NO328408B1 - Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG - Google Patents
Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG Download PDFInfo
- Publication number
- NO328408B1 NO328408B1 NO20065472A NO20065472A NO328408B1 NO 328408 B1 NO328408 B1 NO 328408B1 NO 20065472 A NO20065472 A NO 20065472A NO 20065472 A NO20065472 A NO 20065472A NO 328408 B1 NO328408 B1 NO 328408B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- lng
- suction tank
- pressure
- tank
- plates
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 title 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 26
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 13
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 7
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 37
- 208000036574 Behavioural and psychiatric symptoms of dementia Diseases 0.000 description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 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
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
- F17C7/02—Discharging liquefied gases
- F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
-
- 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
-
- 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
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2225/0107—Single phase
- F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
-
- 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
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
- F17C2227/0316—Water heating
- F17C2227/0318—Water heating using seawater
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
Abstract
En anordning for anvendelse i et LNG regassifiseringssystem omfattende en sugetank hvori nevnte sugetank er seksjonert ved en eller flere skilleplater hvori nevnte skilleplater er gjennomhullet. Søknaden angår videre et system og en prosess for anvendelse i regassifisering av LNG.
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår et system for regassifisering av Liquefied Natural Gas, (LNG), og en anordning for bruk i nevnte system samt en fremgangsmåte for regassifisering av LNG. Systemet er anvendelig både i landbaserte anlegg og i offshoreanlegg.
Vanligvis blir naturgass produsert fra oljefelter og naturgassfelter. Transportering av naturgass fra produksjonsfeltene til konsumpsjonsstedet er en hovedutfordring i anvendelsen av naturgass. Rørledninger fra produksjonsfeltene til sluttbrukeren er en transportrute, men er ikke alltid praktisk og kostnadseffektiv. En måte å transportere naturgass når rørledninger fra produksjonsfelter ikke er tilgjengelig er som LNG i en beholder tilpasset for slik transport, f.eks. kryogentankere. Transportering av naturgass som LNG krever at LNGen blir regassifisert før konsumpsjon av sluttbrukeren. Regassifisering finner vanligvis sted ved LNG mottaks- og regassifiseringsterminaler som finnes på land så vel som offshore.
I nåværende regassifisering terminaler blir LNG oppvarmet til rørledningsspesifikasjoner, typisk 0-20°C og 2-200 bar, i fordampere. Hvilken som helst fordamper kan bli brukt så lenge som de effektivt regassifiserer LNG ved varmeveksling med et egnet varmevekslingsmedium.
Eksempler på regassifiseringssystemer kan bli funnet i f.eks. WO-A1-2004/031644, WO-A2-2006/066015, U.S. patent 6,298,671 og U.S. patent 6,598,408.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en anordning for bruk i et LNG regassifiseringssystem omfattende en LNG lagringstank (2) som forsyner en sugetank (4) med LNG, en dekkgasskilde (9) som forsyner sugetanken med dekkgass, en boosterpumpe (5) og en fordamper (6), der nevnte sugetank er seksjonert ved en eller flere skilleplater hvori nevnte skilleplater er gjennomhullet.
Oppfinnelsen omfatter videre et system for regassifisering av LNG omfattende en LNG lagringstank (2) inneholdende en pumpe(l) som forsyner en sugetank (4) med LNG, en dekkgass kilde (9) som forsyner dekkgass til toppen av sugetanken, en booster pumpe (5) og en fordamper (6), der nevnte sugetank (4) er seksjonert med en elle flere skilleplater hvori nevnte skilleplater er gjennomhullet.
En fremgangsmåte for regassifisering av LNG er også omfattet av oppfinnelsen, og omfatter følgende trinn:
a) LNG blir pumpet fra en LNG lagringstank (2) til en sugetank (4)
b) nevnte sugetank (4) er seksjonert ved en eller flere skilleplater (3) og en ikke-kondenserbar gass blir tilsatt ved toppen av nevnte sugetank for å opprettholde trykk,
c) en booster pumpe øker trykket til leveringsnivå
d) en fordamper hvori LNGen blir overført til naturgass ved nevnte forhøyede trykk,
og
e) naturgass ved konvensjonell temperatur og trykk blir levert til rørledning.
