JP3222325U - 窒素液化装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】ボイルオフガス(BOG)の再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供する。【解決手段】BOGを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置100は、圧縮された窒素ガスを液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器2と、低温窒素ガスを減圧するための減圧弁3と、減圧弁3から導出された気液混合状態の低温窒素ガスを受け入れる気液分離器4と、気液分離器4から導出される第一リサイクル窒素ガスを主熱交換器2に導入する第一窒素ガスリサイクルライン11と、気液分離器4から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンク5と、BOGを液体窒素タンク5から導出される液体窒素との熱交換により再液化するBOG液化器6と、BOG液化器6から導出される第二リサイクル窒素ガスを主熱交換器2に導入する第二窒素ガスリサイクルライン12と、を有する。【選択図】図1
Description
本考案は、液化天然ガス(LNG)のボイルオフガス再液化装置と組み合わされる窒素液化装置に関する。
天然ガスは、輸送や貯蔵の利便性などのため、液化天然ガス(LNG)として貯蔵され、これを気化した後に、主として火力発電用や都市ガス用として用いられる。このため、LNGの寒冷を有効利用する技術や製品が開発されており、その一つに特許文献1で開示されているような窒素液化装置がある。
LNGは沸点が大気温度より低いため、LNGをタンクで貯留したり、船舶や車両とLNGタンクとの間の移送を行う際に、環境やポンプからの入熱によりボイルオフガス(BOG)を生じる。BOGはLNGの損失であるのみならず、高い温室効果を持つため、経済性および大気環境保全の観点から回収することが望ましい。
LNGは沸点が大気温度より低いため、LNGをタンクで貯留したり、船舶や車両とLNGタンクとの間の移送を行う際に、環境やポンプからの入熱によりボイルオフガス(BOG)を生じる。BOGはLNGの損失であるのみならず、高い温室効果を持つため、経済性および大気環境保全の観点から回収することが望ましい。
BOGには、主に環境や天然ガス発生のための払い出しポンプの動力からの入熱によって発生するノーマルBOG(NBOG)と、タンクとタンカーやトラックなどのキャリア間のLNG移送の際に使用される移送ポンプや、タンクとキャリア間の接続配管からの入熱によって、短期間生じるピークBOG(PBOG)がある。
PBOGの発生量はNBOGの発生量の1〜2倍となることがあるが、PBOGが発生する期間はPBOGの発生期間と比較して非常に短い(たとえば、PBOGが発生する期間は、NBOGの発生する期間の10分の1程度の期間である)。
従来は、PBOGとNBOGの両方を回収する場合には、PBOGが限定的な期間しか発生しないにもかかわらず、PBOG発生量に対応しうる大型の設備が設置されていた。
一般にBOGの回収方法には、例えば圧縮機で需要天然ガス圧力まで圧縮する方法と、タンクから払い出すLNGの潜熱を利用して、再凝縮させる方法がある。
特許文献2は、液体窒素の冷熱を利用して、PBOGとNBOGの両方を再液化させる方法を開示する。
PBOGの発生量はNBOGの発生量の1〜2倍となることがあるが、PBOGが発生する期間はPBOGの発生期間と比較して非常に短い(たとえば、PBOGが発生する期間は、NBOGの発生する期間の10分の1程度の期間である)。
従来は、PBOGとNBOGの両方を回収する場合には、PBOGが限定的な期間しか発生しないにもかかわらず、PBOG発生量に対応しうる大型の設備が設置されていた。
一般にBOGの回収方法には、例えば圧縮機で需要天然ガス圧力まで圧縮する方法と、タンクから払い出すLNGの潜熱を利用して、再凝縮させる方法がある。
特許文献2は、液体窒素の冷熱を利用して、PBOGとNBOGの両方を再液化させる方法を開示する。
PBOGとNBOGの両方を回収する場合において、圧縮機により圧縮する方法を採用する方法では、PBOGが一定期間しか発生しないにもかかわらず、PBOG発生量に対応しうる大型の圧縮機を設置する必要があり、費用対効果の点で望ましくない。
LNGの潜熱を利用してBOGを再凝縮させる方法では、設備の大型化の問題のみならず、LNGの払い出し量がPBOGの処理量に対して不足する場合もありえるので、物理的に不可能な場合もある。
特許文献2では、冷媒として液体窒素を供給してPBOGを再液化させる。ここで再液化されるPBOGの温度は、大気温度より低く−160〜−50℃であることが多い。そのため液体窒素は、PBOGによって加温されても大気温度ほどに上昇しない。また再液化されたBOGの温度は、LNGタンクに返送された際にタンクの急激な圧力変動を起こさないように、LNG温度と同等であることが望ましく、そのために液体窒素の飽和温度をLNG温度付近に高めるように窒素圧力を上昇させることが必要である。従って、PBOGの再液化に使用された後の液体窒素蒸発ガス(ガス窒素)は、有圧かつ低温で放出される。そこで、放出される窒素を回収するのみ
ならず、冷熱、圧力を有効活用する窒素液化装置を考案する必要があった。
