JPH1163396A - ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備 - Google Patents
ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備Info
- Publication number
- JPH1163396A JPH1163396A JP22180597A JP22180597A JPH1163396A JP H1163396 A JPH1163396 A JP H1163396A JP 22180597 A JP22180597 A JP 22180597A JP 22180597 A JP22180597 A JP 22180597A JP H1163396 A JPH1163396 A JP H1163396A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- low
- gas
- tank
- boil
- temperature
- 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.)
- Withdrawn
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 ＢＯＧ圧縮機の吐出圧力を従来の低圧並みの
圧力に抑え、ＢＯＧ圧縮機に係るイニシャルコストおよ
びランニングコストの低減を図る。 【解決手段】 低温タンク１１から供給される低温液化
ガス１２によって、受入タンク３１内の凝縮液１７を低
エンタルピの状態に維持する。そして、この凝縮液１７
中に、チャンバ３３内でボイルオフガス１３を溶け込ま
せた低温タンク１１からの低温液化ガス１２を混合する
ことによりボイルオフガス１３を凝縮する。さらに、凝
縮液１７を昇圧して低温液化ガス払出系１６に注入して
気化することにより、ＢＯＧ圧縮機１４の吐出圧力を従
来並みの圧力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガ
スを供給するようにしている。
圧力に抑え、ＢＯＧ圧縮機に係るイニシャルコストおよ
びランニングコストの低減を図る。 【解決手段】 低温タンク１１から供給される低温液化
ガス１２によって、受入タンク３１内の凝縮液１７を低
エンタルピの状態に維持する。そして、この凝縮液１７
中に、チャンバ３３内でボイルオフガス１３を溶け込ま
せた低温タンク１１からの低温液化ガス１２を混合する
ことによりボイルオフガス１３を凝縮する。さらに、凝
縮液１７を昇圧して低温液化ガス払出系１６に注入して
気化することにより、ＢＯＧ圧縮機１４の吐出圧力を従
来並みの圧力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガ
スを供給するようにしている。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、低温液化ガスを貯
蔵する低温タンクから発生するボイルオフガスを凝縮さ
せるボイルオフガスの凝縮装置、及びその凝縮装置を使
用する液化ガス貯蔵設備に関する。
蔵する低温タンクから発生するボイルオフガスを凝縮さ
せるボイルオフガスの凝縮装置、及びその凝縮装置を使
用する液化ガス貯蔵設備に関する。
【０００２】
【従来の技術】近年、圧縮空気の中で燃料を燃やし、そ
の高温の燃焼ガスでガスタービンを回転させ、該ガスタ
ービンから排出される高温ガスを排熱回収してボイラに
導き、そこで蒸気を発生させて蒸気タービンを回すとい
った、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて発電
する、いわゆるコンバインドサイクル発電所が増加して
いる。
の高温の燃焼ガスでガスタービンを回転させ、該ガスタ
ービンから排出される高温ガスを排熱回収してボイラに
導き、そこで蒸気を発生させて蒸気タービンを回すとい
った、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせて発電
する、いわゆるコンバインドサイクル発電所が増加して
いる。
【０００３】このため、上述のコンバインドサイクル発
電所や従来の火力発電所（ボイラと蒸気タービンおよび
発電機とを組み合わせた発電所）に天然ガス等の燃料ガ
スを供給する液化ガス貯蔵設備にあっては、図２に示す
ように、低温タンク１内に貯蔵されているＬＮＧ（液化
天然ガス）２を昇圧・気化し、低圧状態（ボイラ）及び
高圧状態（コンバインドサイクル発電所）で燃料ガスを
発電所に供給する２系列の払出系３，４が設けられてい
る。
電所や従来の火力発電所（ボイラと蒸気タービンおよび
発電機とを組み合わせた発電所）に天然ガス等の燃料ガ
スを供給する液化ガス貯蔵設備にあっては、図２に示す
ように、低温タンク１内に貯蔵されているＬＮＧ（液化
天然ガス）２を昇圧・気化し、低圧状態（ボイラ）及び
高圧状態（コンバインドサイクル発電所）で燃料ガスを
発電所に供給する２系列の払出系３，４が設けられてい
る。
【０００４】低圧側の払出系３は、プライマリポンプ５
により低温タンク１からＬＮＧ２を払い出すとともに昇
圧し、これを低圧気化器６によって気化して約０．８〜
０．９ＭＰａの状態でボイラに送り出すものである。
により低温タンク１からＬＮＧ２を払い出すとともに昇
圧し、これを低圧気化器６によって気化して約０．８〜