I den foreliggende oppfinnelsen kan en boosterpumpe sugetank (BPSD) bli installert
som en del av et regassifiseringsanlegg. BPSDen installeres mellom lagertank pumpen og boosterpumpen for å virke som et buffer volum for normal strømningsendring, uventede nedstegninger og for å virke som varme avløp for boosterpumpen under oppstart.
En basis produkt prosesstrøm involverer overføring av LNG fra lagertanker (2) til boosterpumper (5) og fordampere (6). Boosterpumpene øker trykket til nivået i gassdistribusjonsnettverket og fordamperne overfører LNG til naturgass ved det forhøyede trykket. Fremgangsmåten, som forenklet er vist i figur 1, omfatter også en boosterpumpe sugetank (4). LNG blir tilført til boosterpumpe sugetanken (4) fra pumpene (1) i lagertanken (2) og LNG nivået i sugetanken (4) blir holdt konstant ved å kontrollere tilførselsstrømmen fra pumpen (1). Trykket i BPSDen vil være en funksjon av strømmen til boosterpumpen og trykkøkningen gitt av pumpen i lagertanken. Ved normale strømningshastigheter vil trykkøkningen av lagertank pumpen gi et trykk mellom 2-8 bar i BPSDen. På grunn av trykket vil LNGen i BPSDen bli underkjølt og det vil ikke være noen dampfase som vil være i likevekt med væskefasen av LNGen. Følgelig vil trykket i BPSDen tendere til å synke inntil likevekt mellom væske og damp fase er oppnådd, dersom ingen mottiltak blir foretatt. For å opprettholde trykket i BPSDen blir en dekkgass introdusert på toppen av tanken. Dekkgassen er typisk en ikke-kondenserbar gass slik som nitrogen, men kan også være naturgassdamp tatt fra en forbindelse nedstrøms fordamperen.
Beregninger viser at når nitrogen (N2) blir brukt som dekkgass kreves det store mengder N2 for å opprettholde trykket i BPSDen når likevekt mellom gass/damp fasen og væskefasen er antatt ved hvilket som helst punkt i BPSDen. Dette vil kreve installasjon av en N2 generator med høy kapasitet for å levere tilstrekkelige mengder av N2. Videre kan det ikke være ønskelig å forurense naturgassen som leveres med store mengder av N2.
Absorpsjonshastigheten for N2 inni LNGen er avhengig av flere parametere, og med blandingen av den flytende fasen inni BPSDen som en viktig faktor. På grunn av strømningen av LNG gjennom BPSDen vil denne blandingen vanligvis være omfattende. Ifølge den foreliggende oppfinnelsen, er skilleplate(r) med relativt små åpning(er) plassert en avstand DL under den frie overflaten for vesentlig å redusere denne blandingen og forbruket av dekkgass.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en anordning som reduserer forbruket av dekkgassen. Anordningen består av en eller flere horisontale skilleplater (3) installert i BPSDen (4) under det normale væskenivået. Hver skilleplate (3) er utstyrt med en eller flere åpninger. Der mer enn en horisontal skilleplate er arrangert, ligger åpningene i to nabo skilleplater ikke direkte overfor hverandre. Åpningen(e) i skilleplaten(e) sikrer trykk kommunikasjon mellom dekkgassrommet og den underkjølte LNGen i BPSDen (4). Likevekt mellom gass/damp fasen og den flytende fasen er avgrenset til et begrenset volum over skilleplaten(e) til BPSDen (4) heller enn hele BPSD volumet. På denne måten blir et likevektstrykk opprettholdt samtidig med at diffusjonen av dekkgass inni den underkjølte LNGen blir signifikant redusert.
Åpningen(e) i den øverste skilleplaten kan eventuelt være utstyrt med en hette(r) som har en størrelse større enn åpningen(e) i skilleplaten.
Dekkgass forbruk er i grunnen bestemt av størrelsen på skilleplateåpningen, væske diffusjonskoeffisienten og avstanden fra skilleplaten opp til væskeoverflaten. Det mattematiske uttrykket for dekkgassforbruket er gitt som følger:
Der
Mo1F1own2 er den molare strømmen av N2 gjennom BPSDen (kmol/s)
AreaHoie er arealet av åpningen i skilleplaten (m<2>)
Deffi2,N2 er den "effektive" diffusjonskoeffisienten for N2 i væsken fra den frie
overflaten til skilleplaten (m<2>/s)
Ci,N2 er den molare tettheten av N2 i væsken ved den frie overflaten
(kmol/m<3>)
DL er avstanden fra den frie overflaten til skilleplaten (m)
Qlng er den volumetriske strømmen av LNG gjennom BPSDen (m /s)
Når det anvendes en åpning i skilleplaten lik 1/56 av arealet av tanken vil den typiske reduksjonsfaktoren for dekkgassforbruket være mellom 50 til 100 ganger forbruket uten skilleplaten.
