JP6922769B2

JP6922769B2 - BOG suppression method and equipment for cryogenic gas storage tank

Info

Publication number: JP6922769B2
Application number: JP2018019969A
Authority: JP
Inventors: 林　謙年; 謙年林
Original assignee: JFE Engineering Corp
Current assignee: JFE Engineering Corp
Priority date: 2018-02-07
Filing date: 2018-02-07
Publication date: 2021-08-18
Anticipated expiration: 2038-02-07
Also published as: JP2019138329A

Description

本発明は、ＬＮＧ（液化天然ガス）、ＬＰＧ（液化石油ガス）、液化窒素等の低温液化ガスを貯留する低温液化ガス貯留タンクにおける蒸発ガス(以下、「ＢＯＧ(Boil Off Gas)」という)の発生を抑制する低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法及び装置に関する。 The present invention relates to an evaporative gas (hereinafter referred to as "BOG (Boil Off Gas)") in a low-temperature liquefied gas storage tank that stores low-temperature liquefied gas such as LNG (liquefied natural gas), LPG (liquefied petroleum gas), and liquefied nitrogen. The present invention relates to a BOG suppression method and an apparatus for a low-temperature liquefied gas storage tank that suppresses generation.

ＬＮＧのような低温液化ガスをタンクに貯蔵する場合、周囲からの入熱によりタンク内のＬＮＧは常時加熱されている。ＬＮＧタンク内圧は、内部に貯蔵されているＬＮＧの液面温度の飽和圧力相当となる。そのため、入熱によりＬＮＧ液面温度が上昇すると、ＬＮＧタンク内圧も上昇する。 When a low-temperature liquefied gas such as LNG is stored in a tank, the LNG in the tank is constantly heated by heat input from the surroundings. The internal pressure of the LNG tank corresponds to the saturation pressure of the liquid level temperature of the LNG stored inside. Therefore, when the LNG liquid level temperature rises due to heat input, the internal pressure of the LNG tank also rises.

ＬＮＧタンク内圧を設計圧力以下に調整するには、ＬＮＧが蒸発して発生するＢＯＧをＬＮＧタンク外へ排出する必要がある。
ＢＯＧは可燃性ガスであるため、保安、経済性及び環境に与える影響の観点から大気中への放散は極力避けることが望ましい。
一般的にＢＯＧを処理する方法として、(1)ＢＯＧ圧縮機を用いて昇圧して送出ガスへ混合する方法と、(2)ＢＯＧを再液化して処理する方法とが採用されてきた。
(1)の方法は圧縮機動力が大きいため、(2)の再液化する方法が省エネルギーの面で望ましい。 In order to adjust the internal pressure of the LNG tank to the design pressure or less, it is necessary to discharge the BOG generated by the evaporation of LNG to the outside of the LNG tank.
Since BOG is a flammable gas, it is desirable to avoid its emission into the atmosphere as much as possible from the viewpoint of safety, economy and environmental impact.
Generally, as a method for processing BOG, (1) a method of boosting the pressure using a BOG compressor and mixing it with a sending gas, and (2) a method of reliquefying BOG and processing it have been adopted.
Since the method (1) has a large compressor power, the method (2) for reliquefaction is desirable in terms of energy saving.

しかし、ＢＯＧを再液化するためには冷却する必要があり、その冷熱源としてＬＮＧタンクから払出すＬＮＧの保有冷熱が用いられる。ただし、払出しＬＮＧ量の少ない場合（夜間など）はＢＯＧ再液化に必要な冷熱が不足する。ＢＯＧは払出しＬＮＧ量とは関係なく常時発生するため、夜間のように払出しＬＮＧ量が少ない場合は、消費動力の大きい(1)の方法、すなわちＢＯＧ圧縮機を用いて発生ＢＯＧを優先的に送出している。
そこで、払出し量の多い昼間の冷熱を蓄冷しておき、蓄冷した冷熱を夜間に使用してＢＯＧを再液化する技術が、例えば特許文献１、２に開示されている。 However, in order to reliquefy the BOG, it is necessary to cool it, and the cold heat possessed by the LNG discharged from the LNG tank is used as the cooling heat source. However, when the amount of LNG paid out is small (at night, etc.), the cold heat required for BOG reliquefaction is insufficient. Since BOG is always generated regardless of the amount of LNG to be paid out, when the amount of LNG to be paid out is small such as at night, the generated BOG is preferentially sent out by the method (1) having a large consumption power, that is, using a BOG compressor. doing.
Therefore, for example, Patent Documents 1 and 2 disclose a technique for storing cold heat in the daytime, which has a large amount of discharge, and using the stored cold heat at night to reliquefy the BOG.

特許文献１においては、払出ＬＮＧが多い時間帯の余剰冷熱を用いて空気を液化し、払出ＬＮＧが少ない時間帯にその液化空気の冷熱をＢＯＧ再液化に利用している。
また、特許文献２においては、-100℃以下で固液相変化する媒体と、-50〜-100℃で固液相変化する媒体を組み合わせて蓄冷している。 In Patent Document 1, air is liquefied by using excess cold heat during a time period when the payout LNG is large, and the cold heat of the liquefied air is used for BOG reliquefaction during a time period when the payout LNG is low.
Further, in Patent Document 2, a medium having a solid-liquid phase change at -100 ° C. or lower and a medium having a solid-liquid phase change at -50 to -100 ° C. are combined to store cold.

特開平１０−１９１９９号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 10-19199 特開平１１−１１８０９９号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 11-11809

しかしながら、特許文献１、２に開示された方法は、いずれもすでに発生したＢＯＧを再液化するものである。また、払出しＬＮＧ量の少ない場合にもＢＯＧを再液化するためには、払出しＬＮＧの冷熱を蓄冷する蓄熱媒体が必要となり、その蓄熱媒体を貯蔵する容器が必要となる。そして、大量の冷熱を蓄熱するためには、蓄熱媒体の貯蔵容器の容積も大きなものが必要となるという問題がある。
上記の説明は、低温液化ガスとしてＬＮＧを例に挙げて説明したが、同様の課題は、ＬＰＧ（液化石油ガス）、液化窒素等の他の低温液化ガスやこれを貯留する低温液化ガス貯留タンクについても存在する。 However, all of the methods disclosed in Patent Documents 1 and 2 reliquefy the BOG that has already been generated. Further, in order to reliquefy the BOG even when the amount of discharged LNG is small, a heat storage medium for storing the cold heat of the discharged LNG is required, and a container for storing the heat storage medium is required. Further, in order to store a large amount of cold heat, there is a problem that a large volume of the storage container of the heat storage medium is required.
The above explanation has been given by taking LNG as a low-temperature liquefied gas as an example, but the same problem is a similar problem with other low-temperature liquefied gas such as LPG (liquefied petroleum gas) and liquefied nitrogen, and a low-temperature liquefied gas storage tank for storing the other low-temperature liquefied gas. Also exists.

