JP5077881B2 - Facility for receiving liquefied natural gas - Google Patents
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本発明は、LNG(液化天然ガス)の小規模基地が備えるLNG貯蔵タンクにタンクローリー等の運搬装置からLNGを受け入れるための受入設備に関する。特に、本発明のLNGの受入設備は、いわゆる2口仕様のタンクローリーからのLNGの受け入れに好適である。
The present invention relates to a receiving facility for receiving LNG from a transport device such as a tank lorry in an LNG storage tank provided in a small LNG (liquefied natural gas) base. In particular, the LNG receiving facility of the present invention is suitable for receiving LNG from a so-called two-port tank lorry.
従来、LNGを最初に受け入れる1次受入基地から離れたLNGの需要地には、比較的小規模なサテライト基地が設置されるのが一般的である。サテライト基地は、LNGを貯蔵するための貯蔵タンク及びこの貯蔵タンクへタンクローリー等からLNGを受け入れるための受入設備を備えている。タンクローリーから貯蔵タンクへのLNGの受け入れの際には、タンクローリー内のタンク圧力を比較的高く維持することが必要となるため、タンクローリーにはLNG加圧蒸発器等を搭載した自己加圧方式(1口仕様)のものが存在する。一方、近年のタンク容量の大型化の要求から、加圧蒸発器等を搭載せずにサテライト基地の受入設備に設けられたポンプやコンプレッサ等を利用してLNGの移送を行う非自己加圧方式のタンクローリー(2口または3口仕様)が主流になりつつある。特に、2口仕様のタンクローリーは、3口仕様のものと比べて、LNG貯槽との差圧をより安定的に保持可能であり、また、受け入れの操作性やその再現性もよいためより有力である。LNGの受け入れの際には、LNG貯蔵タンク内の圧力を比較的低く維持することが必要となるため、サテライト基地の受入設備にはBOG(ボイルオフガス)を排出するためのコンプレッサ等が設けられる場合がある。 Conventionally, a relatively small satellite base is generally installed in an LNG demand area away from a primary receiving base that first receives LNG. The satellite base includes a storage tank for storing LNG and a receiving facility for receiving LNG from a tank lorry or the like to the storage tank. When LNG is received from the tank lorry to the storage tank, it is necessary to maintain the tank pressure in the tank lorry at a relatively high level. Therefore, the tank lorry has a self-pressurization method (1 Mouth specification) exists. On the other hand, due to the recent demand for larger tank capacity, a non-self-pressurization method that transfers LNG using a pump, compressor, etc. installed in the satellite base receiving facility without installing a pressurized evaporator or the like Tank lorries (two-port or three-port specifications) are becoming mainstream. In particular, the two-port tank lorry can hold the differential pressure with the LNG storage tank more stably than the three-port specification, and it is more powerful because it has better operability and reproducibility. is there. When receiving LNG, it is necessary to keep the pressure in the LNG storage tank relatively low, so the satellite base receiving facility is equipped with a compressor for discharging BOG (boil-off gas) There is.
このようなサテライト基地等におけるLNGの受け入れに関し、例えば、LNG供給システムにおいて、LNGの貯蔵タンクにタンクローリーからLNGを受け入れる際に、LNG貯蔵タンクから排出されるBOG(ボイルオフガス)をタンクローリーに供給することで、LNG貯蔵タンク内の圧力を低下させるとともにタンクローリー内の圧力を増大させ、その後、ローリ用の加圧器によりタンクローリー内のLNGを昇圧してこのLNGを貯蔵タンクに供給するようにしたものが知られている(特許文献1参照)。
上記従来技術では、LNG貯蔵タンク内の圧力を低下させるために排出するBOGをタンクローリーの昇圧に用いるので、BOGを有効利用してLNG貯蔵タンク及びタンクローリーの圧力を一時的に調節することが可能となる。しかしながら、その後のタンクローリーからLNG貯蔵タンクへのLNGの供給にはローリ用の加圧器(LNG用低温ポンプ等)を必要とするため、設備コストが嵩み、また、加圧器の電力消費によりランニングコストも大きくなり、さらに、受け入れ時には加圧器周辺の配管のクールダウンやガス抜き等の操作が必要となるという課題があった。 In the above prior art, since the BOG discharged to lower the pressure in the LNG storage tank is used for boosting the tank lorry, the pressure of the LNG storage tank and the tank lorry can be temporarily adjusted by effectively using the BOG. Become. However, since the supply of LNG from the tank lorry to the LNG storage tank thereafter requires a pressurizer for lorries (such as a low-temperature pump for LNG), the equipment cost increases, and the running cost due to the power consumption of the pressurizer In addition, there is a problem in that operations such as cooling down and venting of piping around the pressurizer are required at the time of acceptance.
