JPS6145837A - Lng二次基地におけるlngの揚荷方法 - Google Patents
Lng二次基地におけるlngの揚荷方法Info
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- JPS6145837A JPS6145837A JP59165628A JP16562884A JPS6145837A JP S6145837 A JPS6145837 A JP S6145837A JP 59165628 A JP59165628 A JP 59165628A JP 16562884 A JP16562884 A JP 16562884A JP S6145837 A JPS6145837 A JP S6145837A
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- 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
-
- 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
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- F17C2201/0128—Shape spherical or elliptical
-
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- 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
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- 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
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- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Ship Loading And Unloading (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】
技術分野
本発明は、コースタ)v L N Gタンカーによシー
次基地より運搬されてくるL N’Gを揚荷して陸上゛
のLNG貯槽に受入れて貯蔵し需要先に分配するLNG
二次基地システムに関する。
次基地より運搬されてくるL N’Gを揚荷して陸上゛
のLNG貯槽に受入れて貯蔵し需要先に分配するLNG
二次基地システムに関する。
従来技術
LNGの生産地における液化、生産地より消費地への海
上輸送及び消費地での気化を含む一連のシステムの設備
及び運転には膨大な資金を必要とし、その処理量が多く
なる程単位量尚りのコストが逓減することと、LNGの
性質上輸入した量が確実に消費され、LNGタンカーの
運航計画に基く受入基地への入港時にそのLNGを受入
れるべき陸上タンクが空槽になっていなければならない
こと等の諸条件から、現在わが国ではL’N Gの輸入
は大手ガス会社と電力会社に限定され、都市ガス又は電
力の形で消費者に送られて利用されている。
上輸送及び消費地での気化を含む一連のシステムの設備
及び運転には膨大な資金を必要とし、その処理量が多く
なる程単位量尚りのコストが逓減することと、LNGの
性質上輸入した量が確実に消費され、LNGタンカーの
運航計画に基く受入基地への入港時にそのLNGを受入
れるべき陸上タンクが空槽になっていなければならない
こと等の諸条件から、現在わが国ではL’N Gの輸入
は大手ガス会社と電力会社に限定され、都市ガス又は電
力の形で消費者に送られて利用されている。
しかし、1つのLNG輸入プロジェクトになりうるだけ
の纏った量には達しないが、ある程度の経常的な消費が
見込まれる地方の都市ガス事業や製鉄所等へのLNGの
供給のため、海外からのLNGの1次受入基地から分配
を受けて消費者に供給するLNG2次受入基地が種々計
画されている。
の纏った量には達しないが、ある程度の経常的な消費が
見込まれる地方の都市ガス事業や製鉄所等へのLNGの
供給のため、海外からのLNGの1次受入基地から分配
を受けて消費者に供給するLNG2次受入基地が種々計
画されている。
気化された天然ガスは相当の長距離(例えば新潟・東京
間)でも、又海底パイプラインでも輸送することができ
るが、LNGの形での輸送はパイプラインでは不可能で
あわ、コースタル L N Gタンカーによらざるをえ
ない。LNGをコースタルタンカーで沿岸輸送する場合
、防災上の見地かられが国ではボイルオフガス(以下B
、O,Gと略す)の外気放出は禁止されておシ、さりと
て外航LNGタンカーのようにB、O6Gを船の機関の
燃料に使用できるように機関の構造を特殊なものにした
シ、又、再液化装置を設けることは、小型のコースタル
タンカーでは経済性の面で不可能であり、船のLNGを
蓄圧式タンク(タイプc、2〜3 kycrA)にし、
発生したB、O8G はタンクに蓄圧されて運ばれるこ
とになるものと想定される。したがって、LNG二次基
地における揚荷時のB、OoG の処理対策は重要な課
題と々る。
間)でも、又海底パイプラインでも輸送することができ
るが、LNGの形での輸送はパイプラインでは不可能で
あわ、コースタル L N Gタンカーによらざるをえ
ない。LNGをコースタルタンカーで沿岸輸送する場合
、防災上の見地かられが国ではボイルオフガス(以下B
、O,Gと略す)の外気放出は禁止されておシ、さりと
て外航LNGタンカーのようにB、O6Gを船の機関の
燃料に使用できるように機関の構造を特殊なものにした
シ、又、再液化装置を設けることは、小型のコースタル
タンカーでは経済性の面で不可能であり、船のLNGを
蓄圧式タンク(タイプc、2〜3 kycrA)にし、
発生したB、O8G はタンクに蓄圧されて運ばれるこ
とになるものと想定される。したがって、LNG二次基
地における揚荷時のB、OoG の処理対策は重要な課
題と々る。
前述の如く、わが国には現在LNG二次基地はないが、
一般的には、LNG−次基地を小型化したようなシステ
ムが考えられている。第2図はその基本フローの一例で
、陸上LNGタンク1は常圧タンクとなっている。コー
スタ)vLNGLNGタンカー2ク3にB、O,G が
蓄圧されると圧力P1が上昇すると同時に断熱圧縮によ
シ温度T1も上昇する。陸上のLNGタンク1内には常
圧(P2)で約−1600(T2 )のLN、Gが貯蔵
されている。したがって荷揚げ時には P+>P2 ・ TI>T2 の状態となシ、温度と圧力の高いコースタルタンカー2
内のLNGを温度と圧力の低い陸上タンク1中に入れる
と、陸上タンク1内のLNGは加熱されて急激に大量の
フラッシュガスが発生する。
一般的には、LNG−次基地を小型化したようなシステ
ムが考えられている。第2図はその基本フローの一例で
、陸上LNGタンク1は常圧タンクとなっている。コー
スタ)vLNGLNGタンカー2ク3にB、O,G が
蓄圧されると圧力P1が上昇すると同時に断熱圧縮によ
シ温度T1も上昇する。陸上のLNGタンク1内には常
圧(P2)で約−1600(T2 )のLN、Gが貯蔵
されている。したがって荷揚げ時には P+>P2 ・ TI>T2 の状態となシ、温度と圧力の高いコースタルタンカー2
内のLNGを温度と圧力の低い陸上タンク1中に入れる
と、陸上タンク1内のLNGは加熱されて急激に大量の
フラッシュガスが発生する。
もつとも、これを防止する方法として揚荷前に船のLN
Gを冷却することも考えられるが、設備、運転コストが
高くつき、荷役時間が長くなシ経済的でない。したがっ
て、陸側で大量のフラッシュガスを処理する必要が生じ
る。LNGを燃料ガスとして供給するシステムの場合は
ガスホルダー4が設けられ、LNGタンク1より経常的
に発生するB、O9G を常温に加熱してガスホルダ
ー4に送り込むためB、O,G ヒーター5及びB、
O,G コンプレッサー6をLNGタンク1の頂部か
らガスホルダー4に至る配管に設けているが、揚荷時発
生する大量のフラッシュガスをこの装置でガスホルダー
4に回収するようにした場合は、B、O,Gヒーター5
、B、O9G コンプレッサー6、ガスホルダー4を
一時の荷役時の処理だけのために大きくする必要があり
設備費が高くなる欠点がある。これによっても処理し切
れないガスはフレアスタック7に導いて大気中で燃焼す
る。又コースタルタンカー2のLNQタンク3内の圧力
P1を保持するため陸上タンク1内のB、OoG の
一部はリターンブロワ8によりコースタルタンカー2の
LNGタンク3に移送される。又、陸上LNGタンク1
中のLNGは移送ポンプ9、LNG気化器10を経て気
化されガスホルダー4に移送されて貯蔵され、需要先に
ガスとして供給される。
Gを冷却することも考えられるが、設備、運転コストが
高くつき、荷役時間が長くなシ経済的でない。したがっ
て、陸側で大量のフラッシュガスを処理する必要が生じ
る。LNGを燃料ガスとして供給するシステムの場合は
ガスホルダー4が設けられ、LNGタンク1より経常的
に発生するB、O9G を常温に加熱してガスホルダ
ー4に送り込むためB、O,G ヒーター5及びB、
O,G コンプレッサー6をLNGタンク1の頂部か
らガスホルダー4に至る配管に設けているが、揚荷時発
生する大量のフラッシュガスをこの装置でガスホルダー
4に回収するようにした場合は、B、O,Gヒーター5
、B、O9G コンプレッサー6、ガスホルダー4を
一時の荷役時の処理だけのために大きくする必要があり
設備費が高くなる欠点がある。これによっても処理し切
れないガスはフレアスタック7に導いて大気中で燃焼す
る。又コースタルタンカー2のLNQタンク3内の圧力
P1を保持するため陸上タンク1内のB、OoG の
一部はリターンブロワ8によりコースタルタンカー2の
LNGタンク3に移送される。又、陸上LNGタンク1
中のLNGは移送ポンプ9、LNG気化器10を経て気
化されガスホルダー4に移送されて貯蔵され、需要先に
ガスとして供給される。
本発明は、LNG二次基地システムとして従来LNG−
次基地システムで採用されているのと概ね同様のシステ
ムを採用した場合の上述の問題点にかんがみ、揚荷時の
フラッシュガスの発生量が少なく、このガスを処理する
ための設備能力をさほど増大する必要がなく、荷役作業
が容易でかつ荷役作業時間が短かくなるLNG二次基地
システムを供給することを目的とする。
次基地システムで採用されているのと概ね同様のシステ
ムを採用した場合の上述の問題点にかんがみ、揚荷時の
フラッシュガスの発生量が少なく、このガスを処理する
ための設備能力をさほど増大する必要がなく、荷役作業
が容易でかつ荷役作業時間が短かくなるLNG二次基地
システムを供給することを目的とする。
問題点を解決するための手段
本発明は、上記の問題点を解決するため、陸上のLNG
タンクをコースタル L N Gタンカーのタンクの貯
蔵圧力以上に加圧可能な加圧タンクとし、その内部の圧
力を上記のコースタルL N Gタンカーのタンク内圧
力と同等又はそれ以上の圧力にした状態でコースタル
L N Gタンカーのタンク内のLNGを陸上のLNG
タンクに揚荷するようにしたことを特徴とする。
タンクをコースタル L N Gタンカーのタンクの貯
蔵圧力以上に加圧可能な加圧タンクとし、その内部の圧
力を上記のコースタルL N Gタンカーのタンク内圧
力と同等又はそれ以上の圧力にした状態でコースタル
L N Gタンカーのタンク内のLNGを陸上のLNG
タンクに揚荷するようにしたことを特徴とする。
作用
LNG二次基地のシステムをこのようにしたことにより
、コースタルタンカーのLNGタンク内のLNGを同タ
ンク内のポンプにより温度圧力がこれと同じかこれより
も高い陸上のLNGタンク内に揚荷した場合フラッシュ
ガスの発生量が少なくなり、このガスをガスホルダーに
入れるためのB、O,G ヒータ及びB、O,G
コンプレッサーの容量の増加量を小さくすることができ
る。さらに陸上LNGタンクの内部の圧力がコースタル
タンカーのタンクの内部の圧力より高いので、陸上タン
クからB、O,G を船内のタンクに戻すためのリタ
ーンブロワ及び陸上LNGタンク内のLNGをLNG気
化器に供給するための移送ポンプを省略することが可能
となる。
、コースタルタンカーのLNGタンク内のLNGを同タ
ンク内のポンプにより温度圧力がこれと同じかこれより
も高い陸上のLNGタンク内に揚荷した場合フラッシュ
ガスの発生量が少なくなり、このガスをガスホルダーに
入れるためのB、O,G ヒータ及びB、O,G
コンプレッサーの容量の増加量を小さくすることができ
る。さらに陸上LNGタンクの内部の圧力がコースタル
タンカーのタンクの内部の圧力より高いので、陸上タン
クからB、O,G を船内のタンクに戻すためのリタ
ーンブロワ及び陸上LNGタンク内のLNGをLNG気
化器に供給するための移送ポンプを省略することが可能
となる。
実施例
第1図は、本発明を適用したLNG二次基地システムの
基本フローの一例を第2図に示す従来の考え方の例と比
較して示す図である。
基本フローの一例を第2図に示す従来の考え方の例と比
較して示す図である。
この実施例では、陸上LNGタンク11は、コースタル
タンカー2のLNGガスの貯蔵圧力p 。
タンカー2のLNGガスの貯蔵圧力p 。
と同等又はそれ以上に加圧可能な加圧タンクとされてい
る。
る。
陸上LNGタンク11よりB、OoG をコースタル
タンカー2のLNGタンク3に戻す配管にはリターンブ
ロワ8は設けられておらず、又、陸上LNGタンク内の
LNGを気化するためのLNG気化器10に移送する配
管には移送ポンプ9は設けられていない。又、陸上LN
Gタンク11内のB。
タンカー2のLNGタンク3に戻す配管にはリターンブ
ロワ8は設けられておらず、又、陸上LNGタンク内の
LNGを気化するためのLNG気化器10に移送する配
管には移送ポンプ9は設けられていない。又、陸上LN
Gタンク11内のB。
0、Gヒータ5及びB、0.G コンプレッサー6の
能力は第2図に示す例の場合よりも小さくすることがで
きる。
能力は第2図に示す例の場合よりも小さくすることがで
きる。
この実施例のLNG二次基地システムの作用は既に作用
の項で述べたことより明らかである。
の項で述べたことより明らかである。
効果
以上の如く、本発明によれば、LNG二次基地でのコー
スタyv L N Gタンカーよシ陸上LNGタンクへ
の揚荷時のフラッシュガスの発生量が減少し、ガス処理
のだめの設備の能力を小さくすることができ、又陸上L
NGタンクからLNG 、ガスを移送するだめの機器の
一部を省略するととができるのでコストを低減させるこ
とができ、又荷役作業が容易になり作業時間を短縮する
ことができる。
スタyv L N Gタンカーよシ陸上LNGタンクへ
の揚荷時のフラッシュガスの発生量が減少し、ガス処理
のだめの設備の能力を小さくすることができ、又陸上L
NGタンクからLNG 、ガスを移送するだめの機器の
一部を省略するととができるのでコストを低減させるこ
とができ、又荷役作業が容易になり作業時間を短縮する
ことができる。
第1図は本発明の実施例のLNG二次基地システムの概
要を示す図式図、第2図は従来の考え方に基< LNG
二次基地システムの概要を示す図式%式% 8・・・リターンブロワ 9・・・移送ポンプ10・
・・LNG気化器 11・・・陸上LNGタンク(本発明による)−9−−
’37−
要を示す図式図、第2図は従来の考え方に基< LNG
二次基地システムの概要を示す図式%式% 8・・・リターンブロワ 9・・・移送ポンプ10・
・・LNG気化器 11・・・陸上LNGタンク(本発明による)−9−−
’37−
Claims (1)
- 蓄圧タンク方式のコースタルLNGタンカーにより運搬
されてくるLNGを揚荷し陸上のLNGタンクに受入れ
て貯蔵し需要先に分配するLNG二次基地システムにお
いて、上記の陸上のLNGタンクを上記のコースタルL
NGタンカーのタンクの貯蔵圧力以上に加圧可能な加圧
タンクとし、その内部の圧力を上記のコースタルLNG
タンカーのタンク内圧力と同等又はそれ以上の圧力にし
た状態でコースタルLNGタンカーのタンク内のLNG
を陸上のLNGタンクに揚荷するようにしたことを特徴
とするLNG二次基地システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP59165628A JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Lng二次基地におけるlngの揚荷方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP59165628A JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Lng二次基地におけるlngの揚荷方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS6145837A true JPS6145837A (ja) | 1986-03-05 |
JPH0424598B2 JPH0424598B2 (ja) | 1992-04-27 |
Family
ID=15815972
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP59165628A Granted JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Lng二次基地におけるlngの揚荷方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS6145837A (ja) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002532668A (ja) * | 1998-12-18 | 2002-10-02 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | コンテナからの圧縮液化天然ガスの排出方法 |
JP2010261595A (ja) * | 2007-02-12 | 2010-11-18 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | 蒸発ガス処理方法 |
JP2013152029A (ja) * | 2013-05-16 | 2013-08-08 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法 |
JP2020532688A (ja) * | 2017-09-01 | 2020-11-12 | サムスン・ヘヴィー・インダストリーズ・カンパニー・リミテッド | 加圧式液体貨物移送装置及び方法 |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5761898A (en) * | 1980-09-30 | 1982-04-14 | Ishii Tekkosho:Kk | Reliquefaction for vapor gas |
-
1984
- 1984-08-09 JP JP59165628A patent/JPS6145837A/ja active Granted
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5761898A (en) * | 1980-09-30 | 1982-04-14 | Ishii Tekkosho:Kk | Reliquefaction for vapor gas |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002532668A (ja) * | 1998-12-18 | 2002-10-02 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | コンテナからの圧縮液化天然ガスの排出方法 |
JP2010261595A (ja) * | 2007-02-12 | 2010-11-18 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co Ltd | 蒸発ガス処理方法 |
JP2013152029A (ja) * | 2013-05-16 | 2013-08-08 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法 |
JP2020532688A (ja) * | 2017-09-01 | 2020-11-12 | サムスン・ヘヴィー・インダストリーズ・カンパニー・リミテッド | 加圧式液体貨物移送装置及び方法 |
US11383794B2 (en) | 2017-09-01 | 2022-07-12 | Samsung Heavy Ind. Co., Ltd | Method and apparatus for transferring liquid cargo in pressurization type |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPH0424598B2 (ja) | 1992-04-27 |
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