JPH08285193A - 低温液化ガス貯蔵設備 - Google Patents
低温液化ガス貯蔵設備Info
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- JPH08285193A JPH08285193A JP8292995A JP8292995A JPH08285193A JP H08285193 A JPH08285193 A JP H08285193A JP 8292995 A JP8292995 A JP 8292995A JP 8292995 A JP8292995 A JP 8292995A JP H08285193 A JPH08285193 A JP H08285193A
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Abstract
(57)【要約】
【目的】 残液の気化を短時間で効率良く行なうことの
できる低温液化ガス貯蔵設備を提供する。 【構成】 貯槽１４内を鉛直方向に延在する受入管１５
と、ＢＯＧを排出するＢＯＧ出口管１６と、ＢＯＧを貯
槽１４に還流するためのＢＯＧ戻り管１７が付設され、
ＢＯＧ出口管１６とＢＯＧ戻り管１７を連通するＢＯＧ
戻りバイパス管２０と、受入管１５とＢＯＧ戻り管１７
を連通するバイパス管１８が設けられたことにより、Ｂ
ＯＧ圧縮機２５通過後のガスが貯槽１４内の底面近傍に
導入される構成であり、受入管１５先端の水平管部には
サイホン管が設けられている。
できる低温液化ガス貯蔵設備を提供する。 【構成】 貯槽１４内を鉛直方向に延在する受入管１５
と、ＢＯＧを排出するＢＯＧ出口管１６と、ＢＯＧを貯
槽１４に還流するためのＢＯＧ戻り管１７が付設され、
ＢＯＧ出口管１６とＢＯＧ戻り管１７を連通するＢＯＧ
戻りバイパス管２０と、受入管１５とＢＯＧ戻り管１７
を連通するバイパス管１８が設けられたことにより、Ｂ
ＯＧ圧縮機２５通過後のガスが貯槽１４内の底面近傍に
導入される構成であり、受入管１５先端の水平管部には
サイホン管が設けられている。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、例えばＬＮＧ等の低温
液化ガスを収容する貯槽、特に地下式貯槽における開放
点検にとって好適な低温液化ガス貯蔵設備に関するもの
である。
液化ガスを収容する貯槽、特に地下式貯槽における開放
点検にとって好適な低温液化ガス貯蔵設備に関するもの
である。
【０００２】
【従来の技術】低温液化ガス、例えばＬＮＧ（Liquefie
d Natural Gas 、液化天然ガス）を受け入れる受入基地
は、ＬＮＧを受け入れ、貯蔵、再ガス化してＬＮＧ利用
設備に送出するという基本的なプロセスを有している。
そのＬＮＧ受入基地における貯蔵設備（地下式貯槽の場
合）の一例を図３に示す。ＬＮＧタンカーと貯蔵設備１
を結ぶアンローディングアーム２ａ、２ｂ、２ｂがこの
例では３本（液用２本、リターンガス用１本）設けられ
ており、液用２本のアンローディングアーム２ｂ、２
ｂ、受入管３を経てＬＮＧが地下の貯槽４内に収容され
る。一方、ＬＮＧを使用する際には、ＬＮＧは払出ポン
プ５により貯槽４から汲み出され、気化器６によって例
えば圧力２０kg/cm2G 程度のガスに気化されてボイラー
等のＬＮＧ利用設備に供給される。
d Natural Gas 、液化天然ガス）を受け入れる受入基地
は、ＬＮＧを受け入れ、貯蔵、再ガス化してＬＮＧ利用
設備に送出するという基本的なプロセスを有している。
そのＬＮＧ受入基地における貯蔵設備（地下式貯槽の場
合）の一例を図３に示す。ＬＮＧタンカーと貯蔵設備１
を結ぶアンローディングアーム２ａ、２ｂ、２ｂがこの
例では３本（液用２本、リターンガス用１本）設けられ
ており、液用２本のアンローディングアーム２ｂ、２
ｂ、受入管３を経てＬＮＧが地下の貯槽４内に収容され
る。一方、ＬＮＧを使用する際には、ＬＮＧは払出ポン
プ５により貯槽４から汲み出され、気化器６によって例
えば圧力２０kg/cm2G 程度のガスに気化されてボイラー
等のＬＮＧ利用設備に供給される。
【０００３】また、受入管３、貯槽４等における入熱等
に起因してＬＮＧが気化し、いわゆるボイルオフガス
（Boil off Gas 、以下、ＢＯＧと記載する）が発生す
るが、ＬＮＧ受入時、ＢＯＧの一部はリターンガスブロ
ワー７によりリターンガス配管８、アンローディングア
ーム２ａを経てＬＮＧタンカーに返送される。そして、