LNGの潜熱を利用してBOGを再凝縮させる方法では、設備の大型化の問題のみならず、LNGの払い出し量がPBOGの処理量に対して不足する場合もありえるので、物理的に不可能な場合もある。
特許文献2では、冷媒として液体窒素を供給してPBOGを再液化させる。ここで再液化されるPBOGの温度は、大気温度より低く−160〜−50℃であることが多い。そのため液体窒素は、PBOGによって加温されても大気温度ほどに上昇しない。また再液化されたBOGの温度は、LNGタンクに返送された際にタンクの急激な圧力変動を起こさないように、LNG温度と同等であることが望ましく、そのために液体窒素の飽和温度をLNG温度付近に高めるように窒素圧力を上昇させることが必要である。従って、PBOGの再液化に使用された後の液体窒素蒸発ガス(ガス窒素)は、有圧かつ低温で放出される。そこで、放出される窒素を回収するのみ
ならず、冷熱、圧力を有効活用する窒素液化装置を考案する必要があった。
上記課題に鑑みて、本考案は、BOGの再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供することを目的とする。
本考案に係る窒素液化装置は、
BOGを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記BOGを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するBOG再液化器と、
前記BOG再液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、を有する。
BOGを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記BOGを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するBOG再液化器と、
前記BOG再液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、を有する。
液化天然ガスの貯槽と、タンカーやトラックなどのキャリアとの間で液化天然ガスを移送する際などに生じるPBOGは、その発生量が短期間に変動する。本考案によれば、液体窒素タンクに貯留された液体窒素との熱交換によりPBOGを再液化させることから、PBOG発生量が変動した場合にも十分な量の冷熱を液体窒素により賄うことが可能であり、かつ冷媒として利用された後の窒素を回収することができる。
また、PBOGとの熱交換によりBOG液化器から導出される窒素ガスは低温、有圧であるが、この窒素ガスの冷熱は主熱交換器において回収されるため、熱効率が高い。
また、PBOGとの熱交換によりBOG液化器から導出される窒素ガスは低温、有圧であるが、この窒素ガスの冷熱は主熱交換器において回収されるため、熱効率が高い。
本考案の窒素液化装置は、
前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有してもよい。
前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有してもよい。
この場合、膨張タービンから導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器の冷端に導入される。
このような構成とすることにより、窒素の液化に係る寒冷負荷が大きい主熱交換器の冷端部に、より大量の寒冷を供給することが可能となる。
このような構成とすることにより、窒素の液化に係る寒冷負荷が大きい主熱交換器の冷端部に、より大量の寒冷を供給することが可能となる。
以上の構成の窒素液化装置によれば、BOGの再液化に使用された液体窒素蒸発ガスの冷熱を、窒素ガスの冷却に利用する窒素液化装置を提供することができる。
(実施形態1)
実施形態1の窒素液化装置100について図1を用いて説明する。
本実施形態1の窒素液化装置100では、液化天然ガスの貯槽(不図示)から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン21により主熱交換器2の冷端に導入され、気化されて、天然ガス導出ライン22により主熱交換器2の温端から導出される。導出された天然ガスは、天然ガスの消費地へと送られる。
実施形態1の窒素液化装置100について図1を用いて説明する。
本実施形態1の窒素液化装置100では、液化天然ガスの貯槽(不図示)から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン21により主熱交換器2の冷端に導入され、気化されて、天然ガス導出ライン22により主熱交換器2の温端から導出される。導出された天然ガスは、天然ガスの消費地へと送られる。
液化天然ガスを気化させて天然ガスとする際に得られる寒冷は、主熱交換器2における窒素ガスの冷却に使用される。低圧の窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31から第一窒素圧縮機1に導入されて圧縮され、主熱交換器2の温端に導入される。主熱交換器2において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器2の冷端から導出されたのちに、減圧弁3により減圧・冷却され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器4に導入され、気相と液相とに分離される。
