RU2770964C1 - Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank - Google Patents

Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank Download PDF

Info

Publication number
RU2770964C1
RU2770964C1 RU2021118599A RU2021118599A RU2770964C1 RU 2770964 C1 RU2770964 C1 RU 2770964C1 RU 2021118599 A RU2021118599 A RU 2021118599A RU 2021118599 A RU2021118599 A RU 2021118599A RU 2770964 C1 RU2770964 C1 RU 2770964C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
tank
lng
pressure
natural gas
Prior art date
Application number
RU2021118599A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Яна Владимировна Мартыненко
Виктор Иванович Болобов
Original Assignee
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет»
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» filed Critical федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет»
Priority to RU2021118599A priority Critical patent/RU2770964C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2770964C1 publication Critical patent/RU2770964C1/en

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS 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
    • F17C13/00Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the field of storage of liquefied natural gas (LNG), in particular to ensuring the utilization of stripping gas from an LNG tank, and can be used in the cryogenic gas industry. The method involves storing liquefied natural gas in a tank. When exceeding the nominal pressure, a safety system is triggered that requires filling the gas ejector chamber with high-pressure natural gas in order to create a rarefaction area, which makes it possible to entrain excess stripping gas from the tank and compress the mixture. Next, the gas flow is fed by an ejector into a storage tank, from where it is used for the technological needs of the tank farm or is subject to re-liquefaction.
EFFECT: reduction of cryogenic fuel losses during vapor discharge and ensuring the environmental safety of LNG storage.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области хранения сжиженного природного газа (СПГ), в частности к обеспечению утилизации отпарного газа из резервуара СПГ, и может быть использовано в криогенной газовой промышленности.The invention relates to the storage of liquefied natural gas (LNG), in particular to ensure the utilization of boil-off gas from an LNG tank, and can be used in the cryogenic gas industry.

Известен способ поддержания переохлаждённого состояния сжиженного природного газа в резервуаре (патент РФ №2628337, опубл. 16.08.2017 г.), который включает отведение части криогенной текучей среды, ее охлаждение жидким азотом и повторное введение обратно в зону жидкости резервуара для хранения, что исключает сброс газа из резервуара.There is a known method of maintaining a supercooled state of liquefied natural gas in a tank (RF patent No. 2628337, published on August 16, 2017), which includes the removal of a part of the cryogenic fluid, its cooling with liquid nitrogen and reintroduction back into the liquid zone of the storage tank, which eliminates discharge of gas from the reservoir.

Недостатком данного способа является необходимость использования хладагента, который необходимо захолаживать на теплообменнике, а также применение насоса в случае необходимости циркуляции сжиженного природного газа из резервуара и обратно.The disadvantage of this method is the need to use a refrigerant, which must be cooled down on the heat exchanger, as well as the use of a pump if it is necessary to circulate liquefied natural gas from the tank and back.

Известен способ хранения СПГ StarLiteLNG (LINDE AG. StarLNG. Передовые стандартизованные мало- и среднетонажные заводы СПГ. [онлайн] [найдено 2021-04-25]. Найдено в https://www.linde-engineering.ru/ru/images/StarLNG_Russian_tcm480-458277.pdf), который включает комплекс компрессоров и детандера для повторного сжижения отпарного газа, что позволяет регенерировать топливо без выбросов на факел или свечу рассеивания.A known method for storing LNG StarLiteLNG (LINDE AG. StarLNG. Advanced standardized small and medium-sized LNG plants. [online] [found 2021-04-25]. Found at https://www.linde-engineering.ru/ru/images/ StarLNG_Russian_tcm480-458277.pdf), which includes a complex of compressors and an expander for re-liquefaction of boil-off gas, which makes it possible to regenerate fuel without emissions to the flare or dispersion candle.

Недостатком данного способа являются капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты на повышение давления отпарного газа с помощью компрессора.The disadvantage of this method is the capital, operating and energy costs for increasing the pressure of the boil-off gas using a compressor.