残りのＢＯＧはＢＯＧ出口管９に設けられたＢＯＧ圧縮
機１０により２０kg/cm2G 程度に昇圧され、前述した気
化器６により作られたガスに混合される。さらに、サー
ジングを防止するためにＢＯＧ圧縮機１０通過後のＢＯ
Ｇの一部はＢＯＧ戻り管１１を通じて貯槽４の頂部から
貯槽４内に還流される構成になっている。
に起因してＬＮＧが気化し、いわゆるボイルオフガス
（Boil off Gas 、以下、ＢＯＧと記載する）が発生す
るが、ＬＮＧ受入時、ＢＯＧの一部はリターンガスブロ
ワー７によりリターンガス配管８、アンローディングア
ーム２ａを経てＬＮＧタンカーに返送される。そして、
残りのＢＯＧはＢＯＧ出口管９に設けられたＢＯＧ圧縮
機１０により２０kg/cm2G 程度に昇圧され、前述した気
化器６により作られたガスに混合される。さらに、サー
ジングを防止するためにＢＯＧ圧縮機１０通過後のＢＯ
Ｇの一部はＢＯＧ戻り管１１を通じて貯槽４の頂部から
貯槽４内に還流される構成になっている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】ところで、上記のＬＮ
Ｇ貯蔵設備において貯槽の開放点検を行う際には、貯槽
内に残留したＬＮＧを完全に排出する必要がある。その
場合、まず払出ポンプによりある程度のレベルまでＬＮ
Ｇを排出する。その後、貯槽の底部に残ったＬＮＧ残液
を自然入熱によって気化させるか、貯槽頂部の配管を通
じて貯槽内にホットガスを注入することによって気化さ
せていた。ところが、自然入熱による気化の場合は勿論
のこと、配管からホットガスを注入する場合でも貯槽頂
部から液面までは数十ｍといった距離があるため、残液
の気化に極めて多くの時間が掛かることに加えて、気化
終了後の貯槽のホットアップにも多くの時間を要し、貯
槽の開放点検作業に支障をきたすとともに貯蔵設備の稼
動率が著しく低下するという重大な問題があった。
Ｇ貯蔵設備において貯槽の開放点検を行う際には、貯槽
内に残留したＬＮＧを完全に排出する必要がある。その
場合、まず払出ポンプによりある程度のレベルまでＬＮ
Ｇを排出する。その後、貯槽の底部に残ったＬＮＧ残液
を自然入熱によって気化させるか、貯槽頂部の配管を通
じて貯槽内にホットガスを注入することによって気化さ
せていた。ところが、自然入熱による気化の場合は勿論
のこと、配管からホットガスを注入する場合でも貯槽頂
部から液面までは数十ｍといった距離があるため、残液
の気化に極めて多くの時間が掛かることに加えて、気化
終了後の貯槽のホットアップにも多くの時間を要し、貯
槽の開放点検作業に支障をきたすとともに貯蔵設備の稼
動率が著しく低下するという重大な問題があった。
【０００５】本発明は、上記の課題を解決するためにな
されたものであって、残液の気化を短時間で効率良く行
なうことのできる低温液化ガス貯蔵設備を提供すること
を目的とする。
されたものであって、残液の気化を短時間で効率良く行
なうことのできる低温液化ガス貯蔵設備を提供すること
を目的とする。
【０００６】
【課題を解決するための手段】上記の目的を達成するた
めに、請求項１に記載の低温液化ガス貯蔵設備は、低温
液化ガスを収容する貯槽に対して、その頂部から貯槽内
に導入され鉛直方向に延在して先端が前記貯槽の底面近
傍に位置する受入管が配設されるとともに、前記貯槽か
ら排出されるボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機を
経て前記貯槽に還流するためのボイルオフガス戻り管が
配設された低温液化ガス貯蔵設備において、前記受入管
と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管で連通され
たことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通過後のガス
が貯槽内の底面近傍に導入される構成とされたことを特
徴とするものである。
めに、請求項１に記載の低温液化ガス貯蔵設備は、低温
液化ガスを収容する貯槽に対して、その頂部から貯槽内
に導入され鉛直方向に延在して先端が前記貯槽の底面近
傍に位置する受入管が配設されるとともに、前記貯槽か
ら排出されるボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機を
経て前記貯槽に還流するためのボイルオフガス戻り管が
配設された低温液化ガス貯蔵設備において、前記受入管