本発明は、かかる課題を解決するためになされたものであり、蓄熱媒体を別途保有する必要がなく、それ故に蓄熱媒体を格納する巨大な容器を必要とせずに低温液化ガス貯留タンクにおけるＢＯＧの発生自体を抑制できる低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法及び装置に関する。 The present invention has been made to solve such a problem, and therefore, it is not necessary to separately hold a heat storage medium, and therefore, a BOG in a low temperature liquefied gas storage tank without a need for a huge container for storing the heat storage medium. The present invention relates to a BOG suppression method and an apparatus for a low-temperature liquefied gas storage tank capable of suppressing the generation itself.

（１）本発明に係る低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法は、低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯留タンク内でのＢＯＧの発生を抑制する低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法であって、
前記低温液化ガス貯留タンク内の低温液化ガスを抜き出して、該抜き出した低温液化ガスを冷却して過冷却低温液化ガスにして前記低温液化ガス貯留タンクの底部に戻すことで過冷却低温液化ガスを前記低温液化ガス貯留タンクの底部に温度成層化して貯留し、
前記低温液化ガス貯留タンク内の底部に貯留されている過冷却低温液化ガスを液面近傍に適宜供給して前記低温液化ガス貯留タンク内の液面の温度を低下させることでＢＯＧの発生を抑制することを特徴とするものである。 (1) The method for suppressing BOG of a low-temperature liquefied gas storage tank according to the present invention is a method for suppressing BOG of a low-temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low-temperature liquefied gas storage tank that stores low-temperature liquefied gas. ,
The cryogenic liquefied gas in the cryogenic gas storage tank is extracted, and the extracted cryogenic liquefied gas is cooled to form a supercooled cryogenic liquefied gas and returned to the bottom of the cryogenic liquefied gas storage tank to produce supercooled cryogenic gas. Temperature stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
The generation of BOG is suppressed by appropriately supplying the supercooled low-temperature liquefied gas stored in the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank to the vicinity of the liquid level to lower the temperature of the liquid level in the low-temperature liquefied gas storage tank. It is characterized by doing.

（２）本発明に係る低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制装置は、低温液化ガスを貯蔵する低温液化ガス貯留タンク内でのＢＯＧの発生を抑制する低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制装置であって、
前記低温液化ガス貯留タンク内の低温液化ガスを抜き出して該抜き出した低温液化ガスを冷却装置で冷却して過冷却低温液化ガスを生成し、前記低温液化ガス貯留タンクの底部に戻すことで過冷却低温液化ガスを前記低温液化ガス貯留タンクの底部に温度成層化して貯留する低温液化ガス貯留タンク内温度成層化手段と、
前記低温液化ガス貯留タンク内の底部に貯留されている過冷却低温液化ガスを前記低温液化ガス貯留タンク内に貯蔵されている低温液化ガスの液面近傍に供給する過冷却低温液化ガス供給手段とを備えたことを特徴とするものである。 (2) The BOG suppression device for a low-temperature liquefied gas storage tank according to the present invention is a BOG suppression device for a low-temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low-temperature liquefied gas storage tank that stores low-temperature liquefied gas. ,
The low temperature liquefied gas in the low temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low temperature liquefied gas is cooled by a cooling device to generate supercooled low temperature liquefied gas, which is returned to the bottom of the low temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank and the temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank in which the cryogenic gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
A supercooled low-temperature liquefied gas supply means for supplying the supercooled low-temperature liquefied gas stored at the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank to the vicinity of the liquid level of the low-temperature liquefied gas stored in the low-temperature liquefied gas storage tank. It is characterized by being equipped with.

（３）また、上記（２）に記載のものにおいて、前記低温液化ガス貯留タンクの底部に前記過冷却低温液化ガスを貯留する領域を仕切るための間仕切り板を設けたことを特徴とするものである。 (3) Further, in the above-mentioned (2), a partition plate for partitioning a region for storing the supercooled low-temperature liquefied gas is provided at the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank. be.

（４）また、上記（２）又は（３）に記載のものにおいて、前記冷却装置は、低温液化ガス貯留タンクから払い出される低温液化ガスの冷熱を利用して前記抜き出した低温液化ガスを冷却する冷凍機であることを特徴とするものである。 (4) Further, in the above (2) or (3), the cooling device cools the extracted low-temperature liquefied gas by utilizing the cold heat of the low-temperature liquefied gas discharged from the low-temperature liquefied gas storage tank. It is characterized by being a refrigerator.

（５）また、上記（２）又は（３）に記載のものにおいて、前記冷却装置は、蒸発器と該蒸発器内の蒸発ガスを抜き出して圧縮するコンプレッサを備えてなることを特徴とするものである。 (5) Further, in the one described in (2) or (3) above, the cooling device is characterized by including an evaporator and a compressor for extracting and compressing the vaporized gas in the evaporator. Is.

（６）また、上記（５）に記載のものにおいて、前記コンプレッサは、既設のＢＯＧ抜出しラインに設けられているＢＯＧ圧縮機であることを特徴とするものである。 (6) Further, in the one described in (5) above, the compressor is a BOG compressor provided in an existing BOG extraction line.

本発明においては、低温液化ガス貯留タンク内の低温液化ガスを抜き出して、該抜き出した低温液化ガスを冷却して過冷却低温液化ガスにして前記低温液化ガス貯留タンクの底部に戻すことで過冷却低温液化ガスを前記低温液化ガス貯留タンクの底部に温度成層化して貯留し、前記低温液化ガス貯留タンク内の底部に貯留されている過冷却低温液化ガスを液面近傍に適宜供給して前記低温液化ガス貯留タンク内の液面の温度を低下させるようにしたので、ＢＯＧの発生自体を抑制できる上に、低温液化ガス貯留タンク内に大量にある低温液化ガスそのもので冷熱を蓄熱でき、蓄熱媒体を別途保有する必要がなく、蓄熱媒体を格納する巨大な容器も必要としない。 In the present invention, the low-temperature liquefied gas in the low-temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low-temperature liquefied gas is cooled to be supercooled low-temperature liquefied gas and returned to the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The cryogenic liquefied gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank, and the supercooled low-temperature liquefied gas stored at the bottom of the low-temperature liquefied gas storage tank is appropriately supplied to the vicinity of the liquid surface to supply the low temperature. Since the temperature of the liquid level in the liquefied gas storage tank is lowered, the generation of BOG itself can be suppressed, and cold heat can be stored by the large amount of low temperature liquefied gas itself in the low temperature liquefied gas storage tank, which is a heat storage medium. There is no need to hold a separate heat storage medium, and there is no need for a huge container to store the heat storage medium.