また、上記従来技術ではサテライト基地が2基のLNG貯蔵タンクを備えるが、そのような場合、上記加圧器を用いずに、一方のLNG貯蔵タンクの圧力を増大させてタンクローリーの加圧に用い、他方のLNG貯蔵タンクの圧力を低下させてLNGを受け入れる方法も考えられる。しかしながら、この場合、2基のLNG貯蔵タンクはともに加圧用として利用できるように耐圧性能を高める必要が生じるため、設備コストが嵩むという課題があった。また、タンクローリーからのLNGの受け入れの頻度が高くなると、受け入れ側と加圧側との切り替え(加圧及び脱圧)を短時間で行う必要が生じ、運転操作が複雑になるという課題もあった。さらに、より小規模で1基のLNG貯蔵タンクのみを備えたサテライト基地には適用できず、従来、1基のLNG貯蔵タンクを使用する場合は、タンクローリーにローリー加圧用の加圧蒸発器を搭載し、LNGの受け入れを行っていた。しかし、タンクローリーに加圧タンクを搭載することにより、LNGの積載容量が制限され、また、高圧ガス免許所得者を同乗させることが義務づけられていた。 Also, in the above prior art, the satellite base has two LNG storage tanks. In such a case, without using the pressurizer, the pressure of one LNG storage tank is increased and used to pressurize the tank truck. A method of receiving LNG by lowering the pressure of the other LNG storage tank is also conceivable. However, in this case, since it is necessary to improve the pressure resistance so that both of the two LNG storage tanks can be used for pressurization, there is a problem that the equipment cost increases. Further, when the frequency of receiving LNG from the tank lorry increases, it is necessary to switch between the receiving side and the pressurizing side (pressurization and depressurization) in a short time, and there is a problem that the operation operation becomes complicated. Furthermore, it cannot be applied to a satellite base that is smaller and has only one LNG storage tank. Conventionally, when one LNG storage tank is used, a tanker lorry is equipped with a pressure evaporator for lorry pressurization. And accepting LNG. However, by installing a pressurized tank on the tank lorry, the load capacity of LNG was limited, and it was obliged to carry high-pressure gas licensed earners.
本発明は、このような従来技術の問題点を解消するべく案出されたものであり、その目的は、LNGの小規模基地において、非自己加圧方式の運搬装置(タンクローリー等)からLNG貯蔵タンクへのLNGの受け入れを簡易な設備で安価に行うことができるLNGの受入設備を提供することにある。
The present invention has been devised to solve such problems of the prior art. The purpose of the present invention is to store LNG from a non-self-pressurized transport device (such as a tank lorry) in a small LNG base. An object of the present invention is to provide an LNG receiving facility capable of receiving LNG into a tank with a simple facility at low cost.