と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管で連通され
たことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通過後のガス
が貯槽内の底面近傍に導入される構成とされたことを特
徴とするものである。
【０００７】また、請求項２に記載の低温液化ガス貯蔵
設備は、前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管
部とその下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部
とからなる逆Ｔ字状の形状とされ、前記受入管に、前記
水平管部から下方に延びるサイホン管が接続されたこと
を特徴とするものである。
設備は、前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管
部とその下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部
とからなる逆Ｔ字状の形状とされ、前記受入管に、前記
水平管部から下方に延びるサイホン管が接続されたこと
を特徴とするものである。
【０００８】
【作用】請求項１に記載の低温液化ガス貯蔵設備によれ
ば、ボイルオフガス圧縮機通過後のガスは低温液化ガス
の温度に比べて充分に高温となっているため、このガス
がボイルオフガス戻り管、バイパス管を経て受入管の先
端から貯槽内の底面近傍に導入されることによって、ホ
ットガスが速い流速で液中または液面上に噴射され、低
温液化ガスの残液が効率良く加熱されて気化が進行す
る。
ば、ボイルオフガス圧縮機通過後のガスは低温液化ガス
の温度に比べて充分に高温となっているため、このガス
がボイルオフガス戻り管、バイパス管を経て受入管の先
端から貯槽内の底面近傍に導入されることによって、ホ
ットガスが速い流速で液中または液面上に噴射され、低
温液化ガスの残液が効率良く加熱されて気化が進行す
る。
【０００９】また、請求項２に記載の低温液化ガス貯蔵
設備によれば、受入管の先端が鉛直管部と水平管部から
なる逆Ｔ字状の形状とされ、水平管部から下方に延びる
サイホン管が設けられたことにより、液位が水平管部の
下面より低下したときに水平管部の両端から貯槽内にホ
ットガスが速い流速で噴射されると、水平管部内の圧力
が低下して貯槽内の残液がサイホン管を通じて絶えず水
平管部内に吸い上げられる。したがって、水平管部内で
ホットガスと残液が接触して熱交換が連続的に行なわ
れ、残液の気化がより促進される。
設備によれば、受入管の先端が鉛直管部と水平管部から
なる逆Ｔ字状の形状とされ、水平管部から下方に延びる
サイホン管が設けられたことにより、液位が水平管部の
下面より低下したときに水平管部の両端から貯槽内にホ
ットガスが速い流速で噴射されると、水平管部内の圧力
が低下して貯槽内の残液がサイホン管を通じて絶えず水
平管部内に吸い上げられる。したがって、水平管部内で
ホットガスと残液が接触して熱交換が連続的に行なわ
れ、残液の気化がより促進される。
【００１０】
【実施例】以下、本発明の一実施例を図１および図２を
参照して説明する。図１は本実施例のＬＮＧ貯蔵設備１
３（低温液化ガス貯蔵設備）の要部を示す図であって、
図中符号１４は貯槽、１５は受入管、１６はＢＯＧ出口
管、１７はＢＯＧ戻り管（ボイルオフガス戻り管）、１
８はバイパス管、１９はサイホン管、２０はＢＯＧ戻り
バイパス管である。なお、ＬＮＧ貯蔵設備１３の全体構
成は従来の技術として説明した図３とほぼ同様である。
参照して説明する。図１は本実施例のＬＮＧ貯蔵設備１
３（低温液化ガス貯蔵設備）の要部を示す図であって、
図中符号１４は貯槽、１５は受入管、１６はＢＯＧ出口
管、１７はＢＯＧ戻り管（ボイルオフガス戻り管）、１
８はバイパス管、１９はサイホン管、２０はＢＯＧ戻り
バイパス管である。なお、ＬＮＧ貯蔵設備１３の全体構
成は従来の技術として説明した図３とほぼ同様である。
【００１１】図１に示すように、地下に形成された貯槽
１４に対して、ＬＮＧタンカー等からＬＮＧを受け入れ
るための受入管１５が、貯槽１４の頂部から貯槽１４内
に導入され鉛直方向に延在するように配管されている。
そして、受入管１５の先端は貯槽１４の底面近傍に位置
する（寸法の一例として高さ３０ｍの貯槽に対して底面
から１ｍ程度の高さ）とともに、受入管１５上には貯槽
側から順に貯槽元弁２１、弁２２が設置されている。