Kort beskrivelse av figurene;
Figur 1 viser en forenklet presentasjon av en regassifiseringsfremgangsmåte. Pumpe (1), LNG lagringstank (2), skilleplate (3), sugetank (4), booster pumpe (5), fordamper (6), rørledning - gass til sluttbruker (7), trykkavlastning (8), dekkgass
(9), booster pumpe resirkulasjonsrør (10).
Figur 2 viser en sugetank (4) med ulike skilleplate arrangementer (3).
Figur 3A viser et hette (11) arrangement over åpningen av den øverste skilleplaten (3).
Figur 3B viser snittet A-A
Figur 3C viser snittet A-A sett ovenfra, hetten (11) med festemidler (12) for å feste hetten til skilleplaten.
De følgende ikke begrensende eksemplene illustrerer en utforming av oppfinnelsen.
EKSEMPEL
Design parametere:
BSPD dimensjoner;
Volum: 20.0 m<3>
Diameter: 2.25 m
Høyde: 5.7 m
BSPD betingelser:
Temperatur: -157 °C (basert på temperaturen i lagringstanken)
Trykk: 4 og 7 bar a
BPSD LNG:
Den følgende LNG sammensetningen er valgt siden den vil gi det laveste trykket og den høyeste kapasiteten for absorpsjon av N2 før likevektstilstanden nås ved trykket og temperaturen i BPSDen.
LNG strømning gjennom tanken:
8-100%, (19-240 tonn/time eller 43-536m<3>/time)
N2 sammensetning er for enkelthets skyld valgt å være 100.00 mol%.
Full likevekt er antatt for et uendelig lite lag av damp/væske overflaten ved de gitte trykk og temperatur konfigurasjonene.
Basert på likevekts antakelsen, er to dynamiske simuleringer gjort med ulike trykk der BPSDen, til å begynne med er fylt med N2, blir fylt med LNG og likevektssammensetningen blir funnet. Resultater fra simuleringene er vist under I tabell 2 og 3.
En skilleplate med en åpning blir installert for å minske kontakt arealet mellom LNGen og LNGen i likevekt med nitrogengass. Skilleplaten minimerer blanding av de to væskene og derved avtar videre diffusjon av nitrogen. I beregningene er åpningen antatt sirkulær og plassert i senter av skilleplaten. Tilfelle der Rhole = 1,125 m er uten skilleplate.
Tabell 4 og 5 viser resultatene av simuleringer med og uten en skilleplate, med tabell 5 som viser et ekstrakt av tilfelle IB og tilfelle 2B fra tabell 4. Med skilleplaten er sparingsfaktoren 105 og 104,6 henholdsvis med trykk på 7 og 4 bar a.
Claims (8)
1. Anordning for bruk i et LNG regassifiseringssystem omfattende en LNG lagringstank (2) som forsyner en sugetank (4) med LNG, en dekkgasskilde (9) som forsyner sugetanken med dekkgass, en boosterpumpe (5) og en fordamper (6),
karakterisert ved at nevnte sugetank er seksjonert ved en eller flere skilleplater hvori nevnte skilleplater er gjennomhullet.
2. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at nevnte skilleplater er gjennomhullet av en eller flere åpninger.
3. Anordning ifølge krav 1 til 2,
karakterisert ved at åpningene i nabo skilleplater er plassert slik at de ikke står direkte overfor hverandre.
4. Anordning ifølge krav 1 til 2,
karakterisert ved at åpningen(e) på den øverste skilleplaten er utstyrt med hette(r) med en størrelse større enn åpningen(e) i nevnte skilleplate.
5. System for regassifisering av LNG omfattende en LNG lagringstank (2) inneholdende en pumpe(l) som forsyner en sugetank (4) med LNG, en dekkgass kilde (9) som forsyner dekkgass til toppen av sugetanken, en booster pumpe (5) og en fordamper (6),
karakterisert ved at nevnte sugetank (4) er seksjonert med en elle flere skilleplater hvori nevnte skilleplater er gjennomhullet.