上記課題を解決するためになされた第1の発明は、LNG基地が備える貯蔵タンクに運輸装置からLNGを受け入れるための受入設備であって、前記運輸装置内のLNGを加圧するための加圧用のLNGを収容する加圧用タンクと、前記加圧用タンクの液相部と気相部とを接続する循環ラインと、前記循環ライン上に設けられ、前記加圧用タンクの液相部から導かれたLNGを加圧蒸発させる加圧蒸発器と、前記加圧用タンクの気相部から前記運輸装置に至る加圧ラインと、前記運輸装置から前記貯蔵タンクに至る移送ラインと、前記加圧用タンクと前記貯蔵タンクとを接続するタンク接続ラインとを備え、前記加圧用タンクは、前記貯蔵タンクよりも小さな容量を有し、前記運輸装置から前記貯蔵タンクへのLNGの移送に際し、前記貯蔵タンクから前記移送に必要な加圧用のLNGの供給を受ける構成とする。 A first invention made to solve the above-described problem is a receiving facility for receiving LNG from a transport device in a storage tank provided in the LNG base, and is a pressurization facility for pressurizing LNG in the transport device. A tank for pressurizing LNG, a circulation line connecting a liquid phase part and a gas phase part of the tank for pressurization, and LNG provided on the circulation line and led from the liquid phase part of the tank for pressurization A pressure evaporator for evaporating the pressure, a pressure line from the gas phase part of the pressure tank to the transport device, a transfer line from the transport device to the storage tank, the pressure tank and the storage A tank connection line connecting the tank, the pressurizing tank has a smaller capacity than the storage tank, and the storage of the LNG from the transport device to the storage tank during the storage A structure for receiving the LNG supply of pressurization required the transfer from tank.
これによると、LNGの小規模基地において、非自己加圧方式の運搬装置(タンクローリー等)から貯蔵タンクへのLNGの受け入れを、運搬装置内のLNGを加圧するためのブースタ(ポンプ、コンプレッサ等)を用いることなく簡易な設備で安価に行うことができる。 According to this, boosters (pumps, compressors, etc.) to pressurize LNG in the transporting device, accepting LNG from non-self-pressurizing transporting devices (tank lorries, etc.) to storage tanks at small LNG bases It can be carried out at low cost with simple equipment without using.
上記課題を解決するためになされた第2の発明は、前記タンク接続ラインは、前記貯蔵タンクの液相部と前記加圧用タンクの液相部とを接続する供給ラインと、前記貯蔵タンクの気相部と前記加圧用タンクの気相部とを接続する均圧ラインとを含み、前記加圧用タンクは、前記加圧用のLNGが前記貯蔵タンクのLNGとのヘッド圧の差により前記貯蔵タンクから供給されるように設けられた構成とすることができる。 According to a second aspect of the present invention, the tank connection line includes: a supply line that connects a liquid phase part of the storage tank and a liquid phase part of the pressurization tank; A pressure equalizing line connecting a phase part and a gas phase part of the pressurization tank, wherein the pressurization tank is separated from the storage tank by a difference in head pressure between the pressurization LNG and the LNG of the storage tank. It can be set as the structure provided so that it might be supplied.
これによると、ポンプ等の輸送装置を必要とせずに、LNGを貯蔵タンクから加圧用タンクに容易に供給することができる。 According to this, LNG can be easily supplied from the storage tank to the pressurizing tank without requiring a transport device such as a pump.
上記課題を解決するためになされた第3の発明は、前記均圧ラインは、前記加圧用タンク側の開口端が前記加圧用タンクにおける前記加圧用のLNGの液面上限位置に配置された構成とすることができる。 According to a third aspect of the present invention for solving the above-described problem, the pressure equalizing line has a configuration in which an opening end on the pressurizing tank side is disposed at a liquid surface upper limit position of the pressurizing LNG in the pressurizing tank. It can be.
これによると、加圧用タンク内のLNGの液面が予め設定した上限位置を越えることを防止できるので、液面の位置(即ち、加圧用のLNGの容量)を調節するための装置(例えば、液面調節器)や操作(例えば、所望の液面位置を維持するための調整弁の開閉)を必要とせずに、加圧用タンクに必要な量のLNGを供給することができる。 According to this, since the liquid level of the LNG in the pressurizing tank can be prevented from exceeding a preset upper limit position, an apparatus for adjusting the position of the liquid level (that is, the capacity of the pressurizing LNG) (for example, A required amount of LNG can be supplied to the pressurizing tank without requiring a liquid level adjuster) or an operation (for example, opening and closing of a regulating valve for maintaining a desired liquid level position).
