JPH0257800A - Ｌｎｇの冷熱回収利用方法 - Google Patents
Ｌｎｇの冷熱回収利用方法Info
- Publication number
- JPH0257800A JPH0257800A JP63208035A JP20803588A JPH0257800A JP H0257800 A JPH0257800 A JP H0257800A JP 63208035 A JP63208035 A JP 63208035A JP 20803588 A JP20803588 A JP 20803588A JP H0257800 A JPH0257800 A JP H0257800A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- amount
- lng
- natural gas
- cold energy
- shipped
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 124
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 22
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 12
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- 239000011232 storage material Substances 0.000 claims description 4
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 claims description 3
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 87
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 29
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 13
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013064 chemical raw material Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
- F17C9/04—Recovery of thermal energy
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
- F17C2201/01—Shape
- F17C2201/0104—Shape cylindrical
- F17C2201/0109—Shape cylindrical with exteriorly curved end-piece
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
- F17C2201/01—Shape
- F17C2201/0104—Shape cylindrical
- F17C2201/0119—Shape cylindrical with flat end-piece
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
- F17C2201/01—Shape
- F17C2201/0128—Shape spherical or elliptical
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
- F17C2205/01—Mounting arrangements
- F17C2205/0153—Details of mounting arrangements
- F17C2205/018—Supporting feet
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
産−上の
本発明は、ＬＮＧを気化して天然ガスにする際発生する
冷熱の回収・利用方法に関する。
冷熱の回収・利用方法に関する。
４胆１１
海外から輸入される天然ガスは、ＬＮＧ （液化天然ガ
ス）の形でしＮＧ運搬船により受入基地に到来し、ＬＮ
Ｇ低温タンクに一１６０℃の低温で貯蔵され、必要量ず
つ気化して出荷される。ＬＮＧを気化して天然ガスにす
る際には大量の冷熱が発生する。この冷熱は良質の冷熱
であるが、現在のところ殆んど利用されることなく、海
水中に放棄されているのが実情である。その理由として
は、（イ） 冷熱を遠方に運搬するには、冷液輸送管を
断熱する必要があり、コストが高くつくため、ＬＮＧ基
地の近傍での利用に限定される。
ス）の形でしＮＧ運搬船により受入基地に到来し、ＬＮ
Ｇ低温タンクに一１６０℃の低温で貯蔵され、必要量ず
つ気化して出荷される。ＬＮＧを気化して天然ガスにす
る際には大量の冷熱が発生する。この冷熱は良質の冷熱
であるが、現在のところ殆んど利用されることなく、海
水中に放棄されているのが実情である。その理由として