Известен способ хранения и отгрузки сжиженного природного газа (патент РФ №2680914, опубл. 28.02.2019 г.), который включает закачивание СПГ после установки сжижения природного газа по криогенному трубопроводу сначала в наземный криогенный резервуар, а затем в танкер-газовоз, при этом отпарной газ, образующийся во время наполнения плавучего хранилища и перегрузки СПГ в танкер-газовоз, возвращают с помощью устройств приема отпарного газа по криогенному трубопроводу в компрессорную отпарного газа и далее в процесс сжижения природного газа. There is a known method for storing and shipping liquefied natural gas (RF patent No. 2680914, published on February 28, 2019), which includes pumping LNG after the installation of liquefied natural gas through a cryogenic pipeline, first into a ground cryogenic tank, and then into a gas tanker, while the boil-off gas generated during the filling of the floating storage and the reloading of the LNG into the gas tanker is returned using the boil-off gas receivers through the cryogenic pipeline to the boil-off gas compressor and then to the natural gas liquefaction process.

Недостатком данного способа является необходимость применения компрессорной отпарного газа для его удаления и сжатия, что влечет за собой помимо капитальных, энергетических и эксплуатационных затрат выбросы при работе компрессоров из-за сгорания топлива. The disadvantage of this method is the need to use a boil-off gas compressor to remove and compress it, which entails, in addition to capital, energy and operating costs, emissions during compressor operation due to fuel combustion.

Известен способ поддержания низкотемпературного режима сжиженного газа в резервуаре (Б.С. РАЧЕВСКИЙ. Сжиженные углеводородные газы. Москва, НЕФТЬ и ГАЗ, 2009, ISBN 5-7246, c. 312-313), который заключается в том, что испаряющийся в результате притока тепла извне газ проходит теплообменник и поступает на всасывание компрессора, после чего подается в холодильник-конденсатор, где конденсируется при неизменном давлении, сконденсированная жидкость дополнительно переохлаждается встречным потоком газа в теплообменнике и затем дросселируется в вентиле до давления, соответствующего режиму хранения, поступая в резервуар СПГ.A known method of maintaining the low-temperature regime of liquefied gas in the tank (B.S. RACHEVSKY. Liquefied hydrocarbon gases. Moscow, OIL and GAS, 2009, ISBN 5-7246, c. 312-313), which consists in the fact that evaporating as a result of inflow heat from the outside, the gas passes through the heat exchanger and enters the suction of the compressor, after which it is fed into the condenser, where it condenses at a constant pressure, the condensed liquid is additionally supercooled by the oncoming gas flow in the heat exchanger and then throttled in the valve to a pressure corresponding to the storage mode, entering the LNG tank .

Недостатком данного способа является необходимость применения компрессора для сжатия отпарного газа, что приводит к капитальным, эксплуатационным и энергетическим затратам.The disadvantage of this method is the need to use a compressor to compress the boil-off gas, which leads to capital, operating and energy costs.

Известен способ сброса паров из резервуара сжиженного природного газа (СПГ) (патент РФ № 2677022, опубл. 15.01.2019 г.) принятый за прототип, который включает жидкостно-газовый эжектор, отводящий СПГ и избыток его паров из резервуара, что приводит к снижению давления в резервуаре. A known method for discharging vapors from a liquefied natural gas (LNG) tank (RF patent No. 2677022, publ. tank pressure.

Недостатком данного способа является необходимость установки в резервуаре насоса для подачи СПГ в эжектор, что сопровождается дополнительными энергетическими и материальными затратами.The disadvantage of this method is the need to install a pump in the tank to supply LNG to the ejector, which is accompanied by additional energy and material costs.

Техническим результатом является исключение потерь углеводородов при утилизации отпарного газа из резервуара сжиженного природного газа (СПГ).The technical result is the exclusion of hydrocarbon losses during the utilization of boil-off gas from a liquefied natural gas (LNG) reservoir.