上記課題を解決するためになされた第4の発明は、前記加圧用タンクの気相部に接続され、当該タンク内の圧力をガスの排出により調整する圧力調整ラインと、前記貯蔵タンクから前記加圧用タンクに前記加圧用のLNGが供給される際に、前記圧力調整ラインと前記均圧ラインとを連通する連通ラインとを更に備えた構成とすることができる。 A fourth invention made to solve the above-mentioned problems is a pressure adjustment line connected to the gas phase part of the pressurizing tank for adjusting the pressure in the tank by discharging gas, and the pressure from the storage tank. When the pressurizing LNG is supplied to the pressure tank, it is possible to further include a communication line that communicates the pressure adjustment line and the pressure equalization line.
これによると、加圧用タンクにLNGが供給される際に、当該タンク内のガスを、少なくとも一時的に貯蔵タンクよりも圧力の低い圧力調整ラインに排出することが可能となり、LNGの供給をより速やかに行うことができる。 According to this, when LNG is supplied to the pressurizing tank, the gas in the tank can be discharged at least temporarily to a pressure adjustment line whose pressure is lower than that of the storage tank. It can be done promptly.
上記課題を解決するためになされた第5の発明は、前記加圧蒸発器は、前記加圧用のLNGが、前記加圧用タンクのLNGとのヘッド圧の差により前記加圧タンクから供給されるように設けられる構成とすることができる。 According to a fifth aspect of the present invention made to solve the above-described problem, the pressurizing evaporator is configured such that the pressurizing LNG is supplied from the pressurizing tank by a head pressure difference from the LNG of the pressurizing tank. It can be set as the structure provided.
これによると、ポンプ等の輸送装置を必要とせずに、LNGを加圧用タンクから加圧蒸発器に容易に供給することができる。 According to this, LNG can be easily supplied from the pressurization tank to the pressurization evaporator without requiring a transport device such as a pump.
このように本発明は、LNGの小規模基地において、非自己加圧方式の運搬装置(タンクローリー等)からLNG貯蔵タンクへのLNGの受け入れを、運搬装置内のLNGを加圧するためのブースタを用いることなく簡易な設備で安価に行うことができるという優れた効果を奏するものである。 As described above, the present invention uses a booster for pressurizing LNG in a transport device for accepting LNG from a non-self-pressurized transport device (such as a tank lorry) to an LNG storage tank in a small LNG base. The present invention has an excellent effect that it can be performed at low cost with simple equipment.
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
図1は、本発明に係るLNGの受入設備を備えたサテライト基地を模式的に示す構成図である。このサテライト基地1は、LNGの1次受入基地から離れたLNGの需要地に設けられる比較的小規模な受入基地であり、LNGを貯蔵するためのLNG貯蔵タンク2と、LNG貯蔵タンク2からLNGを払出先(需要家)に払い出すための払出設備3と、LNG貯蔵タンク2にタンクローリー4からLNGを受け入れるための受入設備5とを主として備える。