は、（イ） 冷熱を遠方に運搬するには、冷液輸送管を
断熱する必要があり、コストが高くつくため、ＬＮＧ基
地の近傍での利用に限定される。
（ロ） ＬＮＧを気化した天然ガスの使用量が、季節
的にも、１日の間の時間的にも変動が大きく、天然ガス
の出荷量、ひいては冷熱の発生量が安定しない。
的にも、１日の間の時間的にも変動が大きく、天然ガス
の出荷量、ひいては冷熱の発生量が安定しない。
等のことが挙げられる。
ＬＮＧは、発電用ボイラの燃料及び都市ガス原料として
使用される他には、化学原料、製鉄用燃料に使用される
程度で、殆んど電力、都市ガスの形で使用される。
使用される他には、化学原料、製鉄用燃料に使用される
程度で、殆んど電力、都市ガスの形で使用される。
電力、都市ガスの消費が、季節的にも、１日の時間的に
も変動が大きいことは普く知られているところであり、
深夜電力の利用等の問題も発生しているが、ＬＮＧ気化
時の冷熱利用についてもこれが１つの問題となっている
。
も変動が大きいことは普く知られているところであり、
深夜電力の利用等の問題も発生しているが、ＬＮＧ気化
時の冷熱利用についてもこれが１つの問題となっている
。
冷熱利用の対象としては、スクラップの破砕等、昼間し
か操業しない事業もあり、このような目的に対しては、
電力消費の変動と冷熱消費の変動が同期して好都合であ
るが、ＬＮＧ冷熱利用の主たる対象は空気分離や冷凍、
冷蔵倉庫であり、これらは時間帯に関係なく概ね一定量
の冷熱を消費する。
か操業しない事業もあり、このような目的に対しては、
電力消費の変動と冷熱消費の変動が同期して好都合であ
るが、ＬＮＧ冷熱利用の主たる対象は空気分離や冷凍、
冷蔵倉庫であり、これらは時間帯に関係なく概ね一定量
の冷熱を消費する。
したがって、従来は、Ｌ Ｎ Ｇ冷熱を利用する場合は
、ＬＮＧ消費の最も少ない時期の冷熱発生量に合せて、
冷熱を利用し、それよりも多くの冷熱が発生する時期に
は、余分の冷熱は利用されることなく放棄されているの
が実情である。
、ＬＮＧ消費の最も少ない時期の冷熱発生量に合せて、
冷熱を利用し、それよりも多くの冷熱が発生する時期に
は、余分の冷熱は利用されることなく放棄されているの
が実情である。
（先行技術文献としては例えば第５回ＬＮＧ国際会議を
記念して日本ガス協会が発行したｒＬＮＧ便覧」 （昭
和５６年５月発行）がある）の ゛ べき問題 本発明は、従来のＬＮＧ気化の際発生する冷熱利用の上
記の実情にかんがみ、ＬＮＧを気化した天然ガスの出荷
量の時間的変動と、ＬＮＧ気化冷熱の利用量の時間的変
動とが異る場合に、ＬＮＧ気化天然ガスの出荷量の変動
にか−わりなく、常に所要量の冷熱が得られ、冷熱を捨
てることなく利用できる、ＬＮＧ冷熱回収・利用方法を
提供することを課題とする。
記念して日本ガス協会が発行したｒＬＮＧ便覧」 （昭
和５６年５月発行）がある）の ゛ べき問題 本発明は、従来のＬＮＧ気化の際発生する冷熱利用の上
記の実情にかんがみ、ＬＮＧを気化した天然ガスの出荷
量の時間的変動と、ＬＮＧ気化冷熱の利用量の時間的変
動とが異る場合に、ＬＮＧ気化天然ガスの出荷量の変動
にか−わりなく、常に所要量の冷熱が得られ、冷熱を捨
てることなく利用できる、ＬＮＧ冷熱回収・利用方法を
提供することを課題とする。
−゛のための
本発明によるＬＮＧの冷熱回収・利用方法は、上記の課
題を解決させるため、各時間帯において出荷天然ガス量
と異る量のＬＮＧを出荷し、該ＬＮＧの出荷量が出荷天
然ガス量より大きい時間帯には、該ＬＮＧのうち出荷す
べき天然ガス量相当分を超す部分は亜低温のＬＮＧとし
て貯蔵し、上記のＬＮＧの出荷量が出荷すべき天然ガス
量よりも小さい時間帯には、不足の天然ガス員を上記の
貯蔵した亜低温のＬＮＧを気化して補い、各時点で発生
する冷熱量が利用冷熱量に一致するようにしたことを特
徴とする。
題を解決させるため、各時間帯において出荷天然ガス量
と異る量のＬＮＧを出荷し、該ＬＮＧの出荷量が出荷天
然ガス量より大きい時間帯には、該ＬＮＧのうち出荷す
べき天然ガス量相当分を超す部分は亜低温のＬＮＧとし
て貯蔵し、上記のＬＮＧの出荷量が出荷すべき天然ガス
量よりも小さい時間帯には、不足の天然ガス員を上記の
貯蔵した亜低温のＬＮＧを気化して補い、各時点で発生
する冷熱量が利用冷熱量に一致するようにしたことを特
徴とする。
あるいは、各時間帯において出荷天然ガス量に相当する
量のＬＮＧを出荷し、該ＬＮＧの気化により発生する冷
熱量が利用冷熱量よりも大きい時間帯には、余分の冷熱
量を潜熱蓄熱材に蓄熱し、ＬＮＧの気化により発生する
冷熱量が利用冷熱量よりも小さい時間帯には、上記の蓄
熱した冷熱を補って出荷し、常に利用冷熱量と一致した
冷熱量を放出するようにしてもよい。
量のＬＮＧを出荷し、該ＬＮＧの気化により発生する冷
熱量が利用冷熱量よりも大きい時間帯には、余分の冷熱
量を潜熱蓄熱材に蓄熱し、ＬＮＧの気化により発生する
冷熱量が利用冷熱量よりも小さい時間帯には、上記の蓄
熱した冷熱を補って出荷し、常に利用冷熱量と一致した
冷熱量を放出するようにしてもよい。
及１昨へＬ」
以下に、本発明の作用を実施例に基づいて、図面を参照
して詳細に説明する。
して詳細に説明する。
第１図は、ＬＮＧを気化した天然ガス出荷量及び冷熱利