気液分離器4の気相部に分離される窒素ガスは、第一リサイクル窒素ガスとして主熱交換器2の冷端に導入され、主熱交換器2の内部で寒冷を放出した後に、主熱交換器2の温端から導出される。導出された窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
気液分離器4の液相部に分離される液体窒素は、液体窒素タンク5に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク5に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、PBOGの再液化が必要となれば、その一部がBOG液化器6に送出される。
気液分離器4の液相部に分離される液体窒素は、液体窒素タンク5に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク5に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、PBOGの再液化が必要となれば、その一部がBOG液化器6に送出される。
液化天然ガスの貯槽(不図示)と、タンカーやトラックなどのキャリアとの間で液化天然ガスを移送する際などには、一時的に多量のBOGが発生する(PBOGである)。PBOGは、BOG液化器6に導入され、液体窒素タンク5から導出される液体窒素との熱交換により冷却、液化される。液化されたBOGは液化天然ガスとして液化天然ガスの貯槽に返送される。
BOG液化器6に導入され、PBOGとの熱交換により寒冷を放出した液体窒素は、少なくともその一部が気化した状態で第二リサイクル窒素ガスとして主熱交換器2の冷端に導入される。主熱交換器2の内部では、圧縮された窒素ガスとの熱交換によりさらに寒冷を放出し、気化した後に主熱交換器2の温端から導出される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
(実施形態2)
実施形態2の窒素液化装置101について図2を用いて説明する。実施形態2は、前述の実施形態と、第二リサイクル窒素ガスの流路が異なる。
実施形態2の窒素液化装置101では、BOG液化器6から導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器2の冷端に導入されたのち、主熱交換器2の中間部から中間部導出ライン13により導出される。中間部導出ライン13により導出された第二リサイクル窒素ガスは、膨張タービン7により膨張されたのちに、圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ライン14により主熱交換器2の冷端に導入される。この第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器2の温端から導出されたのちに、第二窒素圧縮機8により圧縮されたのちに、窒素ガス導入ライン31に合流して、再度圧縮、冷却される。
実施形態2の窒素液化装置101について図2を用いて説明する。実施形態2は、前述の実施形態と、第二リサイクル窒素ガスの流路が異なる。
実施形態2の窒素液化装置101では、BOG液化器6から導出される第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器2の冷端に導入されたのち、主熱交換器2の中間部から中間部導出ライン13により導出される。中間部導出ライン13により導出された第二リサイクル窒素ガスは、膨張タービン7により膨張されたのちに、圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ライン14により主熱交換器2の冷端に導入される。この第二リサイクル窒素ガスは、主熱交換器2の温端から導出されたのちに、第二窒素圧縮機8により圧縮されたのちに、窒素ガス導入ライン31に合流して、再度圧縮、冷却される。
(実施形態3)
実施形態3の窒素液化装置102について図3を用いて説明する。実施形態3は、前述の実施形態2と、第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機8の配置が異なる。
実施形態3においては、実施形態2と同様に膨張タービン7により膨張され、圧縮第二リサイクル窒素導入ライン14により主熱交換器2の冷端に導入された第二リサイクル窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31に合流した後に、第二窒素圧縮機8により圧縮される。すなわち、低圧の窒素ガスと、主熱交換器2の温端から導出される第二リサイクル窒素ガスが合流した後に、それらのガスは第二窒素圧縮機8に導入され圧縮される。第二窒素圧縮機8から導出される窒素ガスは、気液分離器4の気相部から主熱交換器2を経由して創出される第一リサイクル窒素ガスと合流し、さらに第一窒素圧縮機1により圧縮される。
実施形態3の窒素液化装置102について図3を用いて説明する。実施形態3は、前述の実施形態2と、第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機8の配置が異なる。