実施の形態１に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の説明図である。It is explanatory drawing of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 1. FIG. 実施の形態１に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の他の態様の説明図である。It is explanatory drawing of another aspect of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 1. FIG. 実施の形態２に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の説明図である。It is explanatory drawing of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 2. FIG. 実施の形態２に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の他の態様の説明図である。It is explanatory drawing of another aspect of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 2. FIG. 実施の形態３に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の説明図である。It is explanatory drawing of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 3. FIG. 実施の形態３に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置の他の態様の説明図である。It is explanatory drawing of another aspect of the BOG suppression apparatus of the LNG tank which concerns on Embodiment 3. FIG.

本発明に係る低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法及び装置について、低温液化ガスとしてＬＮＧを、低温液化ガス貯留タンクとしてＬＮＧタンクを、それぞれ例に挙げて説明する。
［実施の形態１］
本実施の形態に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置１は、図１に示すように、ＬＮＧタンク３内のＬＮＧ５を抜き出して過冷却してＬＮＧタンク３の底部に戻すことで過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に温度成層化するＬＮＧタンク内温度成層化手段９と、ＬＮＧタンク３内の底部に貯留されている過冷却ＬＮＧ７を液面近傍に供給する過冷却ＬＮＧ供給手段１１とを備えている。
なお、本明細書において過冷却ＬＮＧ７を供給する場所としての液面近傍は、液面上及び液面下のいずれも含む。
以下、各構成を詳細に説明する。 The BOG suppression method and apparatus of the low-temperature liquefied gas storage tank according to the present invention will be described by taking LNG as the low-temperature liquefied gas and the LNG tank as the low-temperature liquefied gas storage tank as examples.
[Embodiment 1]
As shown in FIG. 1, the BOG suppression device 1 of the LNG tank according to the present embodiment pulls out the LNG 5 in the LNG tank 3, supercools it, and returns the supercooled LNG 7 to the bottom of the LNG tank 3 to bring the supercooled LNG 7 into the LNG tank. The LNG tank internal temperature stratification means 9 for temperature stratification at the bottom of the LNG tank 3 and the supercooled LNG supply means 11 for supplying the supercooled LNG 7 stored at the bottom of the LNG tank 3 to the vicinity of the liquid surface are provided. ..
In the present specification, the vicinity of the liquid level as a place to supply the supercooled LNG 7 includes both above and below the liquid level.
Hereinafter, each configuration will be described in detail.

＜ＬＮＧタンク内温度成層化手段＞
ＬＮＧタンク内温度成層化手段９は、ＬＮＧタンク３から抜き出したＬＮＧ５を後述の冷凍機１５に供給するＬＮＧ供給管１３と、ＬＮＧ供給管１３から供給されるＬＮＧ５を冷却して過冷却ＬＮＧ７を生成する冷却装置としての冷凍機１５と、冷凍機１５で過冷却された過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に戻す過冷却ＬＮＧ戻し管１７とを備えている。 <Temperature stratification means in LNG tank>
The temperature stratification means 9 in the LNG tank cools the LNG supply pipe 13 that supplies the LNG 5 extracted from the LNG tank 3 to the refrigerator 15 described later and the LNG 5 supplied from the LNG supply pipe 13 to generate an overcooled LNG 7. It is provided with a refrigerator 15 as a cooling device and a supercooled LNG return pipe 17 for returning the supercooled LNG 7 supercooled by the refrigerator 15 to the bottom of the LNG tank 3.

《ＬＮＧ供給管》
ＬＮＧ供給管１３は、ＬＮＧ送出管１９から分岐して設けられ、ＬＮＧ送出ポンプ２１によってＬＮＧ送出管１９に送出されるＬＮＧ５の一部を冷凍機１５に供給する。
《冷凍機》
冷凍機１５は、ＬＮＧ供給管１３によって供給されるＬＮＧ５を窒素ガス等の作動媒体で冷却するためのものであり、ＬＮＧ送出管１９を流れるＬＮＧ５の冷熱を利用するのが望ましい。これは、ＬＮＧを過冷却するための低温を発生させる際に、常温（例えば空気や海水の温度）との間で冷凍機を作動させるよりも、ＬＮＧ５の温度との間で作動させた方が消費エネルギーが小さくてすむからである。図１は、ＬＮＧ５の冷熱を利用する場合を示したものであり、ＬＮＧ供給管１３によって供給されるＬＮＧ５を窒素ガス等の作動媒体で冷却する第１熱交換器２３と、窒素ガス等の作動媒体を、ＬＮＧ送出管１９を流れるＬＮＧ５の冷熱によって凝縮するための第２熱交換器２５を備えている。 << LNG supply pipe >>
The LNG supply pipe 13 is provided as a branch from the LNG delivery pipe 19, and supplies a part of the LNG 5 delivered to the LNG delivery pipe 19 by the LNG delivery pump 21 to the refrigerator 15.
"refrigerator"
The refrigerator 15 is for cooling the LNG 5 supplied by the LNG supply pipe 13 with an operating medium such as nitrogen gas, and it is desirable to utilize the cold heat of the LNG 5 flowing through the LNG delivery pipe 19. This is because when generating a low temperature for supercooling LNG, it is better to operate the refrigerator at the temperature of LNG 5 than to operate the refrigerator at room temperature (for example, the temperature of air or seawater). This is because the energy consumption is small. FIG. 1 shows a case where the cold heat of LNG 5 is used. The first heat exchanger 23 that cools the LNG 5 supplied by the LNG supply pipe 13 with an operating medium such as nitrogen gas, and the operation of nitrogen gas or the like. A second heat exchanger 25 for condensing the medium by the cooling heat of the LNG 5 flowing through the LNG delivery tube 19 is provided.

《過冷却ＬＮＧ戻し管》
過冷却ＬＮＧ戻し管１７は、冷凍機１５で過冷却された過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に戻すものである。
過冷却ＬＮＧ戻し管１７の下端部は、ＬＮＧタンク３の底部近くまで延出しており、戻される過冷却ＬＮＧ７はＬＮＧタンク３の底部に温度成層化して貯留される。 << Supercooled LNG return pipe >>
The supercooled LNG return pipe 17 returns the supercooled LNG 7 supercooled by the refrigerator 15 to the bottom of the LNG tank 3.
The lower end of the supercooled LNG return pipe 17 extends close to the bottom of the LNG tank 3, and the returned supercooled LNG 7 is temperature-stratified and stored in the bottom of the LNG tank 3.