6. System ifølge krav 5,
karakterisert ved at nevnte skilleplater er gjennomhullet av en eller flere åpninger.
7. System ifølge krav 5 til 6,
karakterisert ved at åpeningene i nabo skilleplater er plassert slik at de ikke står direkte overfor hverandre.
8. Fremgangsmåte for regassifisering av LNG,
karakterisert ved at a) LNG blir pumpet fra en LNG lagringstank (2) til en sugetank (4) b) nevnte sugetank (4) er seksjonert ved en eller flere skilleplater (3) og en ikke-kondenserbar gass blir tilsatt ved toppen av nevnte sugetank for å opprettholde trykk, c) en booster pumpe øker trykket til leveringsnivå d) en fordamper hvori LNGen blir overført til naturgass ved nevnte forhøyede trykk, og e) naturgass ved konvensjonell temperatur og trykk blir levert til rørledning.
Priority Applications (6)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20065472A NO328408B1 (no) | 2006-11-28 | 2006-11-28 | Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG |
US12/516,735 US20100154440A1 (en) | 2006-11-28 | 2007-11-26 | Re-gasification of lng |
KR1020097013303A KR20090096708A (ko) | 2006-11-28 | 2007-11-26 | 액화천연가스의 재가스화 장치 및 방법 |
EP07834813A EP2097668A1 (en) | 2006-11-28 | 2007-11-26 | Re-gasification of lng |
JP2009538361A JP2010511127A (ja) | 2006-11-28 | 2007-11-26 | Lngの再ガス化 |
PCT/NO2007/000417 WO2008066390A1 (en) | 2006-11-28 | 2007-11-26 | Re-gasification of lng |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20065472A NO328408B1 (no) | 2006-11-28 | 2006-11-28 | Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20065472L NO20065472L (no) | 2008-05-29 |
NO328408B1 true NO328408B1 (no) | 2010-02-15 |
Family
ID=39468104
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20065472A NO328408B1 (no) | 2006-11-28 | 2006-11-28 | Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20100154440A1 (no) |
EP (1) | EP2097668A1 (no) |
JP (1) | JP2010511127A (no) |
KR (1) | KR20090096708A (no) |
NO (1) | NO328408B1 (no) |
WO (1) | WO2008066390A1 (no) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101557790B1 (ko) * | 2008-12-22 | 2015-10-06 | 대우조선해양 주식회사 | 액화천연가스의 공급설비 |
NO332123B1 (no) * | 2009-11-17 | 2012-07-02 | Hamworty Gas Systems As | Anlegg for a gjenvinne BOG fra LNG lagret i tanker |
KR101271043B1 (ko) * | 2011-04-14 | 2013-06-04 | 삼성중공업 주식회사 | 액화천연가스 재기화 장치 |
US20130298572A1 (en) * | 2012-05-09 | 2013-11-14 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of vapor recovery and lng sendout systems for lng import terminals |
KR101394853B1 (ko) * | 2012-10-12 | 2014-05-13 | 현대중공업 주식회사 | 차압을 이용한 lng 연료의 이송 공급과 유량 조절이 가능한 lng 연료 공급 시스템 |
US20160101842A1 (en) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Avista Corporation | Fuel transfer and storage systems and methods |
FR3043165B1 (fr) * | 2015-10-29 | 2018-04-13 | CRYODIRECT Limited | Dispositif de transport d'un gaz liquefie et procede de transfert de ce gaz a partir de ce dispositif |
US10933343B2 (en) * | 2017-10-27 | 2021-03-02 | Spraying Systems Co. | Spray dryer system and method |
CN110469427B (zh) * | 2019-08-14 | 2021-04-06 | 重庆零壹空间科技集团有限公司 | 一种垂直回收液体火箭推进系统防晃的方法及结构 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1951497A (en) * | 1930-12-03 | 1934-03-20 | Foster Wheeler Corp | Oil distillation |
US2522425A (en) * | 1947-08-21 | 1950-09-12 | Standard Oil Dev Co | Tunnel-type bubble cap baffle |
JPH1182895A (ja) * | 1997-09-08 | 1999-03-26 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | 低温貯蔵設備 |
US6598408B1 (en) * | 2002-03-29 | 2003-07-29 | El Paso Corporation | Method and apparatus for transporting LNG |