Технический результат достигается тем, что отвод отпарного газа из резервуара осуществляют газовым эжектором, в качестве рабочего тела которого, используют поток природного газа высокого давления, который редуцируют до рабочего давления на регуляторе давления после подачи сигнала на открытие задвижки на линии подвода природного газа в эжектор при превышении давления в резервуаре сверх номинального, а полученную смесь газов направляют в емкость для хранения смеси, откуда транспортируют для технологических нужд резервуарного парка или для повторного сжижения.The technical result is achieved by the fact that the removal of boil-off gas from the tank is carried out by a gas ejector, the working medium of which is a high-pressure natural gas stream, which is reduced to the operating pressure on the pressure regulator after a signal is given to open the valve on the natural gas supply line to the ejector at exceeding the nominal pressure in the tank, and the resulting mixture of gases is sent to a container for storing the mixture, from where it is transported for the technological needs of the tank farm or for re-liquefaction.

Способ поясняется следующими фигурами:The method is illustrated by the following figures:

фиг. 1 - алгоритм реализации способа утилизации отпарного газа из резервуара сжиженного природного газа (СПГ);fig. 1 is an algorithm for implementing a method for utilizing boil-off gas from a liquefied natural gas (LNG) tank;

фиг. 2 – принципиальная схема эжекторной системы для утилизации отпарного газа из резервуара СПГ, где:fig. 2 is a schematic diagram of an ejector system for the utilization of boil-off gas from an LNG tank, where:

1 – трубопровод СПГ;1 – LNG pipeline;

2 – резервуар СПГ;2 – LNG tank;

3 – предохранительный клапан;3 - safety valve;

4 – трубопровод отпарного газа;4 – boil-off gas pipeline;

5 – обратный клапан;5 - check valve;

6 – трубопровод природного газа высокого давления;6 – high pressure natural gas pipeline;

7 – регулятор давления;7 - pressure regulator;

8 – задвижка;8 - valve;

9 – трубопровод природного газа рабочего давления;9 – pipeline of natural gas of working pressure;

10 – газовый эжектор;10 - gas ejector;

11 – трубопровод смеси отпарного и природного газов;11 - pipeline for a mixture of boil-off and natural gases;

12 – емкость для хранения смеси отпарного и природного газов.12 - storage tank for a mixture of boil-off and natural gases.

Способ осуществляется следующим образом. Резервуар СПГ 2 (фиг. 1, 2) наполняется криожидкостью по трубопроводу СПГ 1, где хранится при избыточном давлении, уровень которого контролируется и в случае превышения сверх номинального срабатывает система безопасности. После чего происходит открытие задвижки 8 установленной на трубопроводе природного газа рабочего давления 9, куда поступает природный газ из трубопровода природного газа высокого давления 6, редуцируясь до рабочего давления на регуляторе давления 7 и заполняя камеру газового эжектора 10. Далее срабатывает предохранительный клапан 3 для отвода избытка образующегося отпарного газа и рабочее тело газового эжектора 10, которым является природный газ рабочего давления, увлекает этот поток по трубопроводу отпарного газа 4 за счет созданной в камере смешения газового эжектора 10 области разрежения, при этом обратный клапан 5 предотвращает поступление потока с более высоким давлением обратно в резервуар. В газовом эжекторе 10 происходит сжатие смеси отпарного и природного газов и ее подача при открытии задвижки 8 на трубопроводе смеси отпарного и природного газов 11 в емкость для хранения смеси отпарного и природного газов 12, откуда смесь отводится по трубопроводу смеси отпарного и природного газов 11 при открытии задвижки 8 на технологические нужды резервуарного парка или на повторное сжижение.The method is carried out as follows. The LNG tank 2 (Fig. 1, 2) is filled with cryo-liquid through the LNG pipeline 1, where it is stored at an overpressure, the level of which is controlled and, in case of exceeding the nominal value, the safety system is triggered. After that, the valve 8 of the operating pressure 9 installed on the natural gas pipeline is opened, where natural gas flows from the high pressure natural gas pipeline 6, reducing to the operating pressure on the pressure regulator 7 and filling the chamber of the gas ejector 10. Then the safety valve 3 is activated to remove the excess of the resulting boil-off gas and the working fluid of the gas ejector 10, which is natural gas of operating pressure, entrains this flow through the boil-off gas pipeline 4 due to the rarefaction area created in the mixing chamber of the gas ejector 10, while the check valve 5 prevents the flow with a higher pressure from flowing back into the tank. In the gas ejector 10, the mixture of boil-off and natural gases is compressed and it is supplied when the valve 8 is opened on the pipeline of the mixture of boil-off and natural gases 11 into the storage tank for the mixture of boil-off and natural gases 12, from where the mixture is discharged through the pipeline of the mixture of boil-off and natural gases 11 upon opening valves 8 for the technological needs of the tank farm or for re-liquefaction.