用量の時間をベースにした変動曲線の一例である。図中
の曲線■は電力またはガスの供給量変動に従う天然ガス
出荷量曲線で昼間と夜間で大きく変化している。一方、
直線■は冷熱利用曲線で、図中では便宜上一定とみなし
て表わしている。
用量の時間をベースにした変動曲線の一例である。図中
の曲線■は電力またはガスの供給量変動に従う天然ガス
出荷量曲線で昼間と夜間で大きく変化している。一方、
直線■は冷熱利用曲線で、図中では便宜上一定とみなし
て表わしている。
第１図のグラフの縦軸のスケールは、ＬＮＧのガス化に
よる冷熱供給可能量と冷熱需要量を表わす、したがって
夜間では斜線のハツチングを施した部分だけ冷熱発生量
が不足し、昼間では基板口のハツチングを施した部分だ
け冷熱発生量が余ることになる。
よる冷熱供給可能量と冷熱需要量を表わす、したがって
夜間では斜線のハツチングを施した部分だけ冷熱発生量
が不足し、昼間では基板口のハツチングを施した部分だ
け冷熱発生量が余ることになる。
そこで、夜間には不足冷熱量を補うために天然ガスの利
用量以上のＬＮＧを出荷し、その中の天然ガス利用量に
相当する分は気化し、その残りは亜低温（例えば−１０
０℃）のＬＮＧに昇温して液のままで貯蔵し、ＬＮＧを
気化及び亜低温液迄昇温させることによって発生した冷
熱が所要の冷熱になるようにする。これをモードＡとす
る。
用量以上のＬＮＧを出荷し、その中の天然ガス利用量に
相当する分は気化し、その残りは亜低温（例えば−１０
０℃）のＬＮＧに昇温して液のままで貯蔵し、ＬＮＧを
気化及び亜低温液迄昇温させることによって発生した冷
熱が所要の冷熱になるようにする。これをモードＡとす
る。
一方、昼間には貯蔵しておいた亜低温のＬＮＧを気化し
、それとＬＮＧ低温タンクより出荷したＬＮＧを気化し
て得られる天然ガスとを合せて所要の天然ガス量とし、
かつ亜低温ＬＮＧ及びＬＮＧの気化により発生する冷熱
が所要の冷熱利用量に一致するようにする。これをモー
ドＢとする。
、それとＬＮＧ低温タンクより出荷したＬＮＧを気化し
て得られる天然ガスとを合せて所要の天然ガス量とし、
かつ亜低温ＬＮＧ及びＬＮＧの気化により発生する冷熱
が所要の冷熱利用量に一致するようにする。これをモー
ドＢとする。
以上の如くすることにより、常に冷熱を捨てることなく
、所要の天然ガス量と、冷熱量とを得ることができる。
、所要の天然ガス量と、冷熱量とを得ることができる。
第２図は、この方法を実施するための装置の一例を示す
系統図である。
系統図である。
ＬＮＧ低温タンクｌの払出管２は２つの系統に分岐し、
上の管３には気化器４が設けられ、ＬＮＧ低温タンク１
よりポンプで昇圧されて出荷されるＬＮＧはこれにより
気化され得られた天然ガスは天然ガス出荷管５より出荷
される。一方、下の管６には熱交換器７、亜低温ＬＮＧ
貯槽８、気化器９を介して天然ガス出荷管５に合流して
いる。なお、管にはポンプ、切換弁、止弁等が設けられ
ているが、図には示されていない。
上の管３には気化器４が設けられ、ＬＮＧ低温タンク１
よりポンプで昇圧されて出荷されるＬＮＧはこれにより
気化され得られた天然ガスは天然ガス出荷管５より出荷
される。一方、下の管６には熱交換器７、亜低温ＬＮＧ
貯槽８、気化器９を介して天然ガス出荷管５に合流して
いる。なお、管にはポンプ、切換弁、止弁等が設けられ
ているが、図には示されていない。
まず、モードＡの場合、第３図に示す如く、ＬＮＧタン
ク１からＱｌ＋Ｑ２の量のＬＮＧが払出される。こ−に
Ｑｌは、その時点の天然ガス出荷量である。Ｑｚは、約
−１６０℃のＬＮＧを１００℃の亜低温ＬＮＧに昇温し
た場合発生する冷熱が、Ｑ４のＬＮＧを気化して得られ
る冷熱と合せて所要の冷熱利用量になるようなＬＮＧの
鼠である。管３に入ったＱｌの量のＬＮＧは気化器４で
気化し、所要量の天然ガスになって出荷管５より出荷さ
れる。一方、下の管６に流入したＱｚの量のＬＮＧは、
熱交換器７により昇温し約−１００℃の亜低温のＬＮＧ
となり貯槽８に貯蔵される。気化器４及び熱交換器７に
より発生した気化潜熱及び顕熱冷熱は全量冷熱として取
出され、その量は所要の冷熱需要量に一致する。
ク１からＱｌ＋Ｑ２の量のＬＮＧが払出される。こ−に
Ｑｌは、その時点の天然ガス出荷量である。Ｑｚは、約
−１６０℃のＬＮＧを１００℃の亜低温ＬＮＧに昇温し
た場合発生する冷熱が、Ｑ４のＬＮＧを気化して得られ
る冷熱と合せて所要の冷熱利用量になるようなＬＮＧの
鼠である。管３に入ったＱｌの量のＬＮＧは気化器４で
気化し、所要量の天然ガスになって出荷管５より出荷さ
れる。一方、下の管６に流入したＱｚの量のＬＮＧは、
熱交換器７により昇温し約−１００℃の亜低温のＬＮＧ
となり貯槽８に貯蔵される。気化器４及び熱交換器７に
より発生した気化潜熱及び顕熱冷熱は全量冷熱として取
出され、その量は所要の冷熱需要量に一致する。
なお、第１図においては便宜上冷熱量に対応するＬＮＧ
出￥ｒ’ＪＬＱ１．Ｑｚ ・・・を記入している。
出￥ｒ’ＪＬＱ１．Ｑｚ ・・・を記入している。
次に、モードＢの場合の作用を第４図に基づいて説明す
る。
る。
この場合、天然ガスの出荷量は所要冷熱を発生させるた
めのＬＮＧの量よりも多い、そこで、モードＡで貯槽８
に貯蔵しておいて亜低温のＬＮＧを気化器９を通して加