実施形態3においては、実施形態2と同様に膨張タービン7により膨張され、圧縮第二リサイクル窒素導入ライン14により主熱交換器2の冷端に導入された第二リサイクル窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31に合流した後に、第二窒素圧縮機8により圧縮される。すなわち、低圧の窒素ガスと、主熱交換器2の温端から導出される第二リサイクル窒素ガスが合流した後に、それらのガスは第二窒素圧縮機8に導入され圧縮される。第二窒素圧縮機8から導出される窒素ガスは、気液分離器4の気相部から主熱交換器2を経由して創出される第一リサイクル窒素ガスと合流し、さらに第一窒素圧縮機1により圧縮される。
(実施例1)
実施形態1の窒素液化装置100において、温度40℃、圧力50barA、流量2000Nm3/hの窒素ガスを液化する場合の例を示す。
本実施形態1の窒素液化装置100では、液化天然ガスの貯槽(不図示)から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン21により、消費地における消費量に応じて例えば3500Nm3/hの流量で主熱交換器2の冷端に温度−148℃、圧力95barAで導入される。主熱交換器2において、後述する窒素ガスとの熱交換により気化された液化天然ガスは、主熱交換器2の温端から導出され、天然ガスとして消費地へと送られる。
実施形態1の窒素液化装置100において、温度40℃、圧力50barA、流量2000Nm3/hの窒素ガスを液化する場合の例を示す。
本実施形態1の窒素液化装置100では、液化天然ガスの貯槽(不図示)から導出される液化天然ガスは、液化天然ガス導入ライン21により、消費地における消費量に応じて例えば3500Nm3/hの流量で主熱交換器2の冷端に温度−148℃、圧力95barAで導入される。主熱交換器2において、後述する窒素ガスとの熱交換により気化された液化天然ガスは、主熱交換器2の温端から導出され、天然ガスとして消費地へと送られる。
一方、低圧(9.4barA)の窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31から第一窒素圧縮機1に導入され、圧力50barA、温度40℃の窒素ガスとして、流量2000Nm3/hで導出される。導出された高圧の窒素ガスは、主熱交換器2の温端に導入される。
主熱交換器2において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により−148℃まで冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器2の冷端から導出されたのちに、減圧弁3により9.6barAまで減圧され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器4に導入され、気相と液相とに分離される。
主熱交換器2において、圧縮された窒素ガスは、液化天然ガスとの熱交換により−148℃まで冷却される。冷却された窒素ガスは主熱交換器2の冷端から導出されたのちに、減圧弁3により9.6barAまで減圧され、気液混合状態となる。気液混合状態の窒素は、気液分離器4に導入され、気相と液相とに分離される。
気液分離器4の気相部に分離される窒素ガスは、第一リサイクル窒素ガスとして流量740Nm3/hで主熱交換器2の冷端に導入され、主熱交換器2の内部で寒冷を放出した後に、主熱交換器2の温端から導出される。導出された窒素ガスは、窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
気液分離器4の液相部に分離される液体窒素は、流量1260Nm3/hで液体窒素タンク5に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク5に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、PBOGの再液化が必要となれば、その一部がBOG液化器6に送出される。
気液分離器4の液相部に分離される液体窒素は、流量1260Nm3/hで液体窒素タンク5に送出され、一定期間貯留される。液体窒素タンク5に貯留される液体窒素は、必要に応じて液体窒素として消費地に送出され、PBOGの再液化が必要となれば、その一部がBOG液化器6に送出される。
液化天然ガスの貯槽(不図示)から発生したPBOGは、BOG液化器6に導入され、液体窒素タンク5から導出される液体窒素との熱交換により圧力1.2barA、温度−160℃、流量545m3/hで再液化される。液化されたBOGは液化天然ガスとして液化天然ガスの貯槽に返送される。
液体窒素は、圧力9.6barA、温度−170℃、流量1000Nm3/hでBOG液化器に導入され、PBOGとの熱交換に利用される。
液体窒素は、圧力9.6barA、温度−170℃、流量1000Nm3/hでBOG液化器に導入され、PBOGとの熱交換に利用される。
BOG液化器6に導入され、PBOGとの熱交換により寒冷を放出した液体窒素は、少なくともその一部が気化した状態で第二リサイクル窒素ガスとして主熱交換器2の冷端に導入される。主熱交換器2の内部では、圧縮された窒素ガスとの熱交換によりさらに寒冷を放出し、気化した後に主熱交換器2の温端から導出される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