０．９ＭＰａの状態でボイラに送り出すものである。
【０００５】一方、高圧側の払出系４は、前記プライマ
リポンプ５により低温タンク１からＬＮＧ２を払い出す
とともに昇圧した後、さらにセカンダリポンプ７によっ
て昇圧し、これを高圧気化器８によって気化して約３．
０〜３．５ＭＰａの状態でコンバインドサイクル発電所
に送り出すものである。
リポンプ５により低温タンク１からＬＮＧ２を払い出す
とともに昇圧した後、さらにセカンダリポンプ７によっ
て昇圧し、これを高圧気化器８によって気化して約３．
０〜３．５ＭＰａの状態でコンバインドサイクル発電所
に送り出すものである。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】ところで、低温タンク
１内では、外部からの入熱や気圧の変化等により、ＬＮ
Ｇ２が気化して、いわゆるＢＯＧ（ボイルオフガス）９
が発生しているため、低温タンク１の内圧を一定の範囲
に抑えるべく、ＢＯＧ９は低温タンク１の外に送り出さ
れるようになっている。
１内では、外部からの入熱や気圧の変化等により、ＬＮ
Ｇ２が気化して、いわゆるＢＯＧ（ボイルオフガス）９
が発生しているため、低温タンク１の内圧を一定の範囲
に抑えるべく、ＢＯＧ９は低温タンク１の外に送り出さ
れるようになっている。
【０００７】そして、送り出されたＢＯＧ９は、ＢＯＧ
圧縮機１０で圧縮された後、供給先である発電所の要求
圧力に応じて、前記払出系３，４の低圧気化器６または
高圧気化器８の下流側に注入されて発電所に供給され
る。
圧縮機１０で圧縮された後、供給先である発電所の要求
圧力に応じて、前記払出系３，４の低圧気化器６または
高圧気化器８の下流側に注入されて発電所に供給され
る。
【０００８】しかしながら、ＢＯＧ９を高圧気化器８の
下流側に注入する場合には、ＢＯＧ圧縮機１０からの吐
出圧力を、前記高圧側の払出系４における発電所等への
供給圧力である３．０〜３．５ＭＰａにまで高めておく
必要があり、ＢＯＧ圧縮機１０としては、３，０００ｋ
Ｗのモータ馬力が必要であった。
下流側に注入する場合には、ＢＯＧ圧縮機１０からの吐
出圧力を、前記高圧側の払出系４における発電所等への
供給圧力である３．０〜３．５ＭＰａにまで高めておく
必要があり、ＢＯＧ圧縮機１０としては、３，０００ｋ
Ｗのモータ馬力が必要であった。
【０００９】このため、ＢＯＧ圧縮機１０の高価格化，
建屋の大型化等によるイニシャルコストの上昇、および
ＢＯＧ圧縮機１０の消費電力増大等によるランニングコ
ストの上昇を招いていた。
建屋の大型化等によるイニシャルコストの上昇、および
ＢＯＧ圧縮機１０の消費電力増大等によるランニングコ
ストの上昇を招いていた。
【００１０】本発明は、上記事情に鑑みてなされたもの
で、ＢＯＧ圧縮機の吐出圧力を従来の低圧並みの圧力
（約０．８ＭＰａ）に抑え、ＢＯＧ圧縮機に係るイニシ
ャルコストおよびランニングコストの低減を図ることの
できるボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設
備を提供することを目的とする。
で、ＢＯＧ圧縮機の吐出圧力を従来の低圧並みの圧力
（約０．８ＭＰａ）に抑え、ＢＯＧ圧縮機に係るイニシ
ャルコストおよびランニングコストの低減を図ることの
できるボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設
備を提供することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】本発明は、前記課題を解
決するために以下の構成を採用した。すなわち、請求項
１記載のボイルオフガスの凝縮装置は、低温液化ガスを
貯蔵する低温タンクで発生したボイルオフガスを凝縮さ
せるボイルオフガスの凝縮装置であって、前記ボイルオ
フガスを受け入れる受入タンクと、前記低温タンクから
の低温液化ガスを前記受入タンク内に噴出させるノズル
と、該ノズルから噴出した低温液化ガスを前記受入タン
クの底部まで案内するとともに加圧状態のボイルオフガ
スを該ノズル近傍に供給し該ボイルオフガスを該低温液
化ガスに巻き込ませるチャンバとを備えることを特徴と
するものである。
決するために以下の構成を採用した。すなわち、請求項
１記載のボイルオフガスの凝縮装置は、低温液化ガスを
貯蔵する低温タンクで発生したボイルオフガスを凝縮さ
せるボイルオフガスの凝縮装置であって、前記ボイルオ
フガスを受け入れる受入タンクと、前記低温タンクから
の低温液化ガスを前記受入タンク内に噴出させるノズル
と、該ノズルから噴出した低温液化ガスを前記受入タン
クの底部まで案内するとともに加圧状態のボイルオフガ
スを該ノズル近傍に供給し該ボイルオフガスを該低温液
化ガスに巻き込ませるチャンバとを備えることを特徴と
するものである。
【００１２】また、請求項２記載のボイルオフガスの凝
縮装置は、請求項１記載のボイルオフガスの凝縮装置に
おいて、前記チャンバに、部分的に縮径された絞り部が
設けられていることを特徴とするものである。
縮装置は、請求項１記載のボイルオフガスの凝縮装置に
おいて、前記チャンバに、部分的に縮径された絞り部が
設けられていることを特徴とするものである。
【００１３】また、請求項３記載のボイルオフガスの凝
縮装置は、請求項１または請求項２記載のボイルオフガ
スの凝縮装置において、前記受入タンクに、凝縮液の液
面レベルを検知するレベルセンサが設けられるととも
に、前記低温タンクから低温液化ガスを前記ノズル近傍
に供給する液化ガス供給路に、前記レベルセンサからの
信号に応じて該低温液化ガスの供給量を調節する供給量
調節弁を備えることを特徴とするものである。
縮装置は、請求項１または請求項２記載のボイルオフガ
スの凝縮装置において、前記受入タンクに、凝縮液の液
面レベルを検知するレベルセンサが設けられるととも
に、前記低温タンクから低温液化ガスを前記ノズル近傍
に供給する液化ガス供給路に、前記レベルセンサからの
信号に応じて該低温液化ガスの供給量を調節する供給量
調節弁を備えることを特徴とするものである。
【００１４】請求項４記載の液化ガス貯蔵設備は、低温
液化ガスを貯蔵する低温タンクと、該低温タンクで発生
したボイルオフガスを圧縮するＢＯＧ圧縮機と、該ＢＯ
Ｇ圧縮機で圧縮されたボイルオフガスおよび前記低温タ
ンクからの低温液化ガスが供給され該ボイルオフガスを
凝縮させるＢＯＧ凝縮装置と、前記低温タンクからの低
温液化ガス払出系に前記ＢＯＧ凝縮装置で凝縮された凝
縮液を供給する凝縮液供給路とを備え、前記ＢＯＧ凝縮
装置には、前記ボイルオフガスを受け入れる受入タンク
と、前記低温タンクからの低温液化ガスを前記受入タン
ク内に噴出させるノズルと、該ノズルから噴出した低温
液化ガスを前記受入タンクの底部まで案内するとともに
加圧状態のボイルオフガスを該ノズル近傍に供給し該ボ
イルオフガスを該低温液化ガスに巻き込ませるチャンバ
とが設けられていることを特徴とするものである。
液化ガスを貯蔵する低温タンクと、該低温タンクで発生
したボイルオフガスを圧縮するＢＯＧ圧縮機と、該ＢＯ
Ｇ圧縮機で圧縮されたボイルオフガスおよび前記低温タ
ンクからの低温液化ガスが供給され該ボイルオフガスを
凝縮させるＢＯＧ凝縮装置と、前記低温タンクからの低
温液化ガス払出系に前記ＢＯＧ凝縮装置で凝縮された凝
縮液を供給する凝縮液供給路とを備え、前記ＢＯＧ凝縮
装置には、前記ボイルオフガスを受け入れる受入タンク
と、前記低温タンクからの低温液化ガスを前記受入タン
ク内に噴出させるノズルと、該ノズルから噴出した低温
液化ガスを前記受入タンクの底部まで案内するとともに
加圧状態のボイルオフガスを該ノズル近傍に供給し該ボ
イルオフガスを該低温液化ガスに巻き込ませるチャンバ
とが設けられていることを特徴とするものである。
【００１５】また、請求項５記載の液化ガス貯蔵設備
は、請求項４記載の液化ガス貯蔵設備において、前記受
入タンクに、前記凝縮液を前記低温タンクに戻すリター
ン配管が接続されていることを特徴とするものである。
は、請求項４記載の液化ガス貯蔵設備において、前記受
入タンクに、前記凝縮液を前記低温タンクに戻すリター
ン配管が接続されていることを特徴とするものである。
【００１６】
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施形態につい
て、図１を参照しながら説明する。図１は、本実施形態
における液化ガス貯蔵設備の系統図であり、同図中、符
号１１は低温タンク、１２はＬＮＧ、１３はＢＯＧ、１
４はＢＯＧ圧縮機、１５はＢＯＧ凝縮装置、１６はＬＮ
Ｇ払出系、１７は凝縮液、１８は凝縮液供給路、１９は
リターン配管、２０はＬＮＧ供給路である。
て、図１を参照しながら説明する。図１は、本実施形態
における液化ガス貯蔵設備の系統図であり、同図中、符
号１１は低温タンク、１２はＬＮＧ、１３はＢＯＧ、１
４はＢＯＧ圧縮機、１５はＢＯＧ凝縮装置、１６はＬＮ
Ｇ払出系、１７は凝縮液、１８は凝縮液供給路、１９は
リターン配管、２０はＬＮＧ供給路である。
【００１７】低温タンク１１内には、ＬＮＧ１２が約−
１６２℃に保冷された状態で貯蔵されており、この低温
タンク１１には、ＢＯＧ１３をＢＯＧ圧縮機１４に供給
するＢＯＧ供給配管２１と、ＬＮＧ１２を受入タンク３
１に供給するＬＮＧ供給路２０およびＬＮＧ１２を発電
所等に払い出すＬＮＧ払出系１６の一部を構成する払出
配管２２と、リターン配管１９とが接続されている。
１６２℃に保冷された状態で貯蔵されており、この低温
タンク１１には、ＢＯＧ１３をＢＯＧ圧縮機１４に供給
するＢＯＧ供給配管２１と、ＬＮＧ１２を受入タンク３
１に供給するＬＮＧ供給路２０およびＬＮＧ１２を発電
所等に払い出すＬＮＧ払出系１６の一部を構成する払出
配管２２と、リターン配管１９とが接続されている。
【００１８】このリターン配管１９は、ＢＯＧ凝縮装置
１５で凝縮された凝縮液１７を低温タンク１１に戻すた
めのもので、この凝縮液１７は、そのヘッド圧で当該リ
ターン配管１９に接続されるリング状の散出用配管２３
に沿って複数設けられた各々のノズル部（図示略）から
分散してＬＮＧ１２の液中に溶解する。
１５で凝縮された凝縮液１７を低温タンク１１に戻すた
めのもので、この凝縮液１７は、そのヘッド圧で当該リ
ターン配管１９に接続されるリング状の散出用配管２３
に沿って複数設けられた各々のノズル部（図示略）から
分散してＬＮＧ１２の液中に溶解する。
【００１９】ＢＯＧ圧縮機１４は、低温タンク１１から
供給されたＢＯＧ１３を圧縮するとともに、圧縮状態の
ＢＯＧ１３をＢＯＧ凝縮装置１５に供給するものであ
る。このＢＯＧ凝縮装置１５は、受入タンク３１，ノズ
ル３２及びチャンバ３３を備えて概略構成されている。
供給されたＢＯＧ１３を圧縮するとともに、圧縮状態の
ＢＯＧ１３をＢＯＧ凝縮装置１５に供給するものであ
る。このＢＯＧ凝縮装置１５は、受入タンク３１，ノズ
ル３２及びチャンバ３３を備えて概略構成されている。
【００２０】受入タンク３１は、球形状をなしており、
ＢＯＧ圧縮機１４によって０．８〜０．９ＭＰａに圧縮
されたＢＯＧ１３を受け入けることができる耐圧強度を
有するとともに、低温タンク１１から受け入れたＬＮＧ
１２を低温、すなわち、より低エンタルピの状態に維持
できる保冷機能および耐低温強度を備えるように構成さ
れている。
ＢＯＧ圧縮機１４によって０．８〜０．９ＭＰａに圧縮
されたＢＯＧ１３を受け入けることができる耐圧強度を
有するとともに、低温タンク１１から受け入れたＬＮＧ
１２を低温、すなわち、より低エンタルピの状態に維持
できる保冷機能および耐低温強度を備えるように構成さ
れている。
【００２１】ノズル３２は、低温タンク１１から供給さ
れるＬＮＧ１２を受入タンク３１内に噴出させるもの
で、その噴出口３２ａは前記チャンバ３３の内部に配さ
れている。そして、ノズル３２には、プライマリポンプ
Ｐ1によって約２ＭＰａに昇圧された状態のＬＮＧ１２
がＬＮＧ供給路２０を介して供給される。
れるＬＮＧ１２を受入タンク３１内に噴出させるもの
で、その噴出口３２ａは前記チャンバ３３の内部に配さ
れている。そして、ノズル３２には、プライマリポンプ
Ｐ1によって約２ＭＰａに昇圧された状態のＬＮＧ１２
がＬＮＧ供給路２０を介して供給される。
【００２２】チャンバ３３は、受入タンク３１の軸線に
沿ってその内部に配される筒状のチャンバ本体３３ａ
と、該チャンバ本体３３ａの上端部側面に接続されるＬ
字管状のＢＯＧ受入部３３ｂおよび筒状のガス導入部３
３ｃとから構成されている。
沿ってその内部に配される筒状のチャンバ本体３３ａ
と、該チャンバ本体３３ａの上端部側面に接続されるＬ
字管状のＢＯＧ受入部３３ｂおよび筒状のガス導入部３
３ｃとから構成されている。
【００２３】そして、チャンバ３３では、ノズル３２か
ら噴出されたＬＮＧ１２を受入タンク３１の底部に案内
しつつ、ＢＯＧ圧縮機１４で圧縮されたＢＯＧ１３を、
ＢＯＧ受入部３３ｂを介してノズル３２の近傍に供給し
て該ＬＮＧ１２に接触させることにより、当該チャンバ
３３内で巻き込ませながら溶かし込む。
ら噴出されたＬＮＧ１２を受入タンク３１の底部に案内
しつつ、ＢＯＧ圧縮機１４で圧縮されたＢＯＧ１３を、
ＢＯＧ受入部３３ｂを介してノズル３２の近傍に供給し
て該ＬＮＧ１２に接触させることにより、当該チャンバ
３３内で巻き込ませながら溶かし込む。
【００２４】また、チャンバ本体３３ａには、ノズル噴
出口３２ａおよび前記ＢＯＧ受入部３３ｂとの交差部よ
りも受入タンク３１の底部側に、部分的に縮径された絞
り部３４が設けられているので、ＢＯＧ１３が溶け込ん
だＬＮＧ１２を絞り部３４で絞った後、チャンバ本体３
３ａ内で拡散させることによって凝縮効果を高めてい
る。
出口３２ａおよび前記ＢＯＧ受入部３３ｂとの交差部よ
りも受入タンク３１の底部側に、部分的に縮径された絞
り部３４が設けられているので、ＢＯＧ１３が溶け込ん
だＬＮＧ１２を絞り部３４で絞った後、チャンバ本体３
３ａ内で拡散させることによって凝縮効果を高めてい
る。
【００２５】さらに、チャンバ３３には、受入タンク３
１内における凝縮液１７の気化ガスＧをチャンバ本体３
３ａに導入し、ノズル３２から噴出されるＬＮＧ１２に
溶け込ませて再凝縮させるガス導入部３３ｃが設けら
れ、凝縮効率の向上および内圧の上昇防止が図られてい
る。
１内における凝縮液１７の気化ガスＧをチャンバ本体３
３ａに導入し、ノズル３２から噴出されるＬＮＧ１２に
溶け込ませて再凝縮させるガス導入部３３ｃが設けら
れ、凝縮効率の向上および内圧の上昇防止が図られてい
る。
【００２６】一方、受入タンク３１には、凝縮液１７の
液面レベルを検知するレベルセンサ３５が設けられ、こ
のレベルセンサ３５からの信号に応じてＬＮＧ供給路２
０に介在状態に設けられた供給量調節弁３６を制御する
ことによって、低温タンク１１からのＬＮＧ１２の供給
量を適宜調節して凝縮液１７を低エンタルピの状態に維
持する。
液面レベルを検知するレベルセンサ３５が設けられ、こ
のレベルセンサ３５からの信号に応じてＬＮＧ供給路２
０に介在状態に設けられた供給量調節弁３６を制御する
ことによって、低温タンク１１からのＬＮＧ１２の供給
量を適宜調節して凝縮液１７を低エンタルピの状態に維
持する。
【００２７】また、前記リターン配管１９に介在状態に
設けられた戻し量調節弁３７についても、前記レベルセ
ンサ３５によって制御されるようになっており、受入タ
ンク３１内の液面レベル、および凝縮液供給路１８を介
してＬＮＧ払出系１６に凝縮液１７を供給する供給量に
応じて、低温タンク１１への戻し量を適宜調節して受入
タンク３１の内圧上昇を防止できる。
設けられた戻し量調節弁３７についても、前記レベルセ
ンサ３５によって制御されるようになっており、受入タ
ンク３１内の液面レベル、および凝縮液供給路１８を介
してＬＮＧ払出系１６に凝縮液１７を供給する供給量に
応じて、低温タンク１１への戻し量を適宜調節して受入
タンク３１の内圧上昇を防止できる。
【００２８】凝縮液供給路１８は、受入タンク３１から
ＬＮＧ払出系１６に凝縮液１７を注入するためのもの
で、該凝縮液供給路１８に介在状態に設けられた注入ポ
ンプＰ2により、受入タンク３１から払い出された凝縮
液１７を約４〜５ＭＰａに昇圧してＬＮＧ払出系１６に
供給する。
ＬＮＧ払出系１６に凝縮液１７を注入するためのもの
で、該凝縮液供給路１８に介在状態に設けられた注入ポ
ンプＰ2により、受入タンク３１から払い出された凝縮
