＮＧ総供給量５００ｋｇ／時間の従来型の温水式ＬＮＧ気化器を使用したものである。ＬＮＧ総供給量が５００ｋｇ／時間において、安定な連続運転を達成することができたが、ＬＮＧ総供給量が同じである実施例２と比較して、その設置面積は約１．８倍［（１．７１ｍ×１．７１ｍ）／（２．０１ｍ×０．８ｍ）］必要であり、伝熱管本数も実施例２の５本に対して６本である。また、予備として、実施例２では気化器ユニットを１個備えておけばよいのに対して、比較例１では、ＬＮＧ気化器一台を備えておく必要がある。また、一定操業時間毎に自主的及び公的な点検及び整備に要する費用も、実施例２と比較して比較例１では高くなり、かつ、修理に要する費用も高くなり、また、修理期間も長くなる。 Example 1 uses the combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention in which four vaporizer units are connected in parallel. Stable continuous operation could be achieved at a total LNG supply rate of 400 kg / hour. Further, Example 2 uses the combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention in which five vaporizer units are connected in parallel. Stable continuous operation could be achieved at a total LNG supply rate of 500 kg / hour. On the other hand, Comparative Example 1 uses a conventional hot water type LNG vaporizer with a total supply amount of LNG of 500 kg / hour. Although stable continuous operation could be achieved at a total LNG supply rate of 500 kg / hour, the installation area was approximately 1.8 times that of Example 2 where the total LNG supply rate was the same [( 1.71 m × 1.71 m) / (2.01 m × 0.8 m)], and the number of heat transfer tubes is six compared with five in the second embodiment. Further, as a backup, in Example 2, it is only necessary to provide one vaporizer unit, but in Comparative Example 1, it is necessary to provide one LNG vaporizer. In addition, the cost required for voluntary and public inspection and maintenance at regular operating hours is higher in Comparative Example 1 than in Example 2, and the cost required for repair is also higher, and the repair period is also longer. become longer.
本発明の結合型液化天然ガス気化器は、安定的に連続操業をすることが可能であり、かつ、操業コストが著しく安価である。従って、従来型の温水式ＬＮＧ気化器に代わって、とりわけ、ＬＮＧサテライト基地において使用されることが、今後、大いに期待される。 The combined liquefied natural gas vaporizer of the present invention can be stably operated continuously, and the operation cost is remarkably low. Therefore, it is highly expected in the future that it will be used in place of the conventional hot water LNG vaporizer, especially in the LNG satellite station.
Ａ 本発明の結合型ＬＮＧ気化器
Ｂ，Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３，Ｂ４，Ｂ５ 気化器ユニット
Ａ’ 従来型の温水式ＬＮＧ気化器
Ｎ１ ＬＮＧ入口
Ｎ２ 天然ガス出口
Ｎ３ 温水入口
Ｎ４ 温水出口
１ シェル
２ 螺旋状の伝熱管
３ ＬＮＧ供給配管
４ 天然ガス排出配管
５ ＬＮＧ分配配管
６ 温水分配配管
７ 温水供給配管
８ 天然ガス集合配管
１０１ シェル
１０２ 螺旋状の伝熱管
１０３ ＬＮＧ供給配管
１０４ 天然ガス排出配管
A Combined LNG vaporizer B, B1, B2, B3, B4, B5 of the present invention A vaporizer unit A ′ Conventional hot water type LNG vaporizer N1 LNG inlet N2 Natural gas outlet N3 Hot water inlet N4 Hot water outlet 1 Shell 2 Spiral
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2011098545A JP2012229860A (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Coupled liquefied natural gas carburetor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2011098545A JP2012229860A (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Coupled liquefied natural gas carburetor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2012229860A true JP2012229860A (en) | 2012-11-22 |
Family
ID=47431550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2011098545A Pending JP2012229860A (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Coupled liquefied natural gas carburetor |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2012229860A (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5855298B1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-02-09 | 東京ガスケミカル株式会社 | LNG evaporator and LNG evaporation method using LNG evaporator |
| JP2018009666A (en) * | 2016-07-15 | 2018-01-18 | 東京ガスケミカル株式会社 | Liquefied natural gas vaporizer capable enabling consecutive continuous operation and consecutive continuous operation method of liquefied natural gas vaporizer |
| JP6471219B1 (en) * | 2017-12-27 | 2019-02-13 | 東京ガスケミカル株式会社 | Liquefied natural gas evaporator and method for emergency closure of liquefied natural gas evaporator |
| JP2021501869A (en) * | 2017-11-06 | 2021-01-21 | エコパル オーイー | Container for recovering the thermal energy of wastewater |
| CN112665447A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Temperature descaling control method |
| CN112665426A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger with multi-box pressure difference control |