SE524370C2 (sv) * | 2002-05-10 | 2004-08-03 | Tetra Laval Holdings & Finance | Förpackningslaminat, bigvals, samt ett skikt för användning till ett förpackningslaminat |
US6945049B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-09-20 | Hamworthy Kse A.S. | Regasification system and method |
WO2004031644A1 (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-15 | Hamworthy Kse A.S. | Regasification system and method |
NO324222B1 (no) * | 2003-03-11 | 2007-09-10 | Aibel Gas Technology As | System og fremgangsmate ved kontroll av gassutslipp fra en oppbevaringstank for olje |
EA009649B1 (ru) * | 2003-11-03 | 2008-02-28 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Установка и способ обработки пара сжиженного природного газа |
JP4759571B2 (ja) * | 2004-12-16 | 2011-08-31 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | Lng再ガス化とbtu制御のための構成および方法 |
NO332911B1 (no) * | 2005-05-09 | 2013-01-28 | Hamworthy Plc | Fremgangsmate og anordning for handtering av HC-gass |
WO2007039480A1 (en) * | 2005-09-21 | 2007-04-12 | Exmar | Liquefied natural gas regasification plant and method with heat recovery |
-
2006
- 2006-11-28 NO NO20065472A patent/NO328408B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-11-26 EP EP07834813A patent/EP2097668A1/en not_active Withdrawn
- 2007-11-26 US US12/516,735 patent/US20100154440A1/en not_active Abandoned
- 2007-11-26 WO PCT/NO2007/000417 patent/WO2008066390A1/en active Application Filing
- 2007-11-26 KR KR1020097013303A patent/KR20090096708A/ko not_active Application Discontinuation
- 2007-11-26 JP JP2009538361A patent/JP2010511127A/ja active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20090096708A (ko) | 2009-09-14 |
WO2008066390A1 (en) | 2008-06-05 |
US20100154440A1 (en) | 2010-06-24 |
NO20065472L (no) | 2008-05-29 |
JP2010511127A (ja) | 2010-04-08 |
EP2097668A1 (en) | 2009-09-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328408B1 (no) | Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG | |
JP4526189B2 (ja) | コンテナからの圧縮液化ガスの置換方法 | |
US5409046A (en) | System for fast-filling compressed natural gas powered vehicles | |
EP2772677A2 (en) | Bulk cryogenic liquid pressurized dispensing system and method | |
CN102918317B (zh) | 液化天然气加燃料系统 | |
AU2012364280B2 (en) | Methods for storing cryogenic fluids in storage vessels | |
JPH03117799A (ja) | 高圧ガス供給方法及び設備 | |
JP5528555B2 (ja) | バルク超高純度ヘリウムの供給及び使用のための方法及びシステム | |
CN105264281A (zh) | 用于补充低温液体尤其是液态天然气供应的方法和装置 | |
WO2010151107A1 (en) | Device and method for the delivery of lng | |
US10775080B2 (en) | LNG gasification systems and methods | |
RU2365810C1 (ru) | Устройство для приема сжиженного природного газа, его газификации и выдачи газообразного продукта потребителю | |
US20090094993A1 (en) | LNG By-Pass for Open Rack Vaporizer During LNG Regasification | |
US20150219278A1 (en) | Integrated dispensing station | |
KR102133266B1 (ko) | Lng 연료 공급 장치 | |
US20150121906A1 (en) | Systems and Methods for Converting Liquid Natural Gas to Compressed Natural Gas and to Low Pressure Natural Gas | |
JP4738766B2 (ja) | 大形極低温液化ガス貯槽 | |
RU2037736C1 (ru) | Установка для заполнения баллонов сжиженным газом | |
NO130740B (no) | ||
Hermeling | The Thermodynamic Consideration of the Vacuum Insulated Cryogenic Tank | |
GB2543501A (en) | Handling liquefied natural gas | |
CA3209668A1 (en) | Systems and methods for backhaul transportation of liquefied gas and co2 using liquefied gas carriers | |
WO2011084066A1 (en) | Lng re-gasification system for supplying vaporized lng to a natural gas piping distribution system | |
KR20150138994A (ko) | 액화가스 처리 시스템 | |
NO332954B1 (no) | System for rekondensering av avkokingsgass |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |