JPH11210990A - Lng receiving device - Google Patents
Lng receiving deviceInfo
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- JPH11210990A JPH11210990A JP10009487A JP948798A JPH11210990A JP H11210990 A JPH11210990 A JP H11210990A JP 10009487 A JP10009487 A JP 10009487A JP 948798 A JP948798 A JP 948798A JP H11210990 A JPH11210990 A JP H11210990A
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- gas
- tank
- line
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- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
【0001】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、LNG船よりLN
Gを液体で受け入れ貯蔵するLNG受入れ装置に関す
る。BACKGROUND OF THE INVENTION The present invention relates to an LN
The present invention relates to an LNG receiving device that receives and stores G as a liquid.
【0002】[0002]
【従来の技術】図2は従来用いられているLNG(液化
天然ガス)を受け入れる受入れ装置とこの受け入れたL
NGを用いた発電装置を示す。受入れ装置としては、地
下タンク2や地上タンク3が設けられ、LNG船1が接
岸する桟橋14には地上の配管をLNG船1の取合金具
25と接続するローディングアーム19が設けられてい
る。ローディングアーム19はLNGを移送する液体用
ローディングアーム19aと、LNG気化ガスを移送す
るガス用ローディンアーム19bよりなる。液体用ロー
ディングアーム19aと地下タンク2および地上タンク
3はLNG荷下しライン26により接続されている。2. Description of the Related Art FIG. 2 shows a conventional receiving device for receiving LNG (liquefied natural gas) and the receiving device for receiving LNG.
1 shows a power generator using NG. As the receiving device, an underground tank 2 and an above-ground tank 3 are provided, and a loading arm 19 is provided on a pier 14 to which the LNG ship 1 berths, for connecting a pipe on the ground with an alloying tool 25 of the LNG ship 1. The loading arm 19 includes a liquid loading arm 19a for transferring LNG and a gas loading arm 19b for transferring LNG vaporized gas. The liquid loading arm 19a and the underground tank 2 and the above-ground tank 3 are connected by an LNG unloading line 26.
【0003】地下タンク2および地上タンク3に貯蔵さ
れたLNGはタンク内の温度上昇により一部気化してガ
スになる。各タンク2,3にはこの気化したガスを取り
出す気化ガス取出しライン28が設けられている。気化
ガス取出しライン28にはガス圧縮機5が設けられ、気
化ガスをボイラ7に導きそこで燃焼させる。また気化ガ
ス取出しライン28にはリターンガスブロワ4が設けら
れ気化ガスの一部をガス用ローディングアーム19bを
介して、LNG船1に戻している。[0003] The LNG stored in the underground tank 2 and the above-ground tank 3 is partially vaporized into gas by the rise in temperature in the tank. Each of the tanks 2 and 3 is provided with a vaporized gas extracting line 28 for extracting the vaporized gas. The gas compressor 5 is provided in the vaporized gas extraction line 28, and the vaporized gas is guided to the boiler 7 and burned there. The return gas blower 4 is provided in the vaporized gas take-out line 28, and a part of the vaporized gas is returned to the LNG ship 1 via the gas loading arm 19b.
【0004】LNG船1にはLNGを積載する船内タン
ク18が設けられ、この船内タンク18にはLNGを送
りだすLNGポンプ15が設けられ、このLNGポンプ
15と液体用ローディングアーム19aの取合金具25
とはLNG取出しライン23により接続されている。ま
た船内タンク18の頂部とガス用ローディングアーム1
9bの取合金具25とはガス戻りライン24により接続
されている。[0004] The LNG ship 1 is provided with an inboard tank 18 for loading LNG, and the inboard tank 18 is provided with an LNG pump 15 for sending out LNG. The LNG pump 15 and an alloying tool 25 for the liquid loading arm 19a are provided.
Are connected by an LNG extraction line 23. The top of the inboard tank 18 and the gas loading arm 1
9b is connected to the alloy tool 25 by a gas return line 24.