| CN112665425A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger with multi-tube box water level difference control |
| CN112665448A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Flow velocity vibration control method for heat exchanger |
Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS55139599A (en) * | 1979-04-16 | 1980-10-31 | Kihachiro Tanaka | Liquefied gas evaporator |
| JPH04165019A (en) * | 1990-10-26 | 1992-06-10 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Manufacture of high corrosion-resistant seamless two-phase stainless steel tube |
| JP3031499U (en) * | 1993-01-20 | 1996-11-29 | 相徴 崔 | Liquefied gas container without welding seams |
| JP3033623U (en) * | 1996-07-16 | 1997-01-28 | 相徴 崔 | High-pressure gas container without welding seams |
| JPH09209718A (en) * | 1996-01-31 | 1997-08-12 | Chiyoda Corp | Air cooling system and cooling method for gas turbine |
| JPH11158551A (en) * | 1997-11-27 | 1999-06-15 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Production of martensitic stainless steel pipe |
| JP2000097819A (en) * | 1998-09-22 | 2000-04-07 | Tokyo Gas Co Ltd | Sampling method of lng and its device |
| JP2000193381A (en) * | 1998-12-23 | 2000-07-14 | American Air Liquide Inc | Heat exchanger for preheating oxidizing gas |
| JP2003214596A (en) * | 2002-01-23 | 2003-07-30 | Ito Koki Kk | Vaporizer |
| JP2004301377A (en) * | 2003-03-28 | 2004-10-28 | Noritz Corp | Liquefied gas vaporizing system |
| JP2005069304A (en) * | 2003-08-21 | 2005-03-17 | Showa Denko Kk | Air-temperature type liquified gas vaporizer |
| JP2008519221A (en) * | 2004-11-08 | 2008-06-05 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | Liquefied natural gas floating storage regasifier |
| JP2009191945A (en) * | 2008-02-14 | 2009-08-27 | Ihi Corp | Liquefied gas storage system and operating method thereof |
| JP2009299858A (en) * | 2008-06-17 | 2009-12-24 | Mikuni Kikai Kk | Liquefied gas vaporizing device |
| JP2010203520A (en) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Kobe Steel Ltd | Apparatus of vaporizing low-temperature liquefied gas and method of vaporizing low-temperature liquefied gas |
-
2011
- 2011-04-26 JP JP2011098545A patent/JP2012229860A/en active Pending
Patent Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS55139599A (en) * | 1979-04-16 | 1980-10-31 | Kihachiro Tanaka | Liquefied gas evaporator |
| JPH04165019A (en) * | 1990-10-26 | 1992-06-10 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Manufacture of high corrosion-resistant seamless two-phase stainless steel tube |
| JP3031499U (en) * | 1993-01-20 | 1996-11-29 | 相徴 崔 | Liquefied gas container without welding seams |
| JPH09209718A (en) * | 1996-01-31 | 1997-08-12 | Chiyoda Corp | Air cooling system and cooling method for gas turbine |
| JP3033623U (en) * | 1996-07-16 | 1997-01-28 | 相徴 崔 | High-pressure gas container without welding seams |
| JPH11158551A (en) * | 1997-11-27 | 1999-06-15 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Production of martensitic stainless steel pipe |
| JP2000097819A (en) * | 1998-09-22 | 2000-04-07 | Tokyo Gas Co Ltd | Sampling method of lng and its device |
| JP2000193381A (en) * | 1998-12-23 | 2000-07-14 | American Air Liquide Inc | Heat exchanger for preheating oxidizing gas |
| JP2003214596A (en) * | 2002-01-23 | 2003-07-30 | Ito Koki Kk | Vaporizer |
| JP2004301377A (en) * | 2003-03-28 | 2004-10-28 | Noritz Corp | Liquefied gas vaporizing system |
| JP2005069304A (en) * | 2003-08-21 | 2005-03-17 | Showa Denko Kk | Air-temperature type liquified gas vaporizer |
| JP2008519221A (en) * | 2004-11-08 | 2008-06-05 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | Liquefied natural gas floating storage regasifier |
| JP2009191945A (en) * | 2008-02-14 | 2009-08-27 | Ihi Corp | Liquefied gas storage system and operating method thereof |
| JP2009299858A (en) * | 2008-06-17 | 2009-12-24 | Mikuni Kikai Kk | Liquefied gas vaporizing device |
| JP2010203520A (en) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Kobe Steel Ltd | Apparatus of vaporizing low-temperature liquefied gas and method of vaporizing low-temperature liquefied gas |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5855298B1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-02-09 | 東京ガスケミカル株式会社 | LNG evaporator and LNG evaporation method using LNG evaporator |
| JP2018009666A (en) * | 2016-07-15 | 2018-01-18 | 東京ガスケミカル株式会社 | Liquefied natural gas vaporizer capable enabling consecutive continuous operation and consecutive continuous operation method of liquefied natural gas vaporizer |
| JP2021501869A (en) * | 2017-11-06 | 2021-01-21 | エコパル オーイー | Container for recovering the thermal energy of wastewater |
| JP6471219B1 (en) * | 2017-12-27 | 2019-02-13 | 東京ガスケミカル株式会社 | Liquefied natural gas evaporator and method for emergency closure of liquefied natural gas evaporator |
| JP2019116915A (en) * | 2017-12-27 | 2019-07-18 | 東京ガスケミカル株式会社 | Liquefied natural gas evaporator, and method for emergently closing liquefied natural gas evaporator |
| CN112665426A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger with multi-box pressure difference control |
| CN112665447A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Temperature descaling control method |
| CN112665425A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger with multi-tube box water level difference control |
| CN112665448A (en) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Flow velocity vibration control method for heat exchanger |
| CN112665425B (en) * | 2019-10-15 | 2022-03-15 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger with multi-tube box water level difference control |
| CN112665447B (en) * | 2019-10-15 | 2022-04-22 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Temperature descaling control method |
| CN112665426B (en) * | 2019-10-15 | 2022-06-21 | 山东大学 | Shell-and-tube heat exchanger of many casees pressure difference control |
| CN112665448B (en) * | 2019-10-15 | 2022-06-24 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | Flow velocity vibration control method for heat exchanger |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2012229860A (en) | Coupled liquefied natural gas carburetor | |
| CN102151524B (en) | Tube bundle reactors with pressure fluid cooling | |
| JP6140811B2 (en) | Cold box and method for manufacturing cold box | |
| JP6542224B2 (en) | Heat exchanger for heat exchange between two fluids, use of said heat exchanger with liquid metal and gas and application to a liquid metal cooled fast neutron reactor | |
| JP2017512642A (en) | Feed sparger design for an ammoxidation reactor | |
| US20180291770A1 (en) | Turbine exhaust duct design for air cooled condensers | |
| CN203837537U (en) | Liquid chlorine vaporizer device of continuous sleeve type | |
| WO2013027301A1 (en) | Vaporizer for liquefied gas | |
| CN201090965Y (en) | Detachable type external heat taking device | |
| JP6712918B2 (en) | Liquefied natural gas vaporizer capable of continuous continuous operation and continuous continuous operation method of liquefied natural gas vaporizer | |
| NL2017593B1 (en) | Gas vaporizer | |
| JP6420220B2 (en) | Gas vaporizer and operation method thereof | |
| US20180292141A1 (en) | Heat exchanger | |
| CN205208136U (en) | Middle medium type vaporizer | |
| US20090050079A1 (en) | Economizer for a steam generator | |
| JP2015102324A (en) | Evaporator apparatus and method of operating the same | |
| WO2017073139A1 (en) | Vaporizer | |
| CN207796284U (en) | Dreg-locking hopper line device and coal water slurry gasification dreg removing system | |
| CN210716960U (en) | Pressure pipeline for connecting containers | |
| CN105779013A (en) | Slag cooling system for coal gasification process of pressurizing mild air flow bed or fluidizing bed | |
| JP6218868B2 (en) | Gas-liquid mixer | |
| CN101813435A (en) | Liquid feed distributor for lamella heat exchanger | |
| WO2012120581A1 (en) | Gasification device for low-temperature liquefied gas | |
| CN205170773U (en) | A reactor for gasifying carbonaceous fuel | |
| CN217636858U (en) | Condenser for preventing hole position deviation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20140317 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20141119 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20141201 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20150127 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20150810 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20160404 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20160615 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 Effective date: 20160615 |