JP2017219116A - Portable type liquefaction natural gas supply facility - Google Patents
Portable type liquefaction natural gas supply facility Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017219116A JP2017219116A JP2016114008A JP2016114008A JP2017219116A JP 2017219116 A JP2017219116 A JP 2017219116A JP 2016114008 A JP2016114008 A JP 2016114008A JP 2016114008 A JP2016114008 A JP 2016114008A JP 2017219116 A JP2017219116 A JP 2017219116A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- storage tank
- unit
- liquefied natural
- supply
- 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.)
- Granted
Links
Images
Abstract
Description
本発明は、液化天然ガスを気化させて得られた天然ガスを需要者に供給するための可搬式液化天然ガス供給設備に関するものである。
The present invention relates to a portable liquefied natural gas supply facility for supplying a consumer with natural gas obtained by vaporizing liquefied natural gas.
天然ガスは、天然に存在する化石燃料であり、メタンを主成分とした炭化水素ガスである。上記天然ガスは、主として工業用や発電用のガス燃料に用いられ、産業用の用途も増加する傾向にある。最近は、埋