【0005】次にLNG受入れ装置へのLNG受け入れ
について説明する。LNG船1が桟橋14に係留される
と、流体用およびガス用ローディングアーム19a,1
9bがLNG船1の取合金物25に接続される。船内タ
ンク18のLNGポンプ15を稼働しLNG荷下しライ
ン26から地下タンク2,地上タンク3にLNGを移送
する。両タンク2,3内では常時LNGの気化が緩やか
に行われているので、気化ガス取出しライン28のガス
圧縮機5により吸い込んでボイラ7に送っている。LN
G船1のLNGポンプ15の稼働と並行してリターンガ
スブロワ4を稼働し、船内タンク18のLNGの減少に
応じてLNG気化ガスを供給し、船内タンク18の内圧
をほぼ一定に保持する。[0005] Next, the LNG reception to the LNG receiving device will be described. When the LNG ship 1 is moored on the pier 14, the loading arms 19a, 1 for fluid and gas are provided.
9 b is connected to the alloy 25 of the LNG ship 1. The LNG pump 15 of the onboard tank 18 is operated to transfer the LNG from the LNG unloading line 26 to the underground tank 2 and the above-ground tank 3. In the two tanks 2 and 3, LNG is constantly vaporized gently, so that the gas is sucked by the gas compressor 5 of the vaporized gas extraction line 28 and sent to the boiler 7. LN
The return gas blower 4 is operated in parallel with the operation of the LNG pump 15 of the Vessel G, and the LNG vaporized gas is supplied in accordance with the decrease of the LNG in the onboard tank 18, so that the internal pressure of the onboard tank 18 is maintained substantially constant.
【0006】[0006]
【発明が解決しようとする課題】リターンガスブロワ4
は外形、設置面積が大きく、機器の価格も高い。また、
地下タンク2及び地上タンク3から桟橋14上に設けら
れたガス用ローディングアーム19bまでの距離は通常
1km以上はあり、この間ガス移送用のガス配管が必要
になる。SUMMARY OF THE INVENTION Return gas blower 4
Has a large external shape and installation area, and the price of the equipment is high. Also,
The distance from the underground tank 2 and the above-ground tank 3 to the gas loading arm 19b provided on the pier 14 is usually 1 km or more, and a gas pipe for gas transfer is required during this time.
【0007】本発明は、かかる問題点に鑑みてなされた
もので、船内タンクにガスを送り込む簡単な装置を提供
することにより、このガスを送る配管を短くすること、
および機器の削減、敷地の有効活用化を目的とする。[0007] The present invention has been made in view of such problems, and by providing a simple device for sending gas to an onboard tank, the piping for sending this gas can be shortened.
The aim is to reduce equipment and make effective use of the site.
【0008】[0008]
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するた
め、請求項1の発明では、LNGを貯蔵するタンクと、
LNG船よりLNGを前記タンクへ荷下しするLNG荷
下しラインと、このLNG荷下しラインよりLNGを抽
出し気化してLNG気化ガスとし前記LNG船へ戻すL
NG抽出ラインと、を備える。In order to achieve the above object, according to the first aspect of the present invention, a tank for storing LNG,
An LNG unloading line for unloading LNG from the LNG ship to the tank; and extracting LNG from the LNG unloading line and vaporizing the LNG into LNG vaporized gas and returning it to the LNG ship.
An NG extraction line.
【0009】LNG船のLNGはLNG荷下しラインに
よりタンクに移送される。LNG抽出ラインはこのLN
G荷下しラインに接続し、LNGを抽出し気化してLN
G気化ガスとし前記LNG船へ戻す。抽出位置をLNG
船を係留する桟橋近傍にすることにより気化したガスを
LNG船に送るガス配管の長さを短縮でき、同時に機器
の削減、および敷地の有効活用化が可能となる。[0009] LNG of the LNG ship is transferred to a tank by an LNG unloading line. The LNG extraction line is
Connect to G unloading line, extract and vaporize LNG
Return to the LNG ship as G gas. Extraction position is LNG
By placing the ship near the pier where the ship is moored, the length of the gas pipe for sending the vaporized gas to the LNG ship can be shortened, and at the same time, the equipment can be reduced and the site can be effectively used.