液１７を約４〜５ＭＰａに昇圧してＬＮＧ払出系１６に
供給する。
【００２９】ＬＮＧ払出系１６は、低温タンク１１内の
ＬＮＧ１２を昇圧・気化させて発電所等に供給するもの
で、プライマリポンプＰ1により低温タンク１１から前
記ＬＮＧ払出配管２２を通じて払い出されたＬＮＧ１２
を、セカンダリポンプＰ3で再昇圧した後、気化器４１
で気化して発電所等に送り出すように構成されている。
ＬＮＧ１２を昇圧・気化させて発電所等に供給するもの
で、プライマリポンプＰ1により低温タンク１１から前
記ＬＮＧ払出配管２２を通じて払い出されたＬＮＧ１２
を、セカンダリポンプＰ3で再昇圧した後、気化器４１
で気化して発電所等に送り出すように構成されている。
【００３０】このように、本実施形態の液化ガス貯蔵設
備によれば、低温タンク１１から供給されるＬＮＧ１２
によって、受入タンク３１内の凝縮液１７を低温の状態
に維持し、この低エンタルピ状態の凝縮液１７中に、チ
ャンバ３３内でＢＯＧ１３を溶け込ませた低温タンク１
１からのＬＮＧ１２を混合することによりＢＯＧ１３を
凝縮する。
備によれば、低温タンク１１から供給されるＬＮＧ１２
によって、受入タンク３１内の凝縮液１７を低温の状態
に維持し、この低エンタルピ状態の凝縮液１７中に、チ
ャンバ３３内でＢＯＧ１３を溶け込ませた低温タンク１
１からのＬＮＧ１２を混合することによりＢＯＧ１３を
凝縮する。
【００３１】そして、この凝縮液１７は、注入ポンプＰ
2によって４〜５ＭＰａに昇圧することができるので、
これをＬＮＧ払出系１６に注入して気化器４１により気
化すれば、ＢＯＧ圧縮機１４の吐出圧力を従来並みの圧
力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガスを供給す
ることができる。
2によって４〜５ＭＰａに昇圧することができるので、
これをＬＮＧ払出系１６に注入して気化器４１により気
化すれば、ＢＯＧ圧縮機１４の吐出圧力を従来並みの圧
力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガスを供給す
ることができる。
【００３２】よって、ＢＯＧ圧縮機１４を高圧仕様のも
のにする必要がなくなり、イニシャルコストおよびラン
ニングコストの双方を低減することができる。なお、本
実施形態の場合にあっては、ＢＯＧ圧縮機１４を駆動す
るモータ馬力は、１，６００ｋＷで十分であることが確
認されている。
のにする必要がなくなり、イニシャルコストおよびラン
ニングコストの双方を低減することができる。なお、本
実施形態の場合にあっては、ＢＯＧ圧縮機１４を駆動す
るモータ馬力は、１，６００ｋＷで十分であることが確
認されている。
【００３３】
【発明の効果】以上の説明から明らかなように、本発明
によれば、次のような効果を奏することができる。 （ａ）請求項１記載のボイルオフガスの凝縮装置によれ
ば、低温タンクから供給される低温液化ガスによって、
受入タンク内の凝縮液を低温の状態に維持し、この低エ
ンタルピの凝縮液中に、チャンバ内でボイルオフガスを
溶け込ませた低温タンクからの低温液化ガスを混合する
ことによりボイルオフガスを凝縮することができる。
によれば、次のような効果を奏することができる。 （ａ）請求項１記載のボイルオフガスの凝縮装置によれ
ば、低温タンクから供給される低温液化ガスによって、
受入タンク内の凝縮液を低温の状態に維持し、この低エ
ンタルピの凝縮液中に、チャンバ内でボイルオフガスを
溶け込ませた低温タンクからの低温液化ガスを混合する
ことによりボイルオフガスを凝縮することができる。
【００３４】（ｂ）そして、請求項４記載の液化ガス貯
蔵設備によれば、凝縮液を昇圧して低温液化ガス払出系
に注入して気化すれば、ＢＯＧ圧縮機の吐出圧力を従来
並みの圧力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガス
を供給することができる。よって、ＢＯＧ圧縮機を高圧
仕様のものにする必要がなくなり、イニシャルコストお
よびランニングコストの双方を低減することができる。
蔵設備によれば、凝縮液を昇圧して低温液化ガス払出系
に注入して気化すれば、ＢＯＧ圧縮機の吐出圧力を従来
並みの圧力に抑えつつ、高圧状態で発電所等に燃料ガス
を供給することができる。よって、ＢＯＧ圧縮機を高圧
仕様のものにする必要がなくなり、イニシャルコストお
よびランニングコストの双方を低減することができる。
【００３５】（ｃ）請求項２記載のボイルオフガスの凝
縮装置によれば、チャンバに絞り部を設けたことによ
り、ボイルオフガスが溶け込んだ低温液化ガスを絞り部
で絞った後、さらにチャンバ内で拡散させることによ
り、凝縮効果の向上を図ることができる。
縮装置によれば、チャンバに絞り部を設けたことによ
り、ボイルオフガスが溶け込んだ低温液化ガスを絞り部
で絞った後、さらにチャンバ内で拡散させることによ
り、凝縮効果の向上を図ることができる。
【００３６】（ｄ）請求項３記載のボイルオフガスの凝
縮装置によれば、凝縮液の液面レベルを検知するレベル
センサからの信号により、低温液化ガスをノズル近傍に
供給する供給量を調節することができるので、受入タン
クを常に低エンタルピの状態に維持することができ、凝
縮効果の向上を図ることができる。
縮装置によれば、凝縮液の液面レベルを検知するレベル
センサからの信号により、低温液化ガスをノズル近傍に
供給する供給量を調節することができるので、受入タン
クを常に低エンタルピの状態に維持することができ、凝
縮効果の向上を図ることができる。
【００３７】（ｅ）請求項５記載の液化ガス貯蔵設備に
よれば、受入タンクに凝縮液を低温タンクに戻すリター
ン配管を接続したことにより、凝縮液の液面レベルと、
昇圧・気化させて発電所等に供給する凝縮液の払い出し
量に応じて、凝縮液を適宜低温タンクに戻すことができ
るので、受入タンクの内圧上昇を未然に防止することが
できる。
よれば、受入タンクに凝縮液を低温タンクに戻すリター
ン配管を接続したことにより、凝縮液の液面レベルと、
昇圧・気化させて発電所等に供給する凝縮液の払い出し
量に応じて、凝縮液を適宜低温タンクに戻すことができ
るので、受入タンクの内圧上昇を未然に防止することが
できる。
【図１】 本発明の一実施形態を示す液化ガス貯蔵設備
の系統図である。
の系統図である。
【図２】 従来の液化ガス貯蔵設備の一例を示す系統図
である。
である。
１１ 低温タンク １２ ＬＮＧ（低温液化ガス） １３ ＢＯＧ（ボイルオフガス） １４ ＢＯＧ圧縮機 １５ ＢＯＧ凝縮装置（ボイルオフガスの凝縮装置） １６ ＬＮＧ払出系（低温液化ガス払出系） １７ 凝縮液 １８ 凝縮液供給路 １９ リターン配管 ２０ ＬＮＧ供給路（液化ガス供給路） ３１ 受入タンク ３２ ノズル ３３ チャンバ ３４ 絞り部 ３５ レベルセンサ ３６ 供給量調節弁
Claims (5)
- 【請求項１】 低温液化ガスを貯蔵する低温タンクで発
生したボイルオフガスを凝縮させるボイルオフガスの凝
縮装置であって、 前記ボイルオフガスを受け入れる受入タンクと、 前記低温タンクからの低温液化ガスを前記受入タンク内
に噴出させるノズルと、 該ノズルから噴出した低温液化ガスを前記受入タンクの
底部まで案内するとともに加圧状態のボイルオフガスを
該ノズル近傍に供給し該ボイルオフガスを該低温液化ガ
スに巻き込ませるチャンバとを備えることを特徴とする
ボイルオフガスの凝縮装置。 - 【請求項２】 前記チャンバには、部分的に縮径された
絞り部が設けられていることを特徴とする請求項１記載
のボイルオフガスの凝縮装置。 - 【請求項３】 前記受入タンクには、凝縮液の液面レベ
ルを検知するレベルセンサが設けられるとともに、 前記低温タンクから低温液化ガスを前記ノズル近傍に供
給する液化ガス供給路には、前記レベルセンサからの信
号に応じて該低温液化ガスの供給量を調節する供給量調
節弁を備えることを特徴とする請求項１または請求項２
記載のボイルオフガスの凝縮装置。 - 【請求項４】 低温液化ガスを貯蔵する低温タンクと、 該低温タンクで発生したボイルオフガスを圧縮するＢＯ
Ｇ圧縮機と、 該ＢＯＧ圧縮機で圧縮されたボイルオフガスおよび前記
低温タンクからの低温液化ガスが供給され該ボイルオフ
ガスを凝縮させるＢＯＧ凝縮装置と、 前記低温タンクからの低温液化ガス払出系に前記ＢＯＧ
凝縮装置で凝縮された凝縮液を供給する凝縮液供給路と
を備え、 前記ＢＯＧ凝縮装置には、前記ボイルオフガスを受け入
れる受入タンクと、 前記低温タンクからの低温液化ガスを前記受入タンク内
に噴出させるノズルと、 該ノズルから噴出した低温液化ガスを前記受入タンクの
底部まで案内するとともに加圧状態のボイルオフガスを
該ノズル近傍に供給し該ボイルオフガスを該低温液化ガ
スに巻き込ませるチャンバとが設けられていることを特
徴とする液化ガス貯蔵設備。 - 【請求項５】 前記受入タンクには、前記凝縮液を前記
低温タンクに戻すリターン配管が接続されていることを
特徴とする請求項４記載の液化ガス貯蔵設備。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22180597A JPH1163396A (ja) | 1997-08-18 | 1997-08-18 | ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22180597A JPH1163396A (ja) | 1997-08-18 | 1997-08-18 | ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH1163396A true JPH1163396A (ja) | 1999-03-05 |
Family
ID=16772482
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP22180597A Withdrawn JPH1163396A (ja) | 1997-08-18 | 1997-08-18 | ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH1163396A (ja) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2004504146A (ja) * | 2000-07-26 | 2004-02-12 | ベンチュリー アクティーゼルスカブ | ガスコンデンサ |
| JP2007155060A (ja) * | 2005-12-07 | 2007-06-21 | Chubu Electric Power Co Inc | ボイルオフガスの再液化方法 |
| 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 |
| JP2010261595A (ja) * | 2007-02-12 | 2010-11-18 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | 蒸発ガス処理方法 |
| KR101280893B1 (ko) * | 2011-11-23 | 2013-07-02 | 삼성중공업 주식회사 | Ｌｎｇ공급장치 |
| WO2013175906A1 (ja) * | 2012-05-22 | 2013-11-28 | 川崎重工業株式会社 | 液体水素貯槽から発生するボイルオフガスの再液化方法 |
| KR101422224B1 (ko) * | 2012-05-09 | 2014-07-22 | 삼성중공업 주식회사 | 액화 천연가스의 재기화 장치 및 방법 |
| CN104033288A (zh) * | 2013-03-06 | 2014-09-10 | 现代重工业株式会社 | 用于供给液化天然气燃料的系统 |
| WO2014185248A1 (ja) * | 2013-05-15 | 2014-11-20 | 株式会社Ihi | 低温液化ガスタンク |
| JP2015152136A (ja) * | 2014-02-18 | 2015-08-24 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置 |
| JP2015218784A (ja) * | 2014-05-15 | 2015-12-07 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置 |
| KR20160022686A (ko) * | 2014-08-20 | 2016-03-02 | 삼성중공업 주식회사 | 재액화 설비를 구비하는 액화가스 탱크 |
| KR20200023504A (ko) * | 2013-09-27 | 2020-03-04 | 익셀러레이트 에너지 리미티드 파트너쉽 | 극저온 저장 선박에 있는 보일 오프 가스 속의 잠열의 수집, 이용, 배출을 위한 장치, 시스템, 방법 |
| JP2020514150A (ja) * | 2016-12-23 | 2020-05-21 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎ Ｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ | 液化ガスを輸送するための船舶およびその船舶を運転する方法 |
| WO2023211129A1 (ko) * | 2022-04-27 | 2023-11-02 | 삼성중공업 주식회사 | 선박의 액화가스 벙커링 시스템 및 벙커링 방법 |
-
1997
- 1997-08-18 JP JP22180597A patent/JPH1163396A/ja not_active Withdrawn
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2004504146A (ja) * | 2000-07-26 | 2004-02-12 | ベンチュリー アクティーゼルスカブ | ガスコンデンサ |
| JP2007155060A (ja) * | 2005-12-07 | 2007-06-21 | Chubu Electric Power Co Inc | ボイルオフガスの再液化方法 |
| JP2010261595A (ja) * | 2007-02-12 | 2010-11-18 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | 蒸発ガス処理方法 |
| 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 |
| KR101280893B1 (ko) * | 2011-11-23 | 2013-07-02 | 삼성중공업 주식회사 | Ｌｎｇ공급장치 |
| KR101422224B1 (ko) * | 2012-05-09 | 2014-07-22 | 삼성중공업 주식회사 | 액화 천연가스의 재기화 장치 및 방법 |
| WO2013175906A1 (ja) * | 2012-05-22 | 2013-11-28 | 川崎重工業株式会社 | 液体水素貯槽から発生するボイルオフガスの再液化方法 |
| JP2013242021A (ja) * | 2012-05-22 | 2013-12-05 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | 液体水素貯槽から発生するボイルオフガスの再液化方法 |
| CN104033288A (zh) * | 2013-03-06 | 2014-09-10 | 现代重工业株式会社 | 用于供给液化天然气燃料的系统 |
| JP2014173724A (ja) * | 2013-03-06 | 2014-09-22 | Hyundai Heavy Industries Co Ltd | Ｌｎｇ燃料供給システム |
| WO2014185248A1 (ja) * | 2013-05-15 | 2014-11-20 | 株式会社Ihi | 低温液化ガスタンク |
| JP2014224553A (ja) * | 2013-05-15 | 2014-12-04 | 株式会社Ihi | 低温液化ガスタンク |
| CN105164462A (zh) * | 2013-05-15 | 2015-12-16 | 株式会社Ihi | 低温液化气罐 |
| KR20200023504A (ko) * | 2013-09-27 | 2020-03-04 | 익셀러레이트 에너지 리미티드 파트너쉽 | 극저온 저장 선박에 있는 보일 오프 가스 속의 잠열의 수집, 이용, 배출을 위한 장치, 시스템, 방법 |
| JP2015152136A (ja) * | 2014-02-18 | 2015-08-24 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置 |
| JP2015218784A (ja) * | 2014-05-15 | 2015-12-07 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置 |
| KR20160022686A (ko) * | 2014-08-20 | 2016-03-02 | 삼성중공업 주식회사 | 재액화 설비를 구비하는 액화가스 탱크 |
| JP2020514150A (ja) * | 2016-12-23 | 2020-05-21 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎ Ｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ | 液化ガスを輸送するための船舶およびその船舶を運転する方法 |
| US11698169B2 (en) | 2016-12-23 | 2023-07-11 | Shell Usa, Inc. | Vessel for the transport of liquefied gas and method of operating the vessel |
| WO2023211129A1 (ko) * | 2022-04-27 | 2023-11-02 | 삼성중공업 주식회사 | 선박의 액화가스 벙커링 시스템 및 벙커링 방법 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPH1163396A (ja) | ボイルオフガスの凝縮装置および液化ガス貯蔵設備 | |
| KR101076266B1 (ko) | Ｌｎｇ 운반선의 연료용 가스 공급 장치 | |
| KR101395876B1 (ko) | 가스상 연료로 작동되는 내연 기관용 가스 공급 장치 | |
| KR101195641B1 (ko) | 이종연료 디젤엔진 추진기관을 사용하는 액화천연가스 운반선을 위한 연료공급시스템 | |
| CN104321581B (zh) | Lng蒸发气体再冷凝配置和方法 | |
| JP5997849B2 (ja) | 液化ガス燃料システムからガス作動エンジンにガス供給を開始する方法及びガス作動エンジンの液化ガス燃料システム | |
| KR101809804B1 (ko) | 천연가스연료 증발기, 천연가스연료 공급장치, 선박, 원동기로의 천연가스연료의 공급방법 | |
| KR20150101620A (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| KR20120138901A (ko) | 선박 | |
| EP3088792A1 (en) | Liquefied fuel gas evaporation promoting device and fuel gas supply system for ships | |
| KR20180019792A (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| KR20140052815A (ko) | 하이브리드 연료 공급 시스템 | |
| KR100985463B1 (ko) | 디젤유와 ｌｎｇ 혼소를 위한 선박용 디젤엔진의 연료공급장치 | |
| KR100883742B1 (ko) | 이종연료디젤엔진 추진기관을 사용하는 액화천연가스운반선을 위한 자연기화천연가스 온도조절장치 | |
| JPH08285193A (ja) | 低温液化ガス貯蔵設備 | |
| JPH1163395A (ja) | ボイルオフガスの再液化装置および液化ガス貯蔵設備 | |
| KR102133266B1 (ko) | Lng 연료 공급 장치 | |
| KR101561073B1 (ko) | 점화연료 공급 장치 및 이를 갖는 가스엔진 시스템 | |
| JP2017032087A (ja) | 液化炭酸ガスの気化方法及び気化装置 | |
| JPH11210991A (ja) | 液化ガス気化器昇圧防止装置 | |
| JPH11166696A (ja) | 可燃性液体気化設備 | |
| KR101610245B1 (ko) | Lng 저장탱크의 쿨다운 및 증발가스 재액화용 능동형 스프레이 노즐 | |
| JP7142125B1 (ja) | 液化ガス貯蔵設備及び船舶 | |
| JPH07119490A (ja) | Ｌｐｇ／蒸気混合燃焼器 | |
| KR101988535B1 (ko) | 잔량 액화가스 처리 시스템 |
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: 20041102 |