熱し気化して得られたＱ２’の量の天然ガスに、新たに
ＬＮＧタンク１から管３に送り込まれたＱｌ’の量のＬ
ＮＧを気化器４で気化して得られた天然ガスと一緒にし
て、出荷管５より出荷する＊ Ｑｔ’ ＋０２”は所要
の天然ガスの出荷量となり、気化器４及び気化器９より
発生する顕然及び気化潜熱の合計は所要の冷熱利用量と
なる。
めのＬＮＧの量よりも多い、そこで、モードＡで貯槽８
に貯蔵しておいて亜低温のＬＮＧを気化器９を通して加
熱し気化して得られたＱ２’の量の天然ガスに、新たに
ＬＮＧタンク１から管３に送り込まれたＱｌ’の量のＬ
ＮＧを気化器４で気化して得られた天然ガスと一緒にし
て、出荷管５より出荷する＊ Ｑｔ’ ＋０２”は所要
の天然ガスの出荷量となり、気化器４及び気化器９より
発生する顕然及び気化潜熱の合計は所要の冷熱利用量と
なる。
次に、第１発明の別の実施例を第５図乃至第７図により
説明する。
説明する。
この実施例の装置では、第５図に示す如く、第２図に示
した装置の管６に設けた熱交換器７、貯槽８、熱交換器
９の代りに、熱交換管１０を外部から挿入した貯槽１１
が設けられている。
した装置の管６に設けた熱交換器７、貯槽８、熱交換器
９の代りに、熱交換管１０を外部から挿入した貯槽１１
が設けられている。
モードＡでは、第６図に示す如く、ＬＮＧタンク１から
Ｑｌ−）Ｑｚの量のＬＮＧが払出され、Ｑｌの量のＬＮ
Ｇは管３に送り込まれ、Ｑｚの量のＬＮＧは管６に送り
込まれる。管３に送り込まれたＬＮＧは気化器４により
気化され、Ｑｌの量の天然ガスとして出荷される点は前
記実施例と同じである。しかし、管６に送り込まれたＱ
ｚの量のＬＮＧは直接貯槽１１に入り冷熱取出し流体が
貫流する熱交換管１０により加熱されて昇温し亜低温の
ＬＮＧにされてそのま一貯蔵される。この場合、気化器
４より収出された冷熱と熱交換管１０より取出された冷
熱の合計が所要の量の冷熱になる。
Ｑｌ−）Ｑｚの量のＬＮＧが払出され、Ｑｌの量のＬＮ
Ｇは管３に送り込まれ、Ｑｚの量のＬＮＧは管６に送り
込まれる。管３に送り込まれたＬＮＧは気化器４により
気化され、Ｑｌの量の天然ガスとして出荷される点は前
記実施例と同じである。しかし、管６に送り込まれたＱ
ｚの量のＬＮＧは直接貯槽１１に入り冷熱取出し流体が
貫流する熱交換管１０により加熱されて昇温し亜低温の
ＬＮＧにされてそのま一貯蔵される。この場合、気化器
４より収出された冷熱と熱交換管１０より取出された冷
熱の合計が所要の量の冷熱になる。
次に、モードＢでは、第７図に示す如く貯槽１１内の亜
低温のＬＮＧは熱交換管１０を介して更に加熱されて気
化し天然ガスにされて出荷管５より０２’の天然ガスと
なって出荷されＱｔ′の量のＬＮＧが気化器４により気
化されて天然ガスとなり、前記の０２’の量の天然ガス
と併せて出荷される。このとき、熱交換管１０及び気化
器４より発生する冷熱の量は所要の量の冷熱に一致する
ようにされている。
低温のＬＮＧは熱交換管１０を介して更に加熱されて気
化し天然ガスにされて出荷管５より０２’の天然ガスと
なって出荷されＱｔ′の量のＬＮＧが気化器４により気
化されて天然ガスとなり、前記の０２’の量の天然ガス
と併せて出荷される。このとき、熱交換管１０及び気化
器４より発生する冷熱の量は所要の量の冷熱に一致する
ようにされている。
次に、第１発明の更に他の実施例を、第８図乃至第１０
図により説明する。
図により説明する。
この実施例では、第８図に示す如く、ＬＮＧタンク１の
払出管２には、分岐する前に熱交換器１２が設けられて
おり、これによりＬＮＧは亜低温のＬＮＧになる迄加熱
される。亜低温のＬＮＧの払出管１３は２つの経路に分
岐し、その一方の管１４には気化器１５が設けられ、こ
れにより気化された天然ガスは、出荷管５より出荷され
る。
払出管２には、分岐する前に熱交換器１２が設けられて
おり、これによりＬＮＧは亜低温のＬＮＧになる迄加熱
される。亜低温のＬＮＧの払出管１３は２つの経路に分
岐し、その一方の管１４には気化器１５が設けられ、こ
れにより気化された天然ガスは、出荷管５より出荷され
る。
もう一方の分岐管１６には亜低温ＬＮＧ貯槽１７が設け
られ、その出口管１８は前記の気化器１５の上流側で管
１４に接続されている。
られ、その出口管１８は前記の気化器１５の上流側で管
１４に接続されている。
この装置の作用を説明すると、モードＡでは、第９図に
示す如く、ＱｉモＱ２の量のＬＮＧをＬＮＧタンク１か
ら払出し、熱交換器１２で加熱して亜低温のＬＮＧにな
る迄昇温し、その内のＱｌの量は管１４を経て気化器１
５に導入し、更に加熱して気化し、得られたＱｌの量の
天然ガスを出荷管５より出荷する。この時、熱交換器１
２及び気化器１５より発生する冷熱の量は所要冷熱の量
に一致する。残りのＱ２の亜低温のＬＮＧは貯槽１７に
貯溜しておく。
示す如く、ＱｉモＱ２の量のＬＮＧをＬＮＧタンク１か
ら払出し、熱交換器１２で加熱して亜低温のＬＮＧにな
る迄昇温し、その内のＱｌの量は管１４を経て気化器１
５に導入し、更に加熱して気化し、得られたＱｌの量の
天然ガスを出荷管５より出荷する。この時、熱交換器１
２及び気化器１５より発生する冷熱の量は所要冷熱の量
に一致する。残りのＱ２の亜低温のＬＮＧは貯槽１７に
貯溜しておく。
次にモードＢでは、第１０図に示す如＜：、ＬＮＧタン
ク１から０１’の量のＬＮＧを払出し、熱交換器１２に
より亜低温のＬＮＧになる迄加熱し、このＬＮＧと亜低
温ＬＮＧ貯槽１７に貯溜された亜低温のＬＮＧより０２
”の量のＬＮＧとを気化器１５に導入し、気化してＱ□
’＋０２’の天然ガスとして出荷管５より出荷する。こ
の時、熱交換器１２及び気化器１５より発生した冷熱の
合計が所要の冷熱量に一致する。
ク１から０１’の量のＬＮＧを払出し、熱交換器１２に
より亜低温のＬＮＧになる迄加熱し、このＬＮＧと亜低
温ＬＮＧ貯槽１７に貯溜された亜低温のＬＮＧより０２
”の量のＬＮＧとを気化器１５に導入し、気化してＱ□
’＋０２’の天然ガスとして出荷管５より出荷する。こ
の時、熱交換器１２及び気化器１５より発生した冷熱の
合計が所要の冷熱量に一致する。
次に、本発明の第２発明について説明する。この発明の
方法では、第１１図に示す如く、天然ガスの出荷量に伴
う供給可能冷熱量は曲線■に示す如く昼間と夜間とで大
きく変動し、一般には冷熱需要量の変動（図中では便宜
上直線■にて示す）と大きく食違うため、ＬＮＧタンク
からは常時天然ガス出荷量に相当するＬＮＧを払出し、
昼間の多量のＬＮＧ払出し時に冷熱需要量以上に発生し
た冷熱の過剰分を潜熱蓄冷材に蓄冷しておき（モードＣ
）、夜間のＬＮＧ払出量が少なく発生冷熱が不足する時
に蓄熱した冷熱で補うようにする（モードＤ）ものであ
る。
方法では、第１１図に示す如く、天然ガスの出荷量に伴
う供給可能冷熱量は曲線■に示す如く昼間と夜間とで大
きく変動し、一般には冷熱需要量の変動（図中では便宜
上直線■にて示す）と大きく食違うため、ＬＮＧタンク
からは常時天然ガス出荷量に相当するＬＮＧを払出し、
昼間の多量のＬＮＧ払出し時に冷熱需要量以上に発生し
た冷熱の過剰分を潜熱蓄冷材に蓄冷しておき（モードＣ
）、夜間のＬＮＧ払出量が少なく発生冷熱が不足する時
に蓄熱した冷熱で補うようにする（モードＤ）ものであ
る。
第１２図はこの発明の方法を実施するための装置の１例
を示す図である。
を示す図である。
ＬＮＧタンク１の払出管２は２つの管３と６とに分岐し
、管３には気化器４が設けられ、出荷管５より天然ガス
として出荷される。一方、管６には蓄冷器２０＃′必要
により気化器２１が設けられ、出荷管５に合流している
。
、管３には気化器４が設けられ、出荷管５より天然ガス
として出荷される。一方、管６には蓄冷器２０＃′必要
により気化器２１が設けられ、出荷管５に合流している
。
蓄冷器２０は、例えば第１３図に示す如く。
ＬＮＧが流れる熱交換管２２を内部に設け、外面に保冷
２３を施した低圧又は高圧タンク２４として構成され、
タンク内には潜熱蓄冷材（ｐｈａｓｅｃｈａｎｇｅａｂ
ｌｅ ｍａｔｅｒｉａｌ ； Ｐ ＣＭ、） ２５が
充填されている。潜熱蓄冷材としては、ＬＮＧの温度（
約−１６０℃）と出荷天然ガスの温度との間の温度で固
液相変化する物質、例えばアンモニア（−７７，７℃で
相変化）、ｎブタン（−１３８，３℃）、ｎヘキサン（
−９５，３℃）、ｎヘプタン（−９０，９７℃）、ｎオ
クタン（−５６，８℃）が使用され、相変化の際の潜熱
を利用して蓄冷する。また、第１４図は蓄冷器の別例で
あり、加圧タンク２４′内に蓄冷材入りカプセル２６を
収納しこれをＬＮＧで冷却するようにしている。
２３を施した低圧又は高圧タンク２４として構成され、
タンク内には潜熱蓄冷材（ｐｈａｓｅｃｈａｎｇｅａｂ
ｌｅ ｍａｔｅｒｉａｌ ； Ｐ ＣＭ、） ２５が
充填されている。潜熱蓄冷材としては、ＬＮＧの温度（
約−１６０℃）と出荷天然ガスの温度との間の温度で固
液相変化する物質、例えばアンモニア（−７７，７℃で
相変化）、ｎブタン（−１３８，３℃）、ｎヘキサン（
−９５，３℃）、ｎヘプタン（−９０，９７℃）、ｎオ
クタン（−５６，８℃）が使用され、相変化の際の潜熱
を利用して蓄冷する。また、第１４図は蓄冷器の別例で
あり、加圧タンク２４′内に蓄冷材入りカプセル２６を
収納しこれをＬＮＧで冷却するようにしている。
この装置の作用を説明すると、モードＣでは第１２図に
示す如く、出荷天然ガス量Ｑ１″＋（ｂ’“に相当する
ＬＮＧをＬＮＧタンク１より加圧して払出し、その中の
Ｑ１″は気化器４により気化して天然ガスとし、残りの
Ｑｌ’″は蓄冷器２０に導き蓄冷材２５と熱交換して昇
温し、冷熱を蓄冷材２５に蓄冷する。蓄冷する冷熱量は
所要冷、熱量を超す量になるように設定されこの熱交換
によってもなお気化しない場合は、気化器２１により気
化して天然ガスとし、前記のｑｌ“の天然ガスと一緒に
して出荷管５より出荷する。気化器４．２１より発生す
る冷熱量は所要冷熱量になる。
示す如く、出荷天然ガス量Ｑ１″＋（ｂ’“に相当する
ＬＮＧをＬＮＧタンク１より加圧して払出し、その中の
Ｑ１″は気化器４により気化して天然ガスとし、残りの
Ｑｌ’″は蓄冷器２０に導き蓄冷材２５と熱交換して昇
温し、冷熱を蓄冷材２５に蓄冷する。蓄冷する冷熱量は
所要冷、熱量を超す量になるように設定されこの熱交換
によってもなお気化しない場合は、気化器２１により気
化して天然ガスとし、前記のｑｌ“の天然ガスと一緒に
して出荷管５より出荷する。気化器４．２１より発生す
る冷熱量は所要冷熱量になる。
次に、モードＤでは、第１５図に示す如く、ＬＮＧ低温
タンク１より所要天然ガスＱｓ’〜に相当するＬＮＧを
払出し、気化器４により気化して天然ガスとして出荷す
る。この時、気化器４より発生する冷熱の量では冷熱需
要量に不足するが、不足冷熱量はモードＣで蓄冷器２０
に蓄えておいた冷熱を放出することにより補われる。
タンク１より所要天然ガスＱｓ’〜に相当するＬＮＧを
払出し、気化器４により気化して天然ガスとして出荷す
る。この時、気化器４より発生する冷熱の量では冷熱需
要量に不足するが、不足冷熱量はモードＣで蓄冷器２０
に蓄えておいた冷熱を放出することにより補われる。
次に、第２発明の他の実施例を第１６図乃至第１８図に
より説明する。この例では、蓄冷器２０から出た管は管
３に設けられる気化器４の上流側で管３に接続されてお
り、蓄熱器２０に続く気化器２１は省略されている。モ
ードＣでは、第１７図に示す如く、所要の出荷量Ｑｌ″
＋Ｑｔ’〜のＬＮＧ−全１が蓄冷器２０、気化器４を経
て気化され出荷され、気化器４から発生する冷熱が所要
冷熱量になる。モードＤでは、第１８図に示す如く、所
要出荷量Ｑ＋’″′に相当するＬＮＧを直接気化器４に
導き気化して天然ガスとして出荷し、その時気化器より
発生する冷熱量で不足する冷熱を蓄冷器２０より補う。
より説明する。この例では、蓄冷器２０から出た管は管
３に設けられる気化器４の上流側で管３に接続されてお
り、蓄熱器２０に続く気化器２１は省略されている。モ
ードＣでは、第１７図に示す如く、所要の出荷量Ｑｌ″
＋Ｑｔ’〜のＬＮＧ−全１が蓄冷器２０、気化器４を経
て気化され出荷され、気化器４から発生する冷熱が所要
冷熱量になる。モードＤでは、第１８図に示す如く、所
要出荷量Ｑ＋’″′に相当するＬＮＧを直接気化器４に
導き気化して天然ガスとして出荷し、その時気化器より
発生する冷熱量で不足する冷熱を蓄冷器２０より補う。
肱−１
以上の如く、本発明によれば、天然ガスの出荷量に伴う
ＬＮＧ冷熱の発生量と冷熱需要量とが時間的に対応しな
い場合でも、常に所要天然ガス出荷量と、所要冷熱量と
を供給ししがち全体としてみた場合冷熱を捨てることな
く有効に利用することが可能となる。
ＬＮＧ冷熱の発生量と冷熱需要量とが時間的に対応しな
い場合でも、常に所要天然ガス出荷量と、所要冷熱量と
を供給ししがち全体としてみた場合冷熱を捨てることな
く有効に利用することが可能となる。
第１図は天然ガス出荷量に伴い発生するＬＮＧ冷熱発生
とＬＮＧ気化冷熱需要量の時間的変化の相関性と本発明
の第１発明のモードとの関係を示すグラフ、第２図は第
１発明を実施するための装置の一例を示す系統図、第３
図及び第４図は夫々その作用を説明する系統図、第５図
は第１発明を実施するための装置の他の例を示す系統図
、第６図及び第７図はその作用を説明する系統図、第８
図は第１発明を実施するための装置の更に他の例を示す
系統図、第９図及び第１０図はその作用を説明する説明
図、第１１図は本発明の第２発明のＬＮＧ冷熱発生量と
冷熱需要量の時間的変化の相関性とモードとの関係を示
すグラフ、第１２図は第２発明を実施するための装置の
１例を示す系統図、第１３図、第１４図はその蓄冷器の
概略構造を示す断面図、第１５図は第１２図とともにそ
の作用を説明する系統図、第１６図は第２発明を実施す
るための装置の他の例を示す系統図、第１７図及び第１
８図は夫々その作用を示す系統図である。 １・・−ＬＮＧ低温タンク、２・・・ＬＮＧ払出管、４
．９，１５．２１・・・気化器、 ５・・・天然ガス出荷管、７，１２・・・熱交換器、８
．１１．１７・・・亜低温ＬＮＧ貯槽、１０・・・熱交
換管、２０・・・蓄冷器、２６・−・蓄冷カプセル 第 図 第１１図 第１２ 図
とＬＮＧ気化冷熱需要量の時間的変化の相関性と本発明
の第１発明のモードとの関係を示すグラフ、第２図は第
１発明を実施するための装置の一例を示す系統図、第３
図及び第４図は夫々その作用を説明する系統図、第５図
は第１発明を実施するための装置の他の例を示す系統図
、第６図及び第７図はその作用を説明する系統図、第８
図は第１発明を実施するための装置の更に他の例を示す
系統図、第９図及び第１０図はその作用を説明する説明
図、第１１図は本発明の第２発明のＬＮＧ冷熱発生量と
冷熱需要量の時間的変化の相関性とモードとの関係を示
すグラフ、第１２図は第２発明を実施するための装置の
１例を示す系統図、第１３図、第１４図はその蓄冷器の
概略構造を示す断面図、第１５図は第１２図とともにそ
の作用を説明する系統図、第１６図は第２発明を実施す
るための装置の他の例を示す系統図、第１７図及び第１
８図は夫々その作用を示す系統図である。 １・・−ＬＮＧ低温タンク、２・・・ＬＮＧ払出管、４
．９，１５．２１・・・気化器、 ５・・・天然ガス出荷管、７，１２・・・熱交換器、８
．１１．１７・・・亜低温ＬＮＧ貯槽、１０・・・熱交
換管、２０・・・蓄冷器、２６・−・蓄冷カプセル 第 図 第１１図 第１２ 図
Claims (2)
- （１）天然ガスの出荷量の時間的変動と、ＬＮＧ気化時
に発生する冷熱の利用量の時間的変動とが異るＬＮＧ貯
蔵気化設備におけるＬＮＧの冷熱回収・利用方法におい
て、各時間帯において出荷天然ガス量と異る量のＬＮＧ
を ＬＮＧ低温タンクより出荷し、該ＬＮＧの出荷量が出荷
天然ガス量より大きい時間帯に は、該ＬＮＧのうち出荷すべき天然ガス量相当分を超す
部分は亜低温のＬＮＧとして貯蔵し、上記のＬＮＧの出
荷量が出荷すべき天然ガス量よりも小さい時間帯には、
不足の天然ガス量を上記の貯蔵した亜低温のＬＮＧを気
化して補い、各時点で発生する冷熱量が利用冷熱量に一
致するようにしたことを特徴とするＬＮＧの冷熱回収・
利用方法。 - （２）天然ガスの出荷量の時間的変動と、ＬＮＧ気化時
に発生する冷熱の利用量の時間的変動とが異るＬＮＧ貯
蔵気化設備におけるＬＮＧの冷熱回収・利用方法におい
て、各時間帯において出荷天然ガス量に相当する量のＬ
ＮＧをＬＮＧ低温タンクより出荷し、該ＬＮＧの気化に
より発生する冷熱量が利用冷熱量よりも大きい時間帯に
は、余分の冷熱量を潜熱蓄熱材に蓄熱し、ＬＮＧの気化
により発生する冷熱量が利用冷熱量よりも小さい時間帯
に は、上記の蓄熱した冷熱を補って出荷し、常に利用冷熱
量と一致した冷熱量を放出するようにしたことを特徴と
するＬＮＧの冷熱回 収・利用方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP20803588A JP2938878B2 (ja) | 1988-08-24 | 1988-08-24 | Ｌｎｇの冷熱回収利用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP20803588A JP2938878B2 (ja) | 1988-08-24 | 1988-08-24 | Ｌｎｇの冷熱回収利用方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0257800A true JPH0257800A (ja) | 1990-02-27 |
| JP2938878B2 JP2938878B2 (ja) | 1999-08-25 |
Family
ID=16549580
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP20803588A Expired - Lifetime JP2938878B2 (ja) | 1988-08-24 | 1988-08-24 | Ｌｎｇの冷熱回収利用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2938878B2 (ja) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002340484A (ja) * | 2001-05-15 | 2002-11-27 | Nippon Sanso Corp | 蒸発器 |
| JP2008104972A (ja) * | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 冷凍粉砕装置 |
| JP2008161852A (ja) * | 2007-01-05 | 2008-07-17 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 冷凍粉砕装置 |
| JP2013091481A (ja) * | 2011-10-24 | 2013-05-16 | Ushio Reinetsu Kk | Ｌｎｇの冷熱および海水を用いた船舶の空気調和システム |
| JP2014228201A (ja) * | 2013-05-22 | 2014-12-08 | 三菱重工業株式会社 | 船舶、船舶用の冷熱回収システム及び冷熱回収システムのモード切替方法 |
| WO2023195925A3 (en) * | 2022-04-08 | 2023-11-16 | Nanyang Technological University | Device and method for harvesting cold energy from an industrial fluid |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR200493031Y1 (ko) * | 2019-08-21 | 2021-01-20 | 주식회사 한국가스기술공사 | 액화천연가스용 저장탱크 구조체 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS63152798A (ja) * | 1986-08-21 | 1988-06-25 | Nkk Corp | 低温液化ガス貯蔵設備における冷熱の畜冷方法 |
-
1988
- 1988-08-24 JP JP20803588A patent/JP2938878B2/ja not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS63152798A (ja) * | 1986-08-21 | 1988-06-25 | Nkk Corp | 低温液化ガス貯蔵設備における冷熱の畜冷方法 |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002340484A (ja) * | 2001-05-15 | 2002-11-27 | Nippon Sanso Corp | 蒸発器 |
| JP2008104972A (ja) * | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 冷凍粉砕装置 |
| JP2008161852A (ja) * | 2007-01-05 | 2008-07-17 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 冷凍粉砕装置 |
| JP2013091481A (ja) * | 2011-10-24 | 2013-05-16 | Ushio Reinetsu Kk | Ｌｎｇの冷熱および海水を用いた船舶の空気調和システム |
| JP2014228201A (ja) * | 2013-05-22 | 2014-12-08 | 三菱重工業株式会社 | 船舶、船舶用の冷熱回収システム及び冷熱回収システムのモード切替方法 |
| WO2023195925A3 (en) * | 2022-04-08 | 2023-11-16 | Nanyang Technological University | Device and method for harvesting cold energy from an industrial fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2938878B2 (ja) | 1999-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101706037B (zh) | 液化天然气储罐 | |
| CN101245893B (zh) | 液化天然气储罐 | |
| Querol et al. | Boil off gas (BOG) management in Spanish liquid natural gas (LNG) terminals | |
| US20130291567A1 (en) | Regasification Plant | |
| Egashira | LNG vaporizer for LNG re-gasification terminal | |
| US20130152607A1 (en) | Process and plant for the vaporization of liquefied natural gas and storage thereof | |
| JPH0257800A (ja) | Ｌｎｇの冷熱回収利用方法 | |
| ES2921433T3 (es) | Método e instalación para producir hidrógeno líquido | |
| WO2023279908A1 (en) | System and method for refueling and backup power generation | |
| CN103403436B (zh) | 再气化装置 | |
| Medvedevа et al. | Theoretical substantiation of method of delivery liquefied natural gas | |
| JPH10274395A (ja) | 天然ガス地域供給システム | |
| Oshima et al. | The utilization of LH2 and LNG cold for generation of electric power by a cryogenic type Stirling engine | |
| KR102379650B1 (ko) | 대기식 고압 수소 기화 장치 및 이를 이용한 수소 충전 장치 | |
| JP3899182B2 (ja) | 都市ガス、都市ガスの製造方法及びその製造装置 | |
| CN114555915B (zh) | 二氧化碳发电厂中的二氧化碳液化和储存方法 | |
| JP4551548B2 (ja) | 発電設備およびこれを用いる発電方法 | |
| US20040154315A1 (en) | Method for vaporizing and heating compressed liquefied gases | |
| CN116940783A (zh) | 使用循环冷却回路进行低温气化的系统和方法 | |
| JP2000146097A (ja) | 中圧ｌｎｇ貯槽の落圧方法 | |
| KR101353368B1 (ko) | Lng부하 연동형 열병합발전을 이용한 lng 기화시스템 | |
| KR102290340B1 (ko) | 간접식 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| JPH10274396A (ja) | 天然ガス地域利用システム | |
| KR102087028B1 (ko) | 폐쇄형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| JP6946246B2 (ja) | Ｌｎｇ飽和液の供給装置 |