【0010】請求項2の発明では、前記LNG抽出ライ
ンは、抽出したLNGを減圧調整する圧力調整弁と、こ
の減圧したLNGを気化してガスとする気化器と、を備
えている。[0010] In the second aspect of the present invention, the LNG extraction line includes a pressure regulating valve for regulating the pressure of the extracted LNG, and a vaporizer for vaporizing the reduced LNG to produce gas.
【0011】LNGは海水などと熱交換することにより
容易にガス化するので、船内タンクを満たす程度の小規
模な気化器はリターンブロワ等の送風機よりも安価に製
作できる。またLNG荷下しラインは船内のLNG液ポ
ンプにより加圧されているので、気化器のガス出口圧力
は、コントロールユニットにて船内に送る適切な圧力に
コントロールできる。Since LNG is easily gasified by exchanging heat with seawater or the like, a small-sized vaporizer that fills an onboard tank can be manufactured at a lower cost than a blower such as a return blower. Further, since the LNG unloading line is pressurized by the LNG liquid pump in the ship, the gas outlet pressure of the vaporizer can be controlled to an appropriate pressure to be sent into the ship by the control unit.
【0012】[0012]
【発明の実施の形態】以下本発明の実施形態について、
図面を参照して説明する。図1は本実施形態のLNG受
入れ装置と受け入れたLNGをガス化し発電する発電装
置を示す。LNG受入れ装置は、LNGを貯蔵する地下
タンク2と地上タンク3(これらは通常複数基ありいず
れか一方の形式のみの場合も多い)、タンク2,3内の
LNGの気化したガスを取り出してボイラ7に送るガス
圧縮機5、LNG船1より荷下しされるLNGを抽出し
てしガスとする小型の気化器42、LNG船内タンク1
8に送るガスの圧力を計測する圧力計41a、LNG船
1の配管とタンク2,3の配管を接続する液体用ローデ
ィングアーム19a、ガス用ローディングアーム19b
を有する。LNG船1は荷下し専用の桟橋14に係留さ
れる。桟橋14には液体用ローディングアーム19a、
ガス用ローディングアーム19b、および小型の気化器
42が配置されている。DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Embodiments of the present invention will be described below.
This will be described with reference to the drawings. FIG. 1 shows an LNG receiving device of the present embodiment and a power generating device for gasifying the received LNG and generating power. The LNG receiving device takes out the LNG vaporized gas in the underground tank 2 and the above-ground tank 3 for storing LNG (generally, there are a plurality of these and there is often only one type), and the boiler 2 7, a gas compressor 5, a small vaporizer 42 that extracts LNG unloaded from the LNG ship 1 and converts it into gas, an LNG onboard tank 1
8, a pressure gauge 41a for measuring the pressure of the gas sent to 8, a liquid loading arm 19a for connecting the piping of the LNG ship 1 to the piping of the tanks 2 and 3, and a gas loading arm 19b.
Having. The LNG ship 1 is unloaded and moored on a dedicated pier 14. The pier 14 has a loading arm 19a for liquid,
The gas loading arm 19b and the small vaporizer 42 are arranged.
【0013】LNG船1は通常船内タンク18を複数個
有し、各船内タンク18にはLNGポンプ15と、これ
に接続するLNG取出しライン23と、LNGガスを一
部戻しLNG取り出しによるLNG船内タンク18のタ
ンク内圧の変化を防止するガス戻りライン24が設けら
れ、LNG取出しライン23は液体用ローディングアー
ム19aと、ガス戻りライン24はガス用ローディング
アーム19bと、取合金具25で接続するようになって
いる。The LNG ship 1 usually has a plurality of inboard tanks 18, each inboard tank 18 having an LNG pump 15, an LNG extraction line 23 connected thereto, and an LNG onboard tank by partially returning LNG gas and extracting LNG. A gas return line 24 for preventing a change in the tank internal pressure of 18 is provided. The LNG take-out line 23 is connected to the liquid loading arm 19a, and the gas return line 24 is connected to the gas loading arm 19b by a metal alloy tool 25. Has become.