なお、ＬＮＧタンク３の底部において、過冷却ＬＮＧ７が貯留される領域と、ＬＮＧ送出ポンプ２１によって送出されるＬＮＧ５が貯留される領域とを区画するために、図１に示すように、ＬＮＧタンク３の底部に間仕切り板２７を設けるのが好ましい。
間仕切り板２７は、ＬＮＧタンク３の底面に設置され、その高さはＬＮＧタンク運用上のＬＮＧ最低液位以下とする。これは、ＬＮＧ５が払い出されたときに、間仕切り板２７で仕切られた領域の内外で液位差が生じないようにするためである。 As shown in FIG. 1, the LNG tank 3 is located at the bottom of the LNG tank 3 in order to partition the region where the supercooled LNG 7 is stored and the region where the LNG 5 delivered by the LNG delivery pump 21 is stored. It is preferable to provide a partition plate 27 at the bottom of the terminal.
The partition plate 27 is installed on the bottom surface of the LNG tank 3, and its height is set to be equal to or lower than the minimum LNG liquid level in the operation of the LNG tank. This is to prevent a liquid level difference from occurring inside and outside the region partitioned by the partition plate 27 when the LNG 5 is discharged.

＜過冷却ＬＮＧ供給手段＞
過冷却ＬＮＧ供給手段１１は、ＬＮＧタンク３内の底部に貯留されている過冷却ＬＮＧ７を、同じくＬＮＧタンク３内に貯留されているＬＮＧ５の液面近傍に供給するものであり、過冷却ＬＮＧ７を汲み上げる汲み上げポンプ２９と、汲み上げポンプ２９によって汲み上げられる過冷却ＬＮＧ７を液面近傍に供給する供給管３１と、供給管３１に設けられて供給管３１を流れる液量を調整する流量制御弁３３とを備えている。
汲み上げポンプ２９は、ＬＮＧタンク３の底部における過冷却ＬＮＧ７を汲み上げることができれば、その形態は特に限定されない。また、流量制御弁３３を設置する代わりに、汲み上げポンプ２９の回転数を制御することによって、供給管３１を流れる液量を調整してもよい。 <Supercooled LNG supply means>
The supercooled LNG supply means 11 supplies the supercooled LNG 7 stored in the bottom of the LNG tank 3 to the vicinity of the liquid level of the LNG 5 also stored in the LNG tank 3, and supplies the supercooled LNG 7 to the vicinity of the liquid level of the LNG 5. A pump 29 for pumping, a supply pipe 31 for supplying the supercooled LNG 7 pumped by the pump 29 to the vicinity of the liquid surface, and a flow control valve 33 provided in the supply pipe 31 for adjusting the amount of liquid flowing through the supply pipe 31. I have.
The form of the pump 29 is not particularly limited as long as it can pump the supercooled LNG 7 at the bottom of the LNG tank 3. Further, instead of installing the flow rate control valve 33, the amount of liquid flowing through the supply pipe 31 may be adjusted by controlling the rotation speed of the pump 29.

以上のように構成された本実施の形態の動作を説明する。
払出しＬＮＧ量が多い昼間等は、ＬＮＧ５はＬＮＧ送出管１９を介してＬＮＧタンク３から送出されると共に、冷凍機１５を運転する。
送出されるＬＮＧ５は、過冷却ＬＮＧ７ではなく、過冷却ＬＮＧ７が貯留される領域の外側の領域に貯留されているＬＮＧ５である。
そして、ＬＮＧ送出管１９から送出されるＬＮＧ５の一部がＬＮＧ供給管１３を介して第１熱交換器２３に供給される。 The operation of the present embodiment configured as described above will be described.
During the daytime when the amount of LNG to be discharged is large, the LNG 5 is delivered from the LNG tank 3 via the LNG delivery pipe 19 and the refrigerator 15 is operated.
The LNG5 delivered is not the supercooled LNG7, but the LNG5 stored in the region outside the region where the supercooled LNG7 is stored.
Then, a part of the LNG 5 delivered from the LNG delivery pipe 19 is supplied to the first heat exchanger 23 via the LNG supply pipe 13.

第１熱交換器２３に供給されたＬＮＧ５は、冷却されて過冷却ＬＮＧ７となって、過冷却ＬＮＧ戻し管１７を通じてＬＮＧタンク３の底部に戻される。
ＬＮＧは冷却されるほど密度が大きくなるので、過冷却ＬＮＧ７は過冷却されていないＬＮＧ５より密度が大きい。そのため、戻された過冷却ＬＮＧ７はＬＮＧタンク３の底部に温度成層化して貯留される。すなわち、過冷却ＬＮＧ７はＬＮＧタンク３の底部近くに下層として、過冷却されていないＬＮＧ５は過冷却ＬＮＧ７層の上方に上層として貯留される。 The LNG 5 supplied to the first heat exchanger 23 is cooled to become a supercooled LNG 7, and is returned to the bottom of the LNG tank 3 through the supercooled LNG return pipe 17.
Since LNG has a higher density as it is cooled, the supercooled LNG 7 has a higher density than the uncooled LNG 5. Therefore, the returned supercooled LNG 7 is temperature-stratified and stored at the bottom of the LNG tank 3. That is, the supercooled LNG 7 is stored as a lower layer near the bottom of the LNG tank 3, and the uncooled LNG 5 is stored as an upper layer above the supercooled LNG 7 layer.

ＬＮＧタンク内圧は貯留されているＬＮＧ液面温度で決まり、ＬＮＧ液面温度の飽和圧力相当になる。本発明では、過冷却ＬＮＧ７はＬＮＧタンク３の底部に貯留され、ＬＮＧタンク内の液面近くには過冷却されていないＬＮＧ５が存在するので、タンク内圧は、従来運用時の圧力（設計圧力）と同等となる。
仮に過冷却ＬＮＧ７を液面近くに戻すと、ＬＮＧタンク内圧がその表面温度の飽和圧力相当まで低下することになり、ＬＮＧタンク３の設計下限圧以下（例えば負圧）になってしまいＬＮＧタンク３が破損する危険があるが、本発明ではこのような事態が生じない。 The internal pressure of the LNG tank is determined by the stored LNG liquid level temperature, and is equivalent to the saturation pressure of the LNG liquid level temperature. In the present invention, the supercooled LNG 7 is stored in the bottom of the LNG tank 3, and there is an unsupercooled LNG 5 near the liquid level in the LNG tank. Therefore, the tank internal pressure is the pressure (design pressure) during the conventional operation. Is equivalent to.
If the supercooled LNG 7 is returned to near the liquid level, the internal pressure of the LNG tank will drop to the saturation pressure of its surface temperature, and will be below the design lower limit pressure (for example, negative pressure) of the LNG tank 3, and the LNG tank 3 However, in the present invention, such a situation does not occur.

冷凍機１５の稼動中、作動媒体は供給されたＬＮＧ５と第１熱交換器２３で熱交換してガス化し、冷凍機１５の図示しないコンプレッサで圧縮され、第２熱交換器２５に供給される。第２熱交換器２５では、払い出されるＬＮＧ５との熱交換により凝縮して液化し、冷凍機１５の図示しない膨張弁などで減圧された後に第１熱交換器２３に供給される。 During the operation of the refrigerator 15, the working medium exchanges heat between the supplied LNG 5 and the first heat exchanger 23 to gasify, is compressed by a compressor (not shown) of the refrigerator 15, and is supplied to the second heat exchanger 25. .. In the second heat exchanger 25, it is condensed and liquefied by heat exchange with the LNG 5 to be discharged, decompressed by an expansion valve (not shown) of the refrigerator 15, and then supplied to the first heat exchanger 23.

前述したように、ＬＮＧタンク３内のＬＮＧ５は周囲からの入熱により常時加熱されており、ＬＮＧ５の液面温度が上昇するため、ＢＯＧが発生してＬＮＧタンク３の内圧も上昇する。
そこで、汲み上げポンプ２９を稼動して、ＬＮＧタンク３の底部に貯留されている過冷却ＬＮＧ７を、供給管３１を介してＬＮＧタンク内に貯留されているＬＮＧの液面近傍に供給する。これによって、液面温度が低下して、ＢＯＧの発生量を抑制でき、ＬＮＧタンク３の内圧が低下する。 As described above, the LNG 5 in the LNG tank 3 is constantly heated by the heat input from the surroundings, and the liquid level temperature of the LNG 5 rises, so that BOG is generated and the internal pressure of the LNG tank 3 also rises.
Therefore, the pump 29 is operated to supply the supercooled LNG 7 stored in the bottom of the LNG tank 3 to the vicinity of the liquid level of the LNG stored in the LNG tank via the supply pipe 31. As a result, the liquid level temperature is lowered, the amount of BOG generated can be suppressed, and the internal pressure of the LNG tank 3 is lowered.

なお、本ＢＯＧ抑制装置の運用においては、汲み上げポンプ２９および流量制御弁３３を制御することにより、液面近傍に供給される過冷却ＬＮＧ７の量を調整して、ＬＮＧタンク内圧をコントロールすることになる。すなわち、ＬＮＧタンク内圧をモニターしておき、ＬＮＧタンク内圧が所定の圧力（例えばＬＮＧタンク３の標準運用圧力）を超過した場合に汲み上げポンプ２９を稼動させ、所定の圧力以下に維持できるよう、液面近傍に供給される過冷却ＬＮＧ７の量を流量制御弁３３により調整する。この際、ＬＮＧタンク３に、タンク内のＬＮＧ液位を検知する液位計や、気相部、液相部の高さ方向の温度分布を検知する複数の温度検知器、供給管３１から供給される過冷却ＬＮＧ７の温度を検知する温度検知器を設けておき、ＬＮＧタンク内圧に加えてこれらで検知されるＬＮＧ液位や温度も参照して、汲み上げポンプ２９および流量制御弁３３を制御してもよい。 In the operation of this BOG suppression device, the pump 29 and the flow rate control valve 33 are controlled to adjust the amount of supercooled LNG 7 supplied near the liquid level to control the internal pressure of the LNG tank. Become. That is, the liquid is monitored so that the internal pressure of the LNG tank can be monitored, and when the internal pressure of the LNG tank exceeds a predetermined pressure (for example, the standard operating pressure of the LNG tank 3), the pump 29 can be operated and maintained below the predetermined pressure. The amount of supercooled LNG 7 supplied near the surface is adjusted by the flow control valve 33. At this time, the LNG tank 3 is supplied from a liquid level gauge that detects the LNG liquid level in the tank, a plurality of temperature detectors that detect the temperature distribution in the height direction of the gas phase portion and the liquid phase portion, and a supply pipe 31. A temperature detector for detecting the temperature of the overcooled LNG 7 is provided, and the pump 29 and the flow control valve 33 are controlled by referring to the LNG liquid level and the temperature detected by these in addition to the internal pressure of the LNG tank. You may.

たとえば、ＬＮＧタンク３の底部に貯留されている過冷却ＬＮＧ７が少なくなってくると、供給管３１から供給されるＬＮＧ温度が上昇し、ＬＮＧ５温度に近づいてくる。このような場合、供給管３１から供給されるＬＮＧ温度とＬＮＧ５温度の差がある閾値以下、（たとえば１℃以下）になったら、汲み上げポンプ２９を停止するようにするようにしてもよい。 For example, when the amount of supercooled LNG 7 stored in the bottom of the LNG tank 3 decreases, the LNG temperature supplied from the supply pipe 31 rises and approaches the LNG 5 temperature. In such a case, the pump 29 may be stopped when the difference between the LNG temperature and the LNG5 temperature supplied from the supply pipe 31 becomes equal to or less than a certain threshold value (for example, 1 ° C. or less).

なお、ＬＮＧタンク３の底部に貯留される過冷却ＬＮＧ７の量が多くなるにしたがってタンク内ＬＮＧ全量の平均温度が低下することになる。過冷却ＬＮＧ７とＬＮＧ５の温度成層が保たれている状況では、平均温度が低下してもＬＮＧタンク内圧は液面温度、すなわちＬＮＧ５の温度に保たれることになるが、万が一何らかの作用によりＬＮＧタンク３内のＬＮＧ全量が混合されると液面温度が低下し、ＬＮＧタンク内圧がタンク設計圧力以下となってＬＮＧタンク３が破損することが懸念される。
そこで、万一ＬＮＧタンク３内がタンク設計圧力以下となった場合に備えて、ＬＮＧタンク気相部にＬＮＧ気化ガスや不活性ガスを供給する手段を設けておくとよい。 As the amount of supercooled LNG 7 stored in the bottom of the LNG tank 3 increases, the average temperature of the total amount of LNG in the tank decreases. In the situation where the temperature stratification of the supercooled LNG7 and LNG5 is maintained, the internal pressure of the LNG tank is maintained at the liquid level temperature, that is, the temperature of the LNG5 even if the average temperature drops. When the total amount of LNG in 3 is mixed, the liquid level temperature drops, and the internal pressure of the LNG tank becomes equal to or lower than the tank design pressure, and there is a concern that the LNG tank 3 may be damaged.
Therefore, in case the pressure inside the LNG tank 3 becomes equal to or lower than the tank design pressure, it is advisable to provide a means for supplying the LNG vaporized gas or the inert gas to the gas phase portion of the LNG tank.

また、本ＢＯＧ抑制装置の運用方法として、タンク内ＬＮＧ全量を冷却した後に、過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に温度成層化して貯留するようにしてもよい。たとえば、ＬＮＧタンク内圧がタンク設計圧力下限まで低下するまでは、過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に戻しつつ、汲み上げポンプ２９を稼動して過冷却ＬＮＧ７を貯留されているＬＮＧの液面近傍に供給する。こうすることによって、タンク内ＬＮＧ全量の温度が低下していく。ＬＮＧタンク内圧がタンク設計圧力下限まで低下した後は、汲み上げポンプ２９を停止し、過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３の底部に温度成層化して貯留する。タンク内ＬＮＧ温度は低下しているとはいっても、過冷却ＬＮＧ７よりは高い温度であるため、過冷却ＬＮＧ７は温度成層化して貯留することができる。
このような運用によって、タンク内ＬＮＧの表面温度および、タンク内ＬＮＧ全量の平均温度をより低下させることが可能となり、ＢＯＧ抑制効果を高めることができる。なお、タンク内ＬＮＧ全量を冷却する手段は、上述したものに限定されない。たとえば、過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧタンク３内の液面近傍に戻すラインを追加してもよい。 Further, as an operation method of this BOG suppression device, after cooling the entire amount of LNG in the tank, the supercooled LNG 7 may be temperature-stratified and stored at the bottom of the LNG tank 3. For example, until the internal pressure of the LNG tank drops to the lower limit of the tank design pressure, the supercooled LNG 7 is returned to the bottom of the LNG tank 3, and the pump 29 is operated to be near the liquid level of the LNG in which the supercooled LNG 7 is stored. Supply. By doing so, the temperature of the total amount of LNG in the tank is lowered. After the internal pressure of the LNG tank drops to the lower limit of the tank design pressure, the pump 29 is stopped, and the supercooled LNG 7 is temperature-stratified and stored at the bottom of the LNG tank 3. Although the LNG temperature in the tank is lower, the temperature is higher than that of the supercooled LNG7, so that the supercooled LNG7 can be temperature-stratified and stored.
By such an operation, the surface temperature of the LNG in the tank and the average temperature of the total amount of LNG in the tank can be further lowered, and the BOG suppressing effect can be enhanced. The means for cooling the entire amount of LNG in the tank is not limited to the above. For example, a line may be added to return the supercooled LNG 7 to the vicinity of the liquid level in the LNG tank 3.

以上のように、本実施の形態によれば、ＢＯＧの発生自体を抑制できる上に、ＬＮＧタンク３内に大量にあるＬＮＧ５そのもので冷熱を蓄熱でき、蓄熱媒体を別途保有する必要がない。このため、従来例のように別途蓄熱媒体を格納するための巨大な容器が不要となる。 As described above, according to the present embodiment, the generation of BOG itself can be suppressed, and cold heat can be stored in a large amount of LNG 5 itself in the LNG tank 3, and it is not necessary to separately hold a heat storage medium. Therefore, a huge container for separately storing the heat storage medium as in the conventional example becomes unnecessary.

なお、上記の説明では、過冷却ＬＮＧ供給手段１１の例として、供給管３１によって過冷却ＬＮＧ７をＬＮＧ液面の上方（気相部）から液面近傍に供給するものを示したが、本発明はこれに限られるものではなく、例えばＬＮＧタンク３の底部の過冷却ＬＮＧ７を液中からノズルによって噴出して液中から液面近傍に供給するようにしてもよい。 In the above description, as an example of the supercooled LNG supply means 11, the supercooled LNG 7 is supplied from above the LNG liquid level (gas phase portion) to the vicinity of the liquid level by the supply pipe 31, but the present invention has been shown. Is not limited to this, and for example, the supercooled LNG 7 at the bottom of the LNG tank 3 may be ejected from the liquid by a nozzle and supplied from the liquid to the vicinity of the liquid surface.

また、上記の例では、払い出されるＬＮＧ５の一部を第１熱交換器２３に供給するようにしたが、図２に示すように、過冷却ＬＮＧ供給手段１１を構成する供給管３１から分岐配管３５を設け、分岐配管３５によって第１熱交換器２３に冷却対象となるＬＮＧ５（過冷却ＬＮＧ７）を供給するようにしてもよい。
この場合、分岐配管３５に第２流量制御弁３７を設けて、第１熱交換器２３に供給する液量と供給管３１に供給する液量を、流量制御弁３３と第２流量制御弁３７で調整するようにすればよい。 Further, in the above example, a part of the LNG 5 to be discharged is supplied to the first heat exchanger 23, but as shown in FIG. 2, a branch pipe is supplied from the supply pipe 31 constituting the supercooled LNG supply means 11. 35 may be provided, and LNG 5 (supercooled LNG 7) to be cooled may be supplied to the first heat exchanger 23 by the branch pipe 35.
In this case, a second flow rate control valve 37 is provided in the branch pipe 35, and the amount of liquid supplied to the first heat exchanger 23 and the amount of liquid supplied to the supply pipe 31 are determined by the flow rate control valve 33 and the second flow rate control valve 37. You can adjust with.

［実施の形態２］
本実施の形態に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置３９は、図３に示すように、実施の形態１における冷凍機１５に代えて蒸発器４１を用いるようにしたものである。図３において、図１と同一又は対応する部分には同一の符号を付して、説明を省略する。
払出されるＬＮＧ５の一部はＬＮＧ供給管１３を介して蒸発器４１に供給され、蒸発器４１の容器内に噴出される。蒸発器４１内部は蒸発ガス戻し管４３を介して接続されている圧縮機４５によってＬＮＧタンク内圧よりは低圧状態に保たれている。これにより、ＬＮＧ５は蒸発器４１内で蒸発し、蒸発器４１内の圧力における飽和温度近くまで温度低下して過冷却ＬＮＧ７となって、過冷却ＬＮＧ戻し管１７を介してＬＮＧタンク３の底部に戻される。 [Embodiment 2]
As shown in FIG. 3, the BOG suppression device 39 of the LNG tank according to the present embodiment uses the evaporator 41 instead of the refrigerator 15 in the first embodiment. In FIG. 3, the same or corresponding parts as those in FIG. 1 are designated by the same reference numerals, and the description thereof will be omitted.
A part of the LNG 5 to be discharged is supplied to the evaporator 41 via the LNG supply pipe 13 and is ejected into the container of the evaporator 41. The inside of the evaporator 41 is kept lower than the internal pressure of the LNG tank by the compressor 45 connected via the evaporative gas return pipe 43. As a result, the LNG 5 evaporates in the evaporator 41, the temperature drops to near the saturation temperature at the pressure in the evaporator 41 to become a supercooled LNG 7, and the LNG 5 reaches the bottom of the LNG tank 3 via the supercooled LNG return pipe 17. Be returned.

蒸発器４１で発生する蒸発ガス（以下、「蒸発ガス」という）は蒸発ガス戻し管４３から圧縮機４５に供給され、圧縮機４５で圧縮されて、ＬＮＧ送出管１９に設けられた再液化器４７に供給されて液化し、払い出しされるＬＮＧ５と共に需要先に供給される。再液化器４７は、払い出されるＬＮＧ５の冷熱で蒸発ガスを冷却して液化するものであるが、蒸発ガスをＬＮＧ５に直接混合して冷却・液化するミキサー型としてもよいし、伝熱面を介して間接的に冷却・液化する熱交換器型としてもよい。図３では、ミキサー型を適用した場合の例を示している。ミキサー型の場合、蒸発ガスとＬＮＧ５の圧力が概略同等である必要がある。圧縮機４５の消費動力を低減するためには、再液化器４７で直接混合する圧力を最終的に需要家に送出する圧力より低い中間圧力とし、混合後のＬＮＧ（ＬＮＧ５と蒸発ガスが液化した液の混合物）を図示しない第２のＬＮＧ送出ポンプにより中間圧力から送出圧力にまで昇圧するようにするとよい。 The evaporative gas generated by the evaporator 41 (hereinafter referred to as “evaporative gas”) is supplied to the compressor 45 from the evaporative gas return pipe 43, compressed by the compressor 45, and reliquefied in the LNG delivery pipe 19. It is supplied to 47, liquefied, and supplied to the customer together with the LNG 5 to be discharged. The reliquefaction device 47 cools and liquefies the evaporative gas with the cold heat of the LNG 5 to be discharged, but it may be a mixer type in which the evaporative gas is directly mixed with the LNG 5 to cool and liquefy it, or through a heat transfer surface. It may be a heat exchanger type that indirectly cools and liquefies. FIG. 3 shows an example when the mixer type is applied. In the case of the mixer type, the pressures of the evaporative gas and the LNG 5 need to be substantially the same. In order to reduce the power consumption of the compressor 45, the pressure directly mixed by the reliquefaction device 47 is set to an intermediate pressure lower than the pressure finally sent to the consumer, and the mixed LNG (LNG 5 and the evaporated gas are liquefied). The liquid mixture) may be boosted from an intermediate pressure to a delivery pressure by a second LNG delivery pump (not shown).

本実施の形態によれば、貯留しているＬＮＧ５自体を冷凍サイクルの作動媒体として用いるので、熱交換器２３、２５が不要となり、設備が単純となるので好ましい。 According to the present embodiment, since the stored LNG 5 itself is used as the operating medium of the refrigeration cycle, the heat exchangers 23 and 25 are not required, and the equipment is simplified, which is preferable.

また、本実施の形態においても、実施の形態１でその他の態様として説明したのと同様に、図４に示すように、過冷却ＬＮＧ供給手段１１を構成する供給管３１から分岐配管３５を設け、分岐配管３５から蒸発器４１にＬＮＧ５（過冷却ＬＮＧ７）を供給するようにしてもよい。 Further, also in the present embodiment, as shown in FIG. 4, a branch pipe 35 is provided from the supply pipe 31 constituting the supercooled LNG supply means 11 as in the case of the other embodiment described in the first embodiment. , LNG 5 (supercooled LNG 7) may be supplied from the branch pipe 35 to the evaporator 41.

［実施の形態３］
ＬＮＧタンク３には、ＬＮＧタンク３内で発生するＢＯＧを排出して、排出されるＢＯＧを再液化するための装置が備えられている場合がある。
そこで、本実施の形態に係るＬＮＧタンクのＢＯＧ抑制装置４９では、これらの既に備えられている装置を利用するものであり、この装置としては、図５に示すように、タンク内のＢＯＧを排出するＢＯＧ排出管５１、ＢＯＧ排出管５１に設けられてＢＯＧを圧縮するＢＯＧ圧縮機５３、ＬＮＧ送出管１９に設けられて圧縮されたＢＯＧを再液化するＢＯＧ再液化器５５である。なお、図５において、図３と同一又は対応する部分には同一の符号を付して、説明を省略する。 [Embodiment 3]
The LNG tank 3 may be provided with a device for discharging the BOG generated in the LNG tank 3 and reliquefying the discharged BOG.
Therefore, the BOG suppression device 49 of the LNG tank according to the present embodiment utilizes the devices already provided, and as this device, as shown in FIG. 5, the BOG in the tank is discharged. The BOG discharge pipe 51, the BOG compressor 53 provided in the BOG discharge pipe 51 for compressing the BOG, and the BOG reliquefaction device 55 provided in the LNG delivery pipe 19 for reliquefying the compressed BOG. In FIG. 5, the same or corresponding parts as those in FIG. 3 are designated by the same reference numerals, and the description thereof will be omitted.

本実施の形態では、図５に示すように、蒸発器４１で発生する蒸発ガスをＢＯＧ圧縮機５３に供給して、ＢＯＧと共に蒸発ガスをＢＯＧ圧縮機５３で圧縮している。このため、蒸発ガスを圧縮する圧縮機４５を別途設ける必要が無い。
また、蒸発ガスの再液化についても、ＢＯＧ再液化器５５を利用しているので、蒸発ガスの再液化器４７を別途設ける必要がない。なお、ＢＯＧ再液化器５５にも、ミキサー型と熱交換器型のどちらの形態も適用できるのは、再液化器４７の場合と同様である。 In the present embodiment, as shown in FIG. 5, the evaporative gas generated by the evaporator 41 is supplied to the BOG compressor 53, and the evaporative gas is compressed by the BOG compressor 53 together with the BOG. Therefore, it is not necessary to separately provide a compressor 45 for compressing the evaporative gas.
Further, as for the reliquefaction of the evaporative gas, since the BOG reliquefaction device 55 is used, it is not necessary to separately provide the evaporative gas reliquefaction device 47. It should be noted that both the mixer type and the heat exchanger type can be applied to the BOG reliquefaction device 55 as in the case of the reliquefaction device 47.

本実施の形態によれば、実施の形態２のように、別途、圧縮機４５や再液化器４７を設ける必要がなく、設備を簡素化できるという効果が得られている。 According to the present embodiment, unlike the second embodiment, it is not necessary to separately provide the compressor 45 and the reliquefaction device 47, and the effect that the equipment can be simplified is obtained.

また、本実施の形態においても、実施の形態２でその他の態様として説明したのと同様に、図６に示すように、過冷却ＬＮＧ供給手段１１を構成する供給管３１から分岐配管３５を設け、分岐配管３５から蒸発器４１にＬＮＧ５（過冷却ＬＮＧ７）を供給するようにしてもよい。 Further, also in the present embodiment, as shown in FIG. 6, a branch pipe 35 is provided from the supply pipe 31 constituting the supercooled LNG supply means 11 as described in the other embodiment in the second embodiment. , LNG 5 (supercooled LNG 7) may be supplied from the branch pipe 35 to the evaporator 41.

上述したように、実施の形態１〜３については、低温液化ガスとしてＬＮＧを例に挙げて説明したが、本発明に係る低温液化ガス貯留タンクのＢＯＧ抑制方法及び装置は、低温液化ガスとしてＬＮＧに限定されるものではなく、例えばＬＰＧ（液化石油ガス）、液化窒素等の他の低温液化ガスも対象としており、ＬＮＧを対象とした場合と同様の作用効果が得られる。 As described above, the first to third embodiments have been described by taking LNG as the low temperature liquefied gas as an example. However, the BOG suppression method and apparatus of the low temperature liquefied gas storage tank according to the present invention are LNG as the low temperature liquefied gas. Other low-temperature liquefied gases such as LPG (liquefied petroleum gas) and liquefied nitrogen are also targeted, and the same effects as in the case of targeting LNG can be obtained.

１ＢＯＧ抑制装置（実施の形態１）
３ＬＮＧタンク
５ＬＮＧ
７過冷却ＬＮＧ
９ＬＮＧタンク内温度成層化手段
１１過冷却ＬＮＧ供給手段
１３ＬＮＧ供給管
１５冷凍機
１７過冷却ＬＮＧ戻し管
１９ＬＮＧ送出管
２１ＬＮＧ送出ポンプ
２３第１熱交換器
２５第２熱交換器
２７間仕切り板
２９汲み上げポンプ
３１供給管
３３流量制御弁
３５分岐配管
３７第２流量制御弁
３９ＢＯＧ抑制装置（実施の形態２）
４１蒸発器
４３蒸発ガス戻し管
４５圧縮機
４７再液化器
４９ＢＯＧ抑制装置（実施の形態３）
５１ＢＯＧ排出管
５３ＢＯＧ圧縮機
５５ＢＯＧ再液化器 1 BOG suppression device (Embodiment 1)
3 LNG tank 5 LNG
7 Supercooled LNG
9 LNG tank temperature stratification means 11 Overcooled LNG supply means 13 LNG supply pipe 15 Refrigerator 17 Overcooled LNG return pipe 19 LNG delivery pipe 21 LNG delivery pump 23 1st heat exchanger 25 2nd heat exchanger 27 Partition plate 29 Pumping pump 31 Supply pipe 33 Flow control valve 35 Branch pipe 37 Second flow control valve 39 BOG suppression device (Embodiment 2)
41 Evaporator 43 Evaporative gas return pipe 45 Compressor 47 Reliquefaction device 49 BOG suppression device (Embodiment 3)
51 BOG discharge pipe 53 BOG compressor 55 BOG reliquefaction device

Claims

A BOG suppression device for a low temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low temperature liquefied gas storage tank that stores low temperature liquefied gas.
The low temperature liquefied gas in the low temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low temperature liquefied gas is cooled by a cooling device to generate supercooled low temperature liquefied gas, which is returned to the bottom of the low temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank and the temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank in which the cryogenic gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
A supercooled cryogenic gas supply means for supplying the supercooled cryogenic liquefied gas stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank to the vicinity of the liquid level of the cryogenic liquefied gas stored in the cryogenic gas storage tank. equipped with a,
The cryogenic gas storage tank is provided with means for monitoring the internal pressure, and the supercooled low temperature liquefied gas supply means is provided with means for controlling the flow rate of the low temperature liquefied gas supplied to the vicinity of the liquid surface according to the internal pressure. A BOG suppression device for a cryogenic gas storage tank.

A BOG suppression device for a low temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low temperature liquefied gas storage tank that stores low temperature liquefied gas.
The low temperature liquefied gas in the low temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low temperature liquefied gas is cooled by a cooling device to generate supercooled low temperature liquefied gas, which is returned to the bottom of the low temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank and the temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank in which the cryogenic gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
A supercooled cryogenic gas supply means for supplying the supercooled cryogenic liquefied gas stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank to the vicinity of the liquid level of the cryogenic liquefied gas stored in the cryogenic gas storage tank. equipped with a,
The low-temperature liquefied gas storage tank is provided with a means for monitoring the internal pressure, and when the inside of the low-temperature liquefied gas storage tank becomes equal to or lower than the design pressure, the low-temperature liquefied gas is vaporized in the gas phase portion of the low-temperature liquefied gas storage tank. A BOG suppression device for a low-temperature liquefied gas storage tank, which is provided with means for supplying gas generated by conversion and inert gas.

A BOG suppression device for a low temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low temperature liquefied gas storage tank that stores low temperature liquefied gas.
The low temperature liquefied gas in the low temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low temperature liquefied gas is cooled by a cooling device to generate supercooled low temperature liquefied gas, which is returned to the bottom of the low temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank and the temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank in which the cryogenic gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
A supercooled cryogenic gas supply means for supplying the supercooled cryogenic liquefied gas stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank to the vicinity of the liquid level of the cryogenic liquefied gas stored in the cryogenic gas storage tank. equipped with a,
The low-temperature liquefied gas storage tank has a means for monitoring the internal pressure, the supercooled low-temperature liquefied gas supply means has a means for controlling the flow rate of the low-temperature liquefied gas supplied to the vicinity of the liquid surface according to the internal pressure, and the low-temperature liquefied gas. When the inside of the storage tank becomes lower than the design pressure, the gas phase portion of the low temperature liquefied gas storage tank is provided with a means for supplying a gas generated by vaporizing the low temperature liquefied gas or an inert gas. BOG suppression device for low temperature liquefied gas storage tank.

A BOG suppression device for a low temperature liquefied gas storage tank that suppresses the generation of BOG in a low temperature liquefied gas storage tank that stores low temperature liquefied gas.
The low temperature liquefied gas in the low temperature liquefied gas storage tank is extracted, and the extracted low temperature liquefied gas is cooled by a cooling device to generate supercooled low temperature liquefied gas, which is returned to the bottom of the low temperature liquefied gas storage tank for supercooling. The temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank and the temperature stratification means in the cryogenic gas storage tank in which the cryogenic gas is temperature-stratified and stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank.
A supercooled cryogenic gas supply means for supplying the supercooled cryogenic liquefied gas stored at the bottom of the cryogenic gas storage tank to the vicinity of the liquid level of the cryogenic liquefied gas stored in the cryogenic gas storage tank. equipped with a,
At the bottom of the cryogenic gas storage tank, a partition plate having a height equal to or lower than the minimum liquid level in the operation of the cryogenic gas storage tank is provided to partition the region for storing the supercooled low temperature liquefied gas. BOG suppression device for low temperature liquefied gas storage tank.

Any one of claims 1 to 4, wherein the cooling device is a refrigerator that cools the extracted low-temperature liquefied gas by utilizing the cold heat of the low-temperature liquefied gas discharged from the low-temperature liquefied gas storage tank. The BOG suppression device for a cryogenic liquefied gas storage tank according to the above.

The cooling device, the low-temperature liquefied gas and evaporator cryogenic liquefied gas storage tank is supplied through the LNG supply pipe, the low temperature in the evaporator by compressing extracts evaporated gas in the evaporator liquefied gas storage tank pressure from BOG suppression device low-temperature liquefied gas storage tank according to any one of claims 1 to 4, characterized in that it comprises a compressor to maintain the low pressure condition.

The BOG suppression device for a low-temperature liquefied gas storage tank according to claim 6, wherein the compressor is a BOG compressor provided in an existing BOG extraction line.