Способ поясняется следующим примером. В резервуаре СПГ объемом

Figure 00000001
произошло повышение температуры с
Figure 00000002
до
Figure 00000003
, что привело к повышению давления насыщенных паров в резервуаре с рабочего
Figure 00000004
до максимально допустимого
Figure 00000005
- давление срабатывания предохранительного клапана и сбросу избытка отпарного газа. The method is illustrated by the following example. In an LNG tank with a volume
Figure 00000001
there was an increase in temperature from
Figure 00000002
before
Figure 00000003
, which led to an increase in the pressure of saturated vapors in the tank from the working
Figure 00000004
up to the maximum allowable
Figure 00000005
- the pressure of the safety valve and the discharge of excess boil-off gas.

Поток природного газа, поступающий из трубопровода природного газа высокого давления в газовый эжектор имеет следующие характеристики:

Figure 00000006
- температура потока;
Figure 00000007
- плотность потока;
Figure 00000008
- абсолютное давление потока, равное максимально допустимому давлению с учетом предотвращения эффекта запирания в газовом эжекторе;
Figure 00000009
- показатель адиабаты;
Figure 00000010
- газовая постоянная для метана.The flow of natural gas coming from the high pressure natural gas pipeline to the gas ejector has the following characteristics:
Figure 00000006
- flow temperature;
Figure 00000007
- flux density;
Figure 00000008
- absolute pressure of the flow, equal to the maximum allowable pressure, taking into account the prevention of the effect of locking in the gas ejector;
Figure 00000009
- adiabatic index;
Figure 00000010
is the gas constant for methane.

Поток отпарного газа, поступающий из резервуара СПГ в газовый эжектор имеет следующие характеристики:

Figure 00000011
- секундный массовый расход потока, равный расходу из предохранительного клапана для сброса избытка отпарного газа;
Figure 00000012
- температура потока;
Figure 00000013
- абсолютное давление потока, равное давлению поддерживаемому в линии подвода отпарного газа в эжектор;
Figure 00000014
- диаметр проходного сечения патрубка эжектора;
Figure 00000015
- площадь проходного сечения патрубка эжектора.The flow of boil-off gas from the LNG tank to the gas ejector has the following characteristics:
Figure 00000011
- second mass flow rate, equal to the flow rate from the safety valve to dump excess boil-off gas;
Figure 00000012
- flow temperature;
Figure 00000013
- absolute flow pressure, equal to the pressure maintained in the boil-off gas supply line to the ejector;
Figure 00000014
- diameter of the passage section of the ejector pipe;
Figure 00000015
- area of the passage section of the ejector pipe.

Показателем эффективности работы эжектора является абсолютное давление смеси на выходе из газового эжектора (1) и коэффициент полезного действия (3).An indicator of the efficiency of the ejector is the absolute pressure of the mixture at the outlet of the gas ejector (1) and the efficiency (3).

Figure 00000016
, (1)
Figure 00000016
, (one)

где

Figure 00000017
- коэффициент отношения площадей проходных сечений потоков отпарного газа к природному газу (2). Параметр определен с целью сокращения металлоемкости устройства. where
Figure 00000017
- coefficient of the ratio of the areas of flow sections of boil-off gas flows to natural gas (2). The parameter is defined in order to reduce the metal consumption of the device.

Figure 00000018
. (2)
Figure 00000018
. (2)

Тогда

Figure 00000019
- площадь и диаметр потока природного газа;
Figure 00000020
- площадь и диаметр проходного сечения потока смеси на выходе из газового эжектора. Then
Figure 00000019
- area and diameter of natural gas flow;
Figure 00000020
- area and diameter of the flow section of the mixture flow at the outlet of the gas ejector.

Поэтому, аболютное давление смеси на выходе из газового эжектора (1) составляет

Figure 00000021
.Therefore, the absolute pressure of the mixture at the outlet of the gas ejector (1) is
Figure 00000021
.

Figure 00000022
, (3)
Figure 00000022
, (3)

где

Figure 00000023
- массовый расход потока природного газа (4):where
Figure 00000023
- mass flow rate of natural gas (4):

Figure 00000024
, (4)
Figure 00000024
, (4)

где

Figure 00000025
- критическая скорость истечения потока природного газа из сопла эжектора, соответствующая скорости звука (5):where
Figure 00000025
is the critical flow rate of natural gas flow from the ejector nozzle, corresponding to the speed of sound (5):

Figure 00000026
, (5)
Figure 00000026
, (5)

где

Figure 00000027
- коэффициент отношения давлений. where
Figure 00000027
- pressure ratio coefficient.

Эжектор характеризуется коэффициентом эжекции

Figure 00000028
, который представляет собой внутренний массовый расход устройства как отношение расходов природного и отпарного газов (6):The ejector is characterized by the ejection coefficient
Figure 00000028
, which represents the internal mass flow rate of the device as the ratio of the flow rates of natural and boil-off gases (6):

Figure 00000029
. (6)
Figure 00000029
. (6)

Процесс смешения газов в эжекторе близок к адиабатному, поэтому температура торможения смеси на выходе из смесительной камеры эжектора

Figure 00000030
=186К, где (7):The process of mixing gases in the ejector is close to adiabatic, so the stagnation temperature of the mixture at the outlet of the mixing chamber of the ejector
Figure 00000030
=186K, where (7):

Figure 00000031
. (7)
Figure 00000031
. (7)

Тогда, коэффициент полезного действия газового эжектора (3) составляет

Figure 00000032
Then, the efficiency of the gas ejector (3) is
Figure 00000032

Преимущество способа состоит в том, что система утилизации отпарного газа с использованием эжектора позволяет сократить потери криогенного топлива и загрязнение окружающей среды путем отбора и компримирования избытка отпарного газа не используя энергетические затраты извне, обеспечивая при этом безопасность криогенного хранения СПГ, а также коэффициент полезного действия эжектора 16%, и абсолютное давление потока смеси на выходе из газового эжектора 1,13 МПа, тем самым заменяя компрессор первой ступени.The advantage of the method is that the boil-off gas utilization system using an ejector makes it possible to reduce the loss of cryogenic fuel and environmental pollution by extracting and compressing excess boil-off gas without using energy costs from the outside, while ensuring the safety of cryogenic storage of LNG, as well as the efficiency of the ejector 16%, and the absolute pressure of the mixture flow at the outlet of the gas ejector is 1.13 MPa, thereby replacing the first stage compressor.

Claims (1)

Способ утилизации отпарного газа из резервуара сжиженного природного газа (СПГ), включающий наполнение резервуара криожидкостью, хранение при избыточном давлении, отвод образующихся паров, отличающийся тем, что отвод отпарного газа из резервуара осуществляют газовым эжектором, в качестве рабочего тела которого используют поток природного газа высокого давления, который редуцируют до рабочего давления на регуляторе давления после подачи сигнала на открытие задвижки на линии подвода природного газа в эжектор при превышении давления в резервуаре сверх номинального, а полученную смесь газов направляют в емкость для хранения смеси, откуда транспортируют для технологических нужд резервуарного парка или для повторного сжижения.A method for utilizing boil-off gas from a liquefied natural gas (LNG) tank, including filling the tank with cryo-liquid, storage at excess pressure, and removal of the resulting vapors, characterized in that the boil-off gas is removed from the tank by a gas ejector, the working fluid of which is a high-pressure natural gas flow. pressure, which is reduced to the operating pressure on the pressure regulator after a signal is given to open the valve on the line for supplying natural gas to the ejector when the pressure in the tank exceeds the nominal value, and the resulting gas mixture is sent to a container for storing the mixture, from where it is transported for the technological needs of the tank farm or for re-liquefaction.
RU2021118599A 2021-06-25 2021-06-25 Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank RU2770964C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021118599A RU2770964C1 (en) 2021-06-25 2021-06-25 Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021118599A RU2770964C1 (en) 2021-06-25 2021-06-25 Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2770964C1 true RU2770964C1 (en) 2022-04-25

Family

ID=81306413

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021118599A RU2770964C1 (en) 2021-06-25 2021-06-25 Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2770964C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002156098A (en) * 2000-11-21 2002-05-31 Tokyo Gas Co Ltd Vent gas treatment method
RU2353852C2 (en) * 2007-05-03 2009-04-27 Генрих Семенович Фалькевич Device to recover vapors in combustible material reservoir (versions)
WO2013032340A1 (en) * 2011-09-02 2013-03-07 Hamworthy Oil & Gas Systems As System and method for boosting bog in a lng fuel system
CN103225740A (en) * 2013-04-22 2013-07-31 中国海洋石油总公司 BOG processing system utilizing pressure energy of LNG receiving station
RU2677022C1 (en) * 2018-04-19 2019-01-15 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Discharge method of vapors from a tank of liquefied natural gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002156098A (en) * 2000-11-21 2002-05-31 Tokyo Gas Co Ltd Vent gas treatment method
RU2353852C2 (en) * 2007-05-03 2009-04-27 Генрих Семенович Фалькевич Device to recover vapors in combustible material reservoir (versions)
WO2013032340A1 (en) * 2011-09-02 2013-03-07 Hamworthy Oil & Gas Systems As System and method for boosting bog in a lng fuel system
CN103225740A (en) * 2013-04-22 2013-07-31 中国海洋石油总公司 BOG processing system utilizing pressure energy of LNG receiving station
RU2677022C1 (en) * 2018-04-19 2019-01-15 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Discharge method of vapors from a tank of liquefied natural gas

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101763697B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR101938176B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same
KR101908569B1 (en) Method of Discharging Lubrication Oil in Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Supplying Fuel for Engine
EA026072B1 (en) Plant and method for liquefied natural gas production
KR102087180B1 (en) BOG Reliquefaction System for Vessels and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same
RU2412410C1 (en) Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)
KR20180135783A (en) Reliquefaction system for boil-off gas and ship having the same
KR20190014000A (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same, and Method of Supplying Fuel for Engine
KR102276354B1 (en) Boil-Off Gas Re-liquefaction System for Vessels and Method for Operation of the Same
RU2770964C1 (en) Method for utilization of stripping gas from a liquefied natural gas (lng) tank
KR101957322B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same
KR20190081148A (en) Lubricating oil separator and boil-off gas reliquefaction system having the lubricating oil separator
KR20190014790A (en) System and Method of Boil-Off Gas Reliquefaction for Vessel
RU2677022C1 (en) Discharge method of vapors from a tank of liquefied natural gas
KR20180116921A (en) Boil-Off Gas Re-liquefaction System
KR101908568B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same
KR101908572B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Discharging Lubrication Oil in the Same
KR101818526B1 (en) Fuel Supply Method and System of Engine for Vessel
KR101957320B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method
KR101884765B1 (en) Fuel Supply System and Method for Vessel
KR20190004473A (en) Boil-Off Gas Re-liquefaction System and Method for a Ship
KR101957323B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System
KR101957321B1 (en) Boil-Off Gas Reliquefaction System
RU2738946C1 (en) System and method of repeated liquefaction of stripping gas for ship
KR20210037049A (en) Reliquefaction system for boil-off gas and ship having the same