【0014】液体用ローディングアーム19aと各タン
ク2,3を結んでLNG荷下しライン26が設けられ、
各タンク2,3にLNGを移送する。各タンク2,3の
頂部とガス圧縮機5を結び気化ガス取出しライン28が
設けられ、タンク内で気化したLNG気化ガスをボイラ
7に送り込む。地下タンク2にはタンク内底部近傍にL
NGポンプ15が設けられ、地上タンク3にはタンク外
の底部近傍にLNGポンプ15が設けられており、LN
G移送ライン27を介して大型の気化器6にLNGを移
送する。An LNG unloading line 26 is provided connecting the liquid loading arm 19a and each of the tanks 2 and 3,
LNG is transferred to each of tanks 2 and 3. A vaporized gas take-out line 28 is provided to connect the top of each of the tanks 2 and 3 with the gas compressor 5, and feeds the LNG vaporized gas vaporized in the tanks to the boiler 7. Underground tank 2 has L near the bottom of the tank.
An NG pump 15 is provided, and an LNG pump 15 is provided in the ground tank 3 near the bottom outside the tank.
The LNG is transferred to the large vaporizer 6 via the G transfer line 27.
【0015】LNG荷下しライン26より分岐してLN
G抽出ライン40が設けられ、ガス用ローディングアー
ム19bに接続している。分岐点Pは桟橋14に近い位
置としガス用ローディングアーム19bまでのガス配管
長さを短くしている。LNG抽出ライン40にはコント
ロールユニット41と小型の気化器42が設けられてい
る。気化器42は海水等により低温のLNGの温度を上
昇させて気化させる装置で、その容量は接岸するLNG
船のLNGタンク容積に見合うもので、各タンク2,3
のLNGを気化する気化器6よりはるかに小容量の気化
器である。このため気化器42は装置として比較的コン
パクトであり、桟橋14の上に設置できる。このように
気化器42を桟橋14に設置することにより、従来のよ
うにリターンブロワ据付用の比較的大きい敷地をタンク
2,3の近傍に設ける必要はなくスペースを削減でき、
また分岐点Pを桟橋14近くに設置するので、LNG抽
出ライン40の長さは従来のタンク2,3よりガス用ロ
ーディンアーム19bまでのガス配管長さより遙かに短
くなる。LNG unloading line 26 branches off LN
A G extraction line 40 is provided and connected to the gas loading arm 19b. The branch point P is located near the pier 14, and the length of the gas pipe to the gas loading arm 19b is shortened. The LNG extraction line 40 is provided with a control unit 41 and a small vaporizer 42. The vaporizer 42 is a device that raises the temperature of the low-temperature LNG with seawater or the like and vaporizes the LNG.
It is suitable for the ship's LNG tank capacity.
Is much smaller than the vaporizer 6 that vaporizes LNG. Therefore, the vaporizer 42 is relatively compact as a device and can be installed on the pier 14. By installing the vaporizer 42 on the pier 14 in this way, it is not necessary to provide a relatively large site for installing the return blower near the tanks 2 and 3 as in the conventional case, and the space can be reduced.
Further, since the branch point P is installed near the pier 14, the length of the LNG extraction line 40 is much shorter than the length of the gas pipe from the conventional tanks 2, 3 to the gas loading arm 19b.
【0016】気化器6は各タンク2,3から移送される
LNGを海水により昇温し気化させる装置で、前述の気
化器42よりもはるかに大きな容量のものである。気化
したLNGはガス圧縮機5からのLNG気化ガスと合流
してボイラ7に送られる。ボイラ7で発生した蒸気は蒸
気ライン33によりタービン8に送られ、タービンを回
転し、タービン軸に直結した発電機9を回転して発電す
る。発電された電気は電線34により変圧器10へ入り
送電用の高電圧に昇圧され、電線34により開閉所11
へ入り、ここから送電装置12により需要者に送電され
る。The vaporizer 6 is a device for raising the temperature of LNG transferred from each of the tanks 2 and 3 by seawater and vaporizing the LNG, and has a much larger capacity than the vaporizer 42 described above. The vaporized LNG is combined with the LNG vaporized gas from the gas compressor 5 and sent to the boiler 7. The steam generated in the boiler 7 is sent to the turbine 8 by the steam line 33, rotates the turbine, and rotates the generator 9 directly connected to the turbine shaft to generate power. The generated electricity enters the transformer 10 by the electric wire 34 and is boosted to a high voltage for power transmission.
The power is transmitted to the consumer by the power transmission device 12 from here.
【0017】岸壁の近辺には海水を吸い上げる海水ポン
プ16が設けられ、吸い上げた海水を海水供給ライン3
0でタービン8の復水器へ送る。復水器で加熱された海
水は海水排出ライン31により再び海に戻されるが、一
部は海水ポンプ17により気化用海水ライン32に入
る。気化器6ではLNGをこの加熱された海水で気化し
LNG気化ガスにする。LNG気化ガスはガス供給ライ
ン29によりボイラ7のバーナ22に送られる。A seawater pump 16 for sucking seawater is provided in the vicinity of the quay, and the sucked seawater is supplied to the seawater supply line 3.
At 0, it is sent to the condenser of the turbine 8. The seawater heated by the condenser is returned to the sea again by the seawater discharge line 31, but a part of the seawater enters the seawater line for vaporization 32 by the seawater pump 17. In the vaporizer 6, LNG is vaporized with the heated seawater to LNG vaporized gas. The LNG vaporized gas is sent to the burner 22 of the boiler 7 by a gas supply line 29.
【0018】ボイラ7の燃焼炉にはバーナ22と、空気
を送風する送風路35と、燃焼排ガスを送り出す燃焼排
ガス路36が設けられている。送風路35入口には空気
ブロワ20が設けられ、送風路21と燃焼排ガス路36
には空気予熱器21が設けられており、空気を予熱し燃
焼排ガスを冷却する。冷却した燃焼排ガスは煙突13よ
り排出される。The combustion furnace of the boiler 7 is provided with a burner 22, an air passage 35 for blowing air, and a flue gas passage 36 for discharging flue gas. An air blower 20 is provided at the inlet of the air passage 35, and the air
Is provided with an air preheater 21 for preheating air and cooling combustion exhaust gas. The cooled combustion exhaust gas is discharged from the chimney 13.
【0019】次にLNG受入れ装置の動作について説明
する。LNG船1が桟橋14に係留されると、船側に装
備された取合金具25とローディングアーム19a,1
9b側の取合金具25が結合される。船内タンク18内
のLNGポンプ15を稼働し、LNGを液体用ローディ
ングアーム19a,LNG荷下しライン26を通して地
下タンク2や地上タンク3に移送する。これとともにコ
ントロールユニット41を調整して気化器42に適した
圧に減圧し、気化器42によりLNG船内タンク18に
送る圧力に見合うLNG気化ガスを発生させ、ガス用ロ
ーディングアーム19bより船内タンク18に送り込
む。なお、船内タンク18の圧力は1000mmAq程
度であり、気化器42と船内タンク18とのガス配管の
長さも短いので、ブロワを用いなくても気化するときの
膨張圧で気化したガスを船内タンク18に送り込むこと
ができる。このようにして船内タンク18では、移送さ
れたLNGの体積に見合うLNG気化ガスが供給され、
タンク内圧をほぼ一定に保持することができる。Next, the operation of the LNG receiving device will be described. When the LNG ship 1 is moored on the pier 14, the alloying tool 25 mounted on the ship side and the loading arms 19a, 1
The alloying tool 25 on the 9b side is joined. The LNG pump 15 in the inboard tank 18 is operated to transfer the LNG to the underground tank 2 or the ground tank 3 through the liquid loading arm 19a and the LNG unloading line 26. At the same time, the control unit 41 is adjusted to reduce the pressure to a pressure suitable for the vaporizer 42, and the vaporizer 42 generates LNG vaporized gas corresponding to the pressure sent to the LNG onboard tank 18. Send in. Since the pressure in the inboard tank 18 is about 1000 mmAq and the length of the gas pipe between the vaporizer 42 and the inboard tank 18 is short, the gas vaporized by the inflation pressure when vaporizing without using a blower is used. Can be sent to In this way, the LNG vaporized gas corresponding to the volume of the transferred LNG is supplied to the onboard tank 18,
The tank internal pressure can be kept almost constant.