１４に対して、ＬＮＧタンカー等からＬＮＧを受け入れ
るための受入管１５が、貯槽１４の頂部から貯槽１４内
に導入され鉛直方向に延在するように配管されている。
そして、受入管１５の先端は貯槽１４の底面近傍に位置
する（寸法の一例として高さ３０ｍの貯槽に対して底面
から１ｍ程度の高さ）とともに、受入管１５上には貯槽
側から順に貯槽元弁２１、弁２２が設置されている。
【００１２】図２に示すように、受入管１５の先端は、
鉛直方向に延びる鉛直管部２３と、水平方向に延びその
両端がＬＮＧを貯槽１４内に受け入れるための流入口と
された水平管部２４とからなる逆Ｔ字状の形状となって
いる。そして、受入管１５先端の水平管部２４には鉛直
管部２３を中心として左右に２本のサイホン管１９、１
９が取り付けられている。
鉛直方向に延びる鉛直管部２３と、水平方向に延びその
両端がＬＮＧを貯槽１４内に受け入れるための流入口と
された水平管部２４とからなる逆Ｔ字状の形状となって
いる。そして、受入管１５先端の水平管部２４には鉛直
管部２３を中心として左右に２本のサイホン管１９、１
９が取り付けられている。
【００１３】図１に示すように、貯槽１４内で発生した
ＢＯＧを排出するためのＢＯＧ出口管１６が貯槽１４の
頂部に配管され、ＢＯＧ出口管１６上にＢＯＧを昇圧す
るためのＢＯＧ圧縮機２５（ボイルオフガス圧縮機）が
設置されている。また、ＢＯＧ出口管１６におけるＢＯ
Ｇ圧縮機２５の下流側にＢＯＧ戻り管１７が接続され、
その先端は貯槽１４の頂部に導入されている。なお、Ｂ
ＯＧ出口管１６およびＢＯＧ戻り管１７の貯槽１４寄り
の位置には貯槽元弁２６、２７がそれぞれ設置されてい
る。
ＢＯＧを排出するためのＢＯＧ出口管１６が貯槽１４の
頂部に配管され、ＢＯＧ出口管１６上にＢＯＧを昇圧す
るためのＢＯＧ圧縮機２５（ボイルオフガス圧縮機）が
設置されている。また、ＢＯＧ出口管１６におけるＢＯ
Ｇ圧縮機２５の下流側にＢＯＧ戻り管１７が接続され、
その先端は貯槽１４の頂部に導入されている。なお、Ｂ
ＯＧ出口管１６およびＢＯＧ戻り管１７の貯槽１４寄り
の位置には貯槽元弁２６、２７がそれぞれ設置されてい
る。
【００１４】そして、ＢＯＧ出口管１６におけるＢＯＧ
戻り管１７との接続点Ａの下流側、およびＢＯＧ戻り管
１７におけるＢＯＧ出口管１６との接続点Ａの下流側に
はそれぞれ流量調整弁２８、２９が設置されている。し
たがって、ＢＯＧ圧縮機２５の運転状況がサージング領
域に入った場合には、サージングを防止するためにＢＯ
Ｇ戻り管１７を通じてＢＯＧの一部を貯槽１４に還流す
るように流量調整弁２８、２９が流量制御を行なうよう
に設定されている。
戻り管１７との接続点Ａの下流側、およびＢＯＧ戻り管
１７におけるＢＯＧ出口管１６との接続点Ａの下流側に
はそれぞれ流量調整弁２８、２９が設置されている。し
たがって、ＢＯＧ圧縮機２５の運転状況がサージング領
域に入った場合には、サージングを防止するためにＢＯ
Ｇ戻り管１７を通じてＢＯＧの一部を貯槽１４に還流す
るように流量調整弁２８、２９が流量制御を行なうよう
に設定されている。
【００１５】また、ＢＯＧ戻りバイパス管２０が、ＢＯ
Ｇ出口管１６の流量調整弁２８の下流側とＢＯＧ戻り管
１７とを連通させる位置に配設されている。このＢＯＧ
戻りバイパス管２０は、残液気化を行なう際にＢＯＧ圧
縮機２５通過後のホットＢＯＧをＢＯＧ戻り管１７に導
入するためのものであり、その途中には弁３０が設置さ
れている。なお、貯蔵設備１３の通常運転時には弁３０
は閉じられ、ＢＯＧ戻りバイパス管２０は使用されない
状態となっている。
Ｇ出口管１６の流量調整弁２８の下流側とＢＯＧ戻り管
１７とを連通させる位置に配設されている。このＢＯＧ
戻りバイパス管２０は、残液気化を行なう際にＢＯＧ圧
縮機２５通過後のホットＢＯＧをＢＯＧ戻り管１７に導
入するためのものであり、その途中には弁３０が設置さ
れている。なお、貯蔵設備１３の通常運転時には弁３０
は閉じられ、ＢＯＧ戻りバイパス管２０は使用されない
状態となっている。
【００１６】また、バイパス管１８が、ＢＯＧ戻り管１
７と受入管１５を連通させるように配設されている。こ
のバイパス管１８は、残液気化を行なう際にＢＯＧ戻り
管１７に導入されたホットＢＯＧをさらに受入管１５に
導入するためのものであり、その途中には弁３１が設置
されている。なお、貯蔵設備１３の通常運転時には弁３
１は閉じられ、バイパス管１８は使用されない状態とな
っている。
７と受入管１５を連通させるように配設されている。こ
のバイパス管１８は、残液気化を行なう際にＢＯＧ戻り
管１７に導入されたホットＢＯＧをさらに受入管１５に
導入するためのものであり、その途中には弁３１が設置
されている。なお、貯蔵設備１３の通常運転時には弁３
１は閉じられ、バイパス管１８は使用されない状態とな
っている。
【００１７】上記構成のＬＮＧ貯蔵設備１３において貯
槽１４内のＬＮＧ残液を排出する際には以下の手順に従
って行なう。まず、払出ポンプ５を用いてある程度のレ
ベルまでＬＮＧを排出する。ついで、図１中に示した流
量調整弁２８、２９を除く６個の弁のうち、受入管の弁
２２とＢＯＧ戻り管の貯槽元弁２７を「閉」、残りの弁
を「開」の状態とする（なお、流量調整弁２８、２９の
設定は残液気化時にはＢＯＧ出口管１６側の弁２８が
「全開」、ＢＯＧ戻り管１７側の弁２９が「全閉」とな
っている）と、ＢＯＧ圧縮機２５通過後のガスがＢＯＧ
出口管１６からＢＯＧ戻りバイパス管２０、ＢＯＧ戻り
管１７、バイパス管１８、受入管１５という経路で貯槽
１４内に流入する。
槽１４内のＬＮＧ残液を排出する際には以下の手順に従
って行なう。まず、払出ポンプ５を用いてある程度のレ
ベルまでＬＮＧを排出する。ついで、図１中に示した流
量調整弁２８、２９を除く６個の弁のうち、受入管の弁
２２とＢＯＧ戻り管の貯槽元弁２７を「閉」、残りの弁
を「開」の状態とする（なお、流量調整弁２８、２９の
設定は残液気化時にはＢＯＧ出口管１６側の弁２８が
「全開」、ＢＯＧ戻り管１７側の弁２９が「全閉」とな
っている）と、ＢＯＧ圧縮機２５通過後のガスがＢＯＧ
出口管１６からＢＯＧ戻りバイパス管２０、ＢＯＧ戻り
管１７、バイパス管１８、受入管１５という経路で貯槽
１４内に流入する。
【００１８】このとき、ＢＯＧ圧縮機２５通過後のＢＯ
Ｇは常温ガスであり貯槽１４内のＬＮＧの温度に比べて
充分に高温であるため、図２に示すように、このホット
ＢＯＧが受入管１５先端の水平管部２４の両端から貯槽
１４内の残液中、または液面上に噴出されることによっ
て貯槽１４底部に溜まったＬＮＧ残液が加熱されて気化
する。
Ｇは常温ガスであり貯槽１４内のＬＮＧの温度に比べて
充分に高温であるため、図２に示すように、このホット
ＢＯＧが受入管１５先端の水平管部２４の両端から貯槽
１４内の残液中、または液面上に噴出されることによっ
て貯槽１４底部に溜まったＬＮＧ残液が加熱されて気化
する。
【００１９】また、水平管部２４にはサイホン管１９、
１９が取り付けられているので、液位が水平管部２４の
下面より低下した際には水平管部２４内をホットＢＯＧ
が速い流速で流れると、水平管部２４内の圧力が低下す
るため、貯槽１４内の残液はサイホン管１９、１９を通
じて絶えず水平管部２４内に吸い上げられる。したがっ
て、水平管部２４でホットＢＯＧと残液が気液接触しな
がら熱交換が行なわれるため、残液の気化がより促進さ
れる。そして、残液が完全に気化した後も受入管１５か
らホットＢＯＧを連続して注入することにより貯槽１４
自体のホットアップを図る。
１９が取り付けられているので、液位が水平管部２４の
下面より低下した際には水平管部２４内をホットＢＯＧ
が速い流速で流れると、水平管部２４内の圧力が低下す
るため、貯槽１４内の残液はサイホン管１９、１９を通
じて絶えず水平管部２４内に吸い上げられる。したがっ
て、水平管部２４でホットＢＯＧと残液が気液接触しな
がら熱交換が行なわれるため、残液の気化がより促進さ
れる。そして、残液が完全に気化した後も受入管１５か
らホットＢＯＧを連続して注入することにより貯槽１４
自体のホットアップを図る。
【００２０】本実施例のＬＮＧ貯蔵設備１３では、自然
入熱による気化、または貯槽頂部の配管を通じたホット
ガスの注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽１４
の底面近傍まで延びる受入管１５を利用してＢＯＧ圧縮
機２５により作られるホットＢＯＧを貯槽１４内に導入
することによって効率的にＬＮＧ残液の気化を図ること
ができる。したがって、本実施例によれば、自然入熱の
場合に比べて残液気化に要する時間を短縮できるのは勿
論のこと、貯槽頂部からホットガスを注入する場合と比
べても残液気化に要する時間をはるかに短縮することが
できる。
入熱による気化、または貯槽頂部の配管を通じたホット
ガスの注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽１４
の底面近傍まで延びる受入管１５を利用してＢＯＧ圧縮
機２５により作られるホットＢＯＧを貯槽１４内に導入
することによって効率的にＬＮＧ残液の気化を図ること
ができる。したがって、本実施例によれば、自然入熱の
場合に比べて残液気化に要する時間を短縮できるのは勿
論のこと、貯槽頂部からホットガスを注入する場合と比
べても残液気化に要する時間をはるかに短縮することが
できる。
【００２１】すなわち、残液気化に関してはガスの温度
もさることながらガスの流速が大きく影響するが、貯槽
頂部からガスを注入した場合にはガスが貯槽内に拡散
し、ガスが液面に到達したときには極めて遅い流速とな
ってしまう。これに対して本実施例の場合には、ガスが
速い流速で残液中、または液面上に噴射されるので、液
中の熱伝導率が向上することで残液の気化が効率的に行
なわれることになる。
もさることながらガスの流速が大きく影響するが、貯槽
頂部からガスを注入した場合にはガスが貯槽内に拡散
し、ガスが液面に到達したときには極めて遅い流速とな
ってしまう。これに対して本実施例の場合には、ガスが
速い流速で残液中、または液面上に噴射されるので、液
中の熱伝導率が向上することで残液の気化が効率的に行
なわれることになる。
【００２２】さらに、本実施例の場合、受入管１５先端
の水平管部２４にサイホン管１９、１９を取り付けたこ
とにより貯槽１４内の残液がサイホン管１９、１９を通
じて連続的に吸い上げられることで気液接触が活発に行
なわれるので、残液気化の効率をさらに高めることがで
きる。また、残液気化終了後もホットＢＯＧを注入し続
けることにより貯槽１４のホットアップをも速めること
ができる。したがって、本実施例のＬＮＧ貯蔵設備１３
を用いれば、貯槽１４の開放点検作業を効率良く行なう
ことができ、ＬＮＧ貯蔵設備１３の稼動率を向上させる
ことができる。
の水平管部２４にサイホン管１９、１９を取り付けたこ
とにより貯槽１４内の残液がサイホン管１９、１９を通
じて連続的に吸い上げられることで気液接触が活発に行
なわれるので、残液気化の効率をさらに高めることがで
きる。また、残液気化終了後もホットＢＯＧを注入し続
けることにより貯槽１４のホットアップをも速めること
ができる。したがって、本実施例のＬＮＧ貯蔵設備１３
を用いれば、貯槽１４の開放点検作業を効率良く行なう
ことができ、ＬＮＧ貯蔵設備１３の稼動率を向上させる
ことができる。
【００２３】また、このＬＮＧ貯蔵設備１３の構成を実
現する場合には、ＬＮＧ貯蔵設備１３の建設段階で従来
の貯蔵設備の構成に加えて、ＢＯＧ戻りバイパス管２
０、バイパス管１８等、比較的短距離の配管と数個の弁
を追加設置しておきさえすれば良い。さらに、貯槽１４
内へのホットＢＯＧの注入やサイホン管１９による残液
の吸い上げに関しても特別な動力源を必要としないた
め、多大なコストを費やすことなく本実施例のＬＮＧ貯
蔵設備１３を合理的に実現することができる。
現する場合には、ＬＮＧ貯蔵設備１３の建設段階で従来
の貯蔵設備の構成に加えて、ＢＯＧ戻りバイパス管２
０、バイパス管１８等、比較的短距離の配管と数個の弁
を追加設置しておきさえすれば良い。さらに、貯槽１４
内へのホットＢＯＧの注入やサイホン管１９による残液
の吸い上げに関しても特別な動力源を必要としないた
め、多大なコストを費やすことなく本実施例のＬＮＧ貯
蔵設備１３を合理的に実現することができる。
【００２４】なお、本実施例においては、ＢＯＧ圧縮機
２５下流側の流量調整弁２８、２９がサージング防止の
目的で流量制御を行なうように設定されている関係で通
常のＢＯＧ戻り管１７とは異なる経路でホットＢＯＧを
流すためのＢＯＧ戻りバイパス管２０を設けたが、例え
ば制御系統を設計変更すれば必ずしもＢＯＧ戻りバイパ
ス管を設ける必要はなく、残液気化時にも通常のＢＯＧ
戻り管の経路を利用する構成としても良い。また、受入
管１５先端の形状やサイホン管１９の数、配置等につい
ては本実施例に限ることなく適宜変更が可能であるし、
各配管中に設けた弁の配置についても同様である。そし
て、低温液化ガスとしては例えばＬＰＧ等、ＬＮＧ以外
の低温液化ガスに対しても本発明を適用することができ
る。
２５下流側の流量調整弁２８、２９がサージング防止の
目的で流量制御を行なうように設定されている関係で通
常のＢＯＧ戻り管１７とは異なる経路でホットＢＯＧを
流すためのＢＯＧ戻りバイパス管２０を設けたが、例え
ば制御系統を設計変更すれば必ずしもＢＯＧ戻りバイパ
ス管を設ける必要はなく、残液気化時にも通常のＢＯＧ
戻り管の経路を利用する構成としても良い。また、受入
管１５先端の形状やサイホン管１９の数、配置等につい
ては本実施例に限ることなく適宜変更が可能であるし、
各配管中に設けた弁の配置についても同様である。そし
て、低温液化ガスとしては例えばＬＰＧ等、ＬＮＧ以外
の低温液化ガスに対しても本発明を適用することができ
る。
【００２５】
【発明の効果】以上、詳細に説明したように、請求項１
に記載の低温液化ガス貯蔵設備においては、自然入熱に
よる気化、または貯槽頂部の配管を通じたホットガスの
注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽の底面近傍
まで延びる受入管を利用してボイルオフガス圧縮機によ
り作られるホットガスを貯槽内に導入することによって
効率的に低温液化ガス残液の気化を図ることができる。
したがって、従来の場合と比べて残液気化に要する時間
をはるかに短縮することができる。そこで、貯槽の開放
点検作業を効率良く行なうことができ、低温液化ガス貯
蔵設備の稼動率を向上させることができる。
に記載の低温液化ガス貯蔵設備においては、自然入熱に
よる気化、または貯槽頂部の配管を通じたホットガスの
注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽の底面近傍
まで延びる受入管を利用してボイルオフガス圧縮機によ
り作られるホットガスを貯槽内に導入することによって
効率的に低温液化ガス残液の気化を図ることができる。
したがって、従来の場合と比べて残液気化に要する時間
をはるかに短縮することができる。そこで、貯槽の開放
点検作業を効率良く行なうことができ、低温液化ガス貯
蔵設備の稼動率を向上させることができる。
【００２６】また、請求項２に記載の低温液化ガス貯蔵
設備においては、受入管先端の水平管部にサイホン管が
設けられたため、液位が水平管部の下面より低下したと
きにホットガスが水平管部を流れるのに伴って貯槽内の
残液がサイホン管を通じて連続的に吸い上げられ、気液
接触が活発に行なわれるので、残液気化の効率がさらに
高まり、残液気化に要する時間をより短縮することがで
きる。
設備においては、受入管先端の水平管部にサイホン管が
設けられたため、液位が水平管部の下面より低下したと
きにホットガスが水平管部を流れるのに伴って貯槽内の
残液がサイホン管を通じて連続的に吸い上げられ、気液
接触が活発に行なわれるので、残液気化の効率がさらに
高まり、残液気化に要する時間をより短縮することがで
きる。
【図１】本発明の一実施例であるＬＮＧ貯蔵設備の要部
を示す図である。
を示す図である。
【図２】同、ＬＮＧ貯蔵設備における受入管先端の拡大
図である。
図である。
【図３】一般のＬＮＧ貯蔵設備の構成の一例として示す
図である。
図である。
１３ ＬＮＧ貯蔵設備（低温液化ガス貯蔵設備） １４ 貯槽 １５ 受入管 １６ ＢＯＧ出口管 １７ ＢＯＧ戻り管（ボイルオフガス戻り管） １８ バイパス管 １９ サイホン管 ２０ ＢＯＧ戻りバイパス管 ２３ 鉛直管部 ２４ 水平管部 ２５ ＢＯＧ圧縮機（ボイルオフガス圧縮機）
Claims (2)
- 【請求項１】 低温液化ガスを収容する貯槽に対して、
その頂部から貯槽内に導入され鉛直方向に延在して先端
が前記貯槽の底面近傍に位置する受入管が配設されると
ともに、前記貯槽から排出されるボイルオフガスをボイ
ルオフガス圧縮機を経て前記貯槽に還流するためのボイ
ルオフガス戻り管が配設された低温液化ガス貯蔵設備に
おいて、 前記受入管と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管
で連通されたことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通
過後のガスが貯槽内の底面近傍に導入される構成とされ
たことを特徴とする低温液化ガス貯蔵設備。 - 【請求項２】 請求項１に記載の低温液化ガス貯蔵設備
において、 前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管部とその
下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部とからな
る逆Ｔ字状の形状とされ、前記受入管に、前記水平管部
から下方に延びるサイホン管が接続されたことを特徴と
する低温液化ガス貯蔵設備。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8292995A JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8292995A JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08285193A true JPH08285193A (ja) | 1996-11-01 |
Family
ID=13787930
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP8292995A Withdrawn JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08285193A (ja) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009030544A (ja) * | 2007-07-27 | 2009-02-12 | Ihi Corp | 余剰ガス利用型サージ回避コンプレッサシステム |
| JP2010261489A (ja) * | 2009-04-30 | 2010-11-18 | Ihi Corp | 低温タンク |
| JP2015203455A (ja) * | 2014-04-15 | 2015-11-16 | 株式会社Ihi | 液化ガスタンクの残液排出方法 |
| JP2016522378A (ja) * | 2013-06-17 | 2016-07-28 | コノコフィリップス カンパニー | フローティングタンク用途における残存ｌｎｇの気化及び回収のための統合カスケードプロセス |
| KR20170057009A (ko) * | 2015-11-16 | 2017-05-24 | 현대중공업 주식회사 | 가스 처리 시스템 |
| CN110260146A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-20 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种多料分罐储存的低温全容罐 |
| KR20190127190A (ko) * | 2018-05-03 | 2019-11-13 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 저장탱크 구조체 |
-
1995
- 1995-04-07 JP JP8292995A patent/JPH08285193A/ja not_active Withdrawn
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009030544A (ja) * | 2007-07-27 | 2009-02-12 | Ihi Corp | 余剰ガス利用型サージ回避コンプレッサシステム |
| JP2010261489A (ja) * | 2009-04-30 | 2010-11-18 | Ihi Corp | 低温タンク |
| JP2016522378A (ja) * | 2013-06-17 | 2016-07-28 | コノコフィリップス カンパニー | フローティングタンク用途における残存ｌｎｇの気化及び回収のための統合カスケードプロセス |
| JP2015203455A (ja) * | 2014-04-15 | 2015-11-16 | 株式会社Ihi | 液化ガスタンクの残液排出方法 |
| KR20170057009A (ko) * | 2015-11-16 | 2017-05-24 | 현대중공업 주식회사 | 가스 처리 시스템 |
| KR20190127190A (ko) * | 2018-05-03 | 2019-11-13 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 저장탱크 구조체 |
| CN110260146A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-20 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种多料分罐储存的低温全容罐 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20020702 |