FIG. 1 is a configuration diagram schematically showing a satellite base equipped with an LNG receiving facility according to the present invention. This satellite base 1 is a relatively small receiving base provided in the LNG demand area away from the LNG primary receiving base, and an
LNG貯蔵タンク2は、LNGの保冷機能を有する周知のLNG貯槽である。LNG貯蔵タンク2は、容器形式(縦置型または横置型)を問わないが、縦置型とすることで、後述するように容量が小さい加圧用タンクとの間で容易にヘッド圧の差(液面の高さの差)を生じさせることができ、加圧用タンクへのLNGの供給が容易となるという利点がある。
The
払出設備3は、LNG貯蔵タンク2の気相部G1から払出先に向かう配管からなるBOG(ボイルオフガス)ライン11と、このBOGライン11上に設けられたBOG加温器12と、LNG貯蔵タンク2の液相部L1から払出先に向かう配管からなる払出ライン13と、この払出ライン13上に設けられたLNG気化器14とを有する。この払出設備3により、LNG貯蔵タンク2で発生したBOGはBOG加温器12により昇温された後に払出先に向けて送られ、また、LNG貯蔵タンク2に貯蔵されるLNGはLNG気化器14で気化された後に払出先に向けて送られる。
The
タンクローリー4は、1次受入基地からサテライト基地1へLNGを運搬するためのタンク15を備えた周知の運輸装置である。タンクローリー4は、タンク15内のLNGを加圧するための手段(加圧蒸発器等)を搭載しておらず、後述するように、受入設備5からの加圧によりタンク15内のLNGがLNG貯蔵タンク2へ移送される。なお、LNGの運搬に用いる運輸装置としては、必ずしもタンクローリーに限定されず、同様の運搬機能を備えた他の車両や船舶等でもよい。
The tank lorry 4 is a well-known transport device including a
受入設備5は、タンクローリー4内のLNGの加圧に用いる加圧用のLNGを収容する加圧用タンク21と、この加圧用タンク21の液相部L2と気相部G2とを接続する配管からなる循環ライン22と、この循環ライン22上に設けられた加圧蒸発器23と、循環ライン22を介して加圧用タンク21の気相部G2からタンクローリー4に至る配管からなる加圧ライン24と、タンクローリー4からLNG貯蔵タンク2に至る配管からなる移送ライン25と、加圧用タンク21の液相部L2とLNG貯蔵タンク2の液相部L1とを接続する配管からなる供給ライン26と、加圧用タンク21の気相部G2とLNG貯蔵タンク2の気相部G1とを接続する配管からなる均圧ライン27と、加圧用タンク21の気相部G2から払出設備3のBOGライン11に至る配管からなる圧力調整ライン28とを有する。
The
加圧用タンク21は、例えば、二重殻真空断熱式の貯槽からなり、LNG貯蔵タンクの容量(例えば、150キロリットル)に比べて非常に小さな容量(例えば、1キロリットル)を有する。この加圧用タンク21の容量は、1台のタンクローリー4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの受け入れに必要な容量の加圧用のLNGを収容可能な大きさに設定することができ、このように加圧用タンク21を必要最小限の容量とすることで設備コストを大幅に低減することができる。また、加圧用タンク21は、図示しない架台によりLNG貯蔵タンク2の位置(例えば、頂部が地上20mの高さ)よりも低い位置(例えば、頂部が地上5mの高さ)で支持されている。これにより、後述するようなLNG貯蔵タンク2とのヘッド圧の差によるLNG貯蔵タンク2から加圧用タンク21へのLNGの供給が可能となる。
The pressurizing
循環ライン22は、加圧用タンク21の底部から加圧蒸発器23に至る上流部33と、加圧蒸発器23から加圧用タンク21の頂部に至る下流部32とからなる。加圧蒸発器23は、空温式気化器からなり、加圧用タンク21と加圧蒸発器23とのヘッド圧の差(液面の高低差)により循環ライン22の上流部33から導かれたLNGを加圧蒸発させて下流部32に送る。下流部のNG(気化ガス)は再び加圧用タンク21に戻され、このNGの循環により加圧用タンク21内が昇圧される。加圧蒸発器23は加圧用タンク21よりも低い位置に配置されており、加圧用タンク21内のLNGは、そのヘッド圧によって加圧蒸発器23に供給される。このような構成により、加圧蒸発器23は、ポンプ等の装置及びそれが消費する電力を必要とすることなく加圧用タンク21のLNGを昇圧する機構となっている。加圧用タンク21内の圧力は圧力調整器PCによって監視される。
The
また、循環ライン22の下流部32には加圧ライン24が接続されており、この加圧ライン24はタンクローリー4のタンク15の上部に設けられた加圧用接続口に至る。なお、加圧ライン24は、少なくとも昇圧された加圧用タンク21のNGをタンクローリー4に導ければよく、例えば、循環ライン22(下流部32)を介さずに、加圧用タンク21の気相部G2とタンク15の加圧用接続口とを直接接続するように配置してもよい。
A
移送ライン25は、タンクローリー4のタンク15の下部に設けられた移送用接続口からLNG貯蔵タンク2の気相部G1及び液相部L1に至る。
The
供給ライン26は、LNG貯蔵タンク2内のLNGと加圧用タンク21内のLNGとのヘッド圧の差(液面の高低差)により、LNG貯蔵タンク2のLNGを加圧用タンク21に供給するためのものである。このLNGの供給時には、均圧ライン27によりLNG貯蔵タンク2及び加圧用タンク21内の圧力が均一に維持される。
The
次に、上記サテライト基地1において、LNG貯蔵タンク2にタンクローリー4からLNGを受け入れる方法の詳細について説明する。LNGの受け入れの際には、LNG貯蔵タンク2からのLNG供給による加圧用タンク21の充填(準備モード)と、加圧蒸発器23による加圧用タンク21の昇圧(昇圧モード)と、タンクローリー4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの移送(移送モード)と、移送完了後のタンクローリー4等の圧力の開放(終了モード)との4つの動作モードが順次実行される。
Next, details of a method for receiving LNG from the tank truck 4 in the
図2は、図1に示したLNGの受入設備で実行される準備モードの説明図である。準備モードを実行する場合、供給ライン26上の開閉弁41及び均圧ライン27上の開閉弁42,43を開とし、循環ライン22上の開閉弁44,45及びBOGライン11上の調整弁46を閉とした状態で、供給ライン26上の開閉弁47及び均圧ライン27上の開閉弁48を開放する。これら各弁の操作は、図示しない制御装置からの指示に基づく電動または流体圧作動により、或いは、オペレータの手動により実行される(以下、他の動作モードの場合も同様)。これにより、LNG貯蔵タンク2内のLNGがヘッド圧の差により供給ライン26を介して加圧用タンク21に流れ込み、後述する移送モードの実行に必要な加圧用のLNGとして充填される(図2中、矢印付き太実線を参照)。このとき、液面計LGによって表示される加圧用タンク21内のLNGの液面レベルは、下限位置Lから上限位置Hまで上昇する。また、加圧用タンク21内の圧力は、タンク21内のガスが均圧ライン27によってLNG貯蔵タンク2に流入することで、LNG貯蔵タンク2と同程度(例えば、0.3MPa)に維持される(図2中、矢印付き太破線を参照)。
FIG. 2 is an explanatory diagram of a preparation mode executed in the LNG receiving facility shown in FIG. When the preparation mode is executed, the on-off
ここで、均圧ライン27における加圧用タンク21側の配管は、タンク頂部からタンク内に挿入されて下方に延び、その開口端がタンク21内のLNGの上限位置Hと一致するように配置されている。このような構成により、加圧用タンク21の上限位置Hまで達したLNGは均圧ライン27を介して再びLNG貯蔵タンク2側に戻されることとなり、液面が上限位置を越えることを容易に防止することができる。即ち、液面の位置(即ち、加圧用のLNGの容量)を調節するための装置(例えば、液面調節器)や操作(例えば、所望の液面位置を維持するための調整弁の開閉)を必要とせずに、加圧用タンク21に必要な量のLNGを充填することができる。
Here, the pipe on the pressurizing
また、均圧ライン27と圧力調整ライン28との間には連通ライン52が設けられており、弁49の開放によりそれらを連通することが可能となっている。上述の準備モードを実行する場合には、少なくとも一時的に弁49を開放することで、加圧用タンク21内のガスを均圧ライン27から連通ライン52を介して、LNG貯蔵タンク2よりも低い圧力(例えば、0.1MPa)となっている圧力調整ライン28に導くことが可能である(図2中、矢印付き太二点鎖線を参照)。このように、加圧用タンク21内のガスを圧力調整ライン28に導くことで、上述のようなタンク21内のガスをLNG貯蔵タンク2に流入させる場合に比べて、LNG貯蔵タンク2から加圧用タンク21へのLNGの供給をより速やかに行うことができる。なお、圧力調整ライン28に導かれた加圧用タンク21内のガスは、BOG加温器12により昇温された後に払出先に向けて送られる。
Further, a
図3は、図1に示したLNGの受入設備で実行される昇圧モードの説明図である。上記準備モードにより加圧用タンク21へのLNGの充填が完了すると、続いて昇圧モードが実行される。昇圧モードを実行する場合、供給ライン26上の開閉弁47及び均圧ライン27上の開閉弁48を閉とした状態で、循環ライン22上の開閉弁44,45を開放する。これにより、加圧用タンク21のLNGがそのヘッド圧により循環ライン22の上流部33を介して加圧蒸発器23に供給され、発生した気化ガスが下流部32を介して再び加圧用タンク21に戻されて循環される(図3中、矢印付き太実線を参照)。このとき、加圧用タンク21内の圧力は、LNG貯蔵タンク2と同様(例えば、0.3MPa)の圧力から後の移送モードの実行に必要な設定圧力(例えば、0.6MPa)まで昇圧される。加圧用タンク21内の圧力が設定圧力に達した後は、圧力調整器PCで圧力調整ライン28上の圧力調整弁51を制御することにより圧力が適切に維持される。このような昇圧操作は、次の移送モードに移行しても継続して実行される。
FIG. 3 is an explanatory diagram of a boosting mode executed in the LNG receiving facility shown in FIG. When the filling of the LNG into the pressurizing
また、この昇圧モードを実行する場合には、タンクローリー4のタンク15の気相部から移送ライン25に至るバイパスライン52を設けて移送ライン25上の開閉弁53を閉止し、加圧ライン24上の開閉弁54及び移送ライン25上の開閉弁55を開放することで、循環ライン22からタンクローリー4を介してLNG貯蔵タンク2までのラインを連通させることができる。これにより、昇圧モードにおいて、循環ライン22の低温ガスを加圧ライン24及び移送ライン25に流して配管のクールダウンを行うことができる。なお、弁54,55は自動弁または手動弁のいずれでもよい。
When this pressure increase mode is executed, a
図4は、図1に示したLNGの受入設備で実行される移送モードの説明図である。上記昇圧モードにより加圧用タンク21の昇圧と移送ライン25のクールダウンが完了すると、続いて移送モードが実行される。移送モードを実行する場合、移送ライン25上の開閉弁43,50,53,55及び加圧ライン24上の開閉弁56を開とした状態で、加圧ライン24上の開閉弁54を開放する。これにより、昇圧された加圧用タンク21のNG(例えば、0.6MPaの圧力の気化ガス)が加圧ライン24を介してタンク15に流入し(図4中、矢印付き太実線を参照)、タンク15内の気相部を加圧して移送ライン25に送り出す(図4中、矢印付き太破線を参照)。この加圧用タンク21のNGによる加圧は、タンク15内の全てのLNGが移送ライン25を介してLNG貯蔵タンク2に移送されるまで継続される。このとき、タンクローリ4のタンク15内のLNGの液量が少量となった場合には、加圧ライン24上の弁45及び弁56を閉じて加圧を停止し、タンク15内の残圧によって残りのLNGをLNG貯蔵タンク2へ移送することができる。LNGの移送が完了した後は、タンクローリ4のタンク15とLNG貯蔵タンク2の気相部を均圧させることでタンク15内の圧力を適切な値まで下げることができる。
FIG. 4 is an explanatory diagram of a transfer mode executed in the LNG receiving facility shown in FIG. When the pressurization mode completes the pressurization of the pressurizing
なお、タンクローリ4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの移送は、弁43側または弁50側のいずれか一方のライン、または、双方のラインを通して行うことができる。このとき、弁50の開度を調整することでLNG貯蔵タンク2内の圧力を調整することが可能である。この場合、弁50の開度の調節により、弁43側のLNG流量を増大させることでLNG貯蔵タンク2内の圧力を低下させることができ、一方、弁50側のLNG流量を増大させることでLNG貯蔵タンク2内の圧力を上昇させることができる。
In addition, the transfer of LNG from the tank truck 4 to the
図5は、図1に示したLNGの受入設備で実行される終了モードの説明図である。上記移送モードによりタンクローリー4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの移送が完了すると、続いて終了モードが実行される。このとき、加圧用タンク21は略空の状態であり、LNGの液面は下限位置Lにある。終了モードを実行する場合、循環ライン22上の開閉弁44及び移送ライン25上の開閉弁55を閉とした状態で、圧力調整弁51を開放する。これにより、タンクローリー4のタンク15は、加圧ライン24、循環ライン22の下流部32、加圧用タンク21、圧力調整ライン28、及びBOGライン11と連通される。これにより、それらのラインを通してタンク15内の残留ガスを逃がし(図5中、矢印付き太実線を参照)、タンクローリー4のタンク15内の圧力を適切な値(例えば、0.3MPa)まで低下させることができる。なお、図5に示した残留ガスの逃がし経路の代わりに、加圧ライン24からBOG加温器12の上流側に至る新たなルートを設けてもよい。
FIG. 5 is an explanatory diagram of an end mode executed in the LNG receiving facility shown in FIG. When the transfer of LNG from the tank truck 4 to the
このように各動作モードを順次実行することで、タンクローリー4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの受け入れを実行することができる。なお、上記準備モードは、通常は、タンクローリー4からLNG貯蔵タンク2へのLNGの受け入れが必要となった場合に実行することができるが、場合によっては、準備モードを終了モードの直後に実行して加圧用タンク21を充填しておくこともできる。これにより、使用する配管等のクールダウンを再度行う必要もなくなり、また、LNG貯蔵タンク2内のLNGが全て払い出された場合でも次のタンクローリー4からLNGを受け入れることができるという利点がある。
By sequentially executing each operation mode in this manner, LNG can be received from the tank truck 4 to the
1 サテライト基地
2 LNG貯蔵タンク
3 払出設備
4 タンクローリー
5 受入設備
21 加圧用タンク
22 循環ライン
23 加圧蒸発器
24 加圧ライン
25 移送ライン
26 供給ライン
27 均圧ライン
G1,G2 気相部
L1,L2 液相部
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1
Claims (3)
前記運輸装置内の液化天然ガスを加圧するための加圧用の液化天然ガスを収容する加圧用タンクと、
前記加圧用タンクの液相部と気相部とを接続する循環ラインと、
前記循環ライン上に設けられ、前記加圧用タンクの液相部から導かれた液化天然ガスを加圧蒸発させる加圧蒸発器と、
前記加圧用タンクの気相部から前記運輸装置に至る加圧ラインと、
前記運輸装置から前記貯蔵タンクに至る移送ラインと、
前記貯蔵タンクの液相部と前記加圧用タンクの液相部とを接続する供給ラインと、
前記貯蔵タンクの気相部と前記加圧用タンクの気相部とを接続する均圧ラインと、
前記加圧用タンクの気相部に接続され、当該タンク内の圧力をガスの排出により調整する圧力調整ラインと、
前記貯蔵タンクから前記加圧用タンクに前記加圧用の液化天然ガスが供給される際に、前記圧力調整ラインと前記均圧ラインとを連通する連通ラインと
を備え、
前記加圧用タンクは、前記貯蔵タンクよりも小さな容量を有し、前記運輸装置から前記貯蔵タンクへの液化天然ガスの移送に際し、前記貯蔵タンクから前記移送に必要な加圧用の液化天然ガスの供給を受けることを特徴とする液化天然ガスの受入設備。 A receiving facility for receiving liquefied natural gas from a transportation device in a storage tank provided in the liquefied natural gas base,
A pressurizing tank for storing liquefied natural gas for pressurization for pressurizing the liquefied natural gas in the transport device;
A circulation line connecting the liquid phase part and the gas phase part of the pressurizing tank;
A pressure evaporator provided on the circulation line and configured to pressurize and evaporate liquefied natural gas introduced from a liquid phase part of the pressurizing tank;
A pressurization line from the gas phase part of the pressurization tank to the transport device;
A transfer line from the transport device to the storage tank;
A supply line connecting the liquid phase part of the storage tank and the liquid phase part of the pressurizing tank;
A pressure equalization line connecting the gas phase portion of the storage tank and the gas phase portion of the pressurizing tank;
A pressure adjusting line connected to the gas phase part of the pressurizing tank and adjusting the pressure in the tank by discharging gas;
A communication line that communicates the pressure adjustment line and the pressure equalization line when the pressurized liquefied natural gas is supplied from the storage tank to the pressurization tank ;
The pressurization tank has a smaller capacity than the storage tank, and supply of liquefied natural gas for pressurization necessary for the transfer from the storage tank when the liquefied natural gas is transferred from the transport device to the storage tank. Receiving facility for liquefied natural gas,
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