【0020】[0020]
【発明の効果】以上述べたように、本発明は、LNG荷
下しラインよりLNGを一部抽出して気化し、船内タン
クに戻すようにしたので、リターンガスブロワが不要に
なり、この据付エリアも不要となる。また抽出位置をL
NG船係留桟橋近傍とすることによりガス配管長さを大
幅に短縮することができる。As described above, according to the present invention, a part of LNG is extracted from the LNG unloading line, vaporized and returned to the onboard tank, so that a return gas blower is not required. No area is required. The extraction position is L
The gas pipe length can be significantly reduced by being near the mooring pier of the NG ship.
【図面の簡単な説明】[Brief description of the drawings]
【図1】本発明の実施形態のLNG受入れ装置と発電装
置の構成を示す図である。FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an LNG receiving device and a power generating device according to an embodiment of the present invention.
【図2】従来のLNG受入れ装置と発電装置の構成を示
す図である。FIG. 2 is a diagram showing a configuration of a conventional LNG receiving device and a power generation device.
1 LNG船 2 地下タンク 3 地上タンク 4 リターンガスブロワ 5 ガス圧縮機 6 気化器 7 ボイラ 8 タービン 9 発電機 10 変圧器 11 開閉所 12 送電装置 13 煙突 14 桟橋 15 LNGポンプ 16 海水取入れポンプ 17 海水ポンプ 18 船内タンク 19a 液体用ローディングアーム 19b ガス用ローディングアーム 22 バーナ 23 LNG取出しライン 24 ガス戻りライン 25 取合金具 26 LNG荷下しライン 27 LNG移送ライン 28 気化ガス取出しライン 29 LNG気化ガス供給ライン 30 海水供給ライン 31 海水排出ライン 32 気化用海水ライン 33 蒸気ライン 40 LNG抽出ライン 41 コントロールユニット 41a 圧力計 42 気化器 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 LNG ship 2 Underground tank 3 Above-ground tank 4 Return gas blower 5 Gas compressor 6 Vaporizer 7 Boiler 8 Turbine 9 Generator 10 Transformer 11 Switchyard 12 Power transmission device 13 Chimney 14 Pier 15 LNG pump 16 Seawater intake pump 17 Seawater pump Reference Signs List 18 Inboard tank 19a Liquid loading arm 19b Gas loading arm 22 Burner 23 LNG extraction line 24 Gas return line 25 Aluminum alloy tool 26 LNG unloading line 27 LNG transfer line 28 Vaporized gas extraction line 29 LNG vaporized gas supply line 30 Seawater Supply line 31 Seawater discharge line 32 Seawater line for vaporization 33 Steam line 40 LNG extraction line 41 Control unit 41a Pressure gauge 42 Vaporizer
Claims (2)
りLNGを前記タンクへ荷下しするLNG荷下しライン
と、このLNG荷下しラインよりLNGを抽出し気化し
てLNG気化ガスとし前記LNG船へ戻すLNG抽出ラ
インと、を備えたことを特徴とするLNG受入れ装置。1. An LNG storage tank, an LNG unloading line for unloading LNG from the LNG ship to the tank, and LNG extracted and vaporized from the LNG unloading line into LNG vaporized gas. An LNG receiving device comprising: an LNG extraction line for returning to an LNG ship.
Gを減圧調整する圧力調整弁と、この減圧したLNGを
気化してガスとする気化器と、を備えていることを特徴
とする請求項1記載のLNG受入れ装置。2. The method according to claim 1, wherein the LNG extraction line includes an extracted LN.
2. The LNG receiving device according to claim 1, further comprising: a pressure adjusting valve for adjusting the pressure of G, and a vaporizer for evaporating the reduced LNG into gas.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP10009487A JPH11210990A (en) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Lng receiving device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP10009487A JPH11210990A (en) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Lng receiving device |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH11210990A true JPH11210990A (en) | 1999-08-06 |
Family
ID=11721598
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP10009487A Pending JPH11210990A (en) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Lng receiving device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPH11210990A (en) |
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