導出された第二リサイクル窒素ガスは窒素ガス導入ライン31に合流し、再度圧縮、冷却される。
実施例1と同量の液体窒素により、同量のPBOGを再液化させる場合において、第二リサイクル窒素を主熱交換器に導入せずに外部放出する場合、主熱交換器2において窒素ガスを−145℃程度にしか冷却できない。すると、減圧弁3において気化する窒素量が増加し、結果として1050Nm3/hの液体窒素しか気液分離器5から導出することができない。
したがって、本考案に係る窒素液化装置では、液化効率が1050Nm3/hから1260Nm3/hまで約20%向上したと言える。
したがって、本考案に係る窒素液化装置では、液化効率が1050Nm3/hから1260Nm3/hまで約20%向上したと言える。
100 窒素液化装置
1 第一窒素圧縮機
2 主熱交換器
3 減圧弁
4 気液分離器
5 液体窒素タンク
6 BOG液化器
11 第一窒素ガスリサイクルライン
12 第二窒素ガスリサイクルライン
13 中間部導出ライン
14 圧縮第二リサイクル窒素導入ライン
21 液化天然ガス導入ライン
22 天然ガス導出ライン
31 窒素ガス導入ライン
1 第一窒素圧縮機
2 主熱交換器
3 減圧弁
4 気液分離器
5 液体窒素タンク
6 BOG液化器
11 第一窒素ガスリサイクルライン
12 第二窒素ガスリサイクルライン
13 中間部導出ライン
14 圧縮第二リサイクル窒素導入ライン
21 液化天然ガス導入ライン
22 天然ガス導出ライン
31 窒素ガス導入ライン
Claims (2)
- 液化天然ガスのBOGを再液化する再液化装置と組み合わされた窒素液化装置であって、
圧縮された窒素ガスを前記液化天然ガスとの熱交換により低温窒素ガスとする主熱交換器と、
前記低温窒素ガスを減圧するための減圧弁と、
前記減圧弁から導出された気液混合状態の前記低温窒素ガスを受け入れる気液分離器と、
前記気液分離器から導出される第一リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第一窒素ガスリサイクルラインと、
前記気液分離器から導出される液体窒素を貯留する液体窒素タンクと、
前記BOGを前記液体窒素タンクから導出される液体窒素との熱交換により再液化するBOG液化器と、
前記BOG液化器から導出される第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する第二窒素ガスリサイクルラインと、
を有する窒素液化装置。 - 前記第二リサイクル窒素ガスを、前記主熱交換器の中間部から導出させる中間部導出ラインと、
前記中間部導出ラインから供給される前記第二リサイクル窒素ガスを膨張させる膨張タービンと、
前記膨張タービンから導出される前記第二リサイクル窒素ガスを前記主熱交換器に導入する圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインと、
前記圧縮第二リサイクル窒素ガス導入ラインを経由して前記主熱交換器から導出される第二リサイクル窒素ガスを圧縮する第二窒素圧縮機とをさらに有する、請求項1に記載の窒素液化装置。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019001688U JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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JP2019001688U JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
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JP3222325U true JP3222325U (ja) | 2019-07-25 |
Family
ID=67390215
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
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JP2019001688U Active JP3222325U (ja) | 2019-05-14 | 2019-05-14 | 窒素液化装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
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JP (1) | JP3222325U (ja) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
-
2019
- 2019-05-14 JP JP2019001688U patent/JP3222325U/ja active Active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
CN114439562B (zh) * | 2022-01-19 | 2024-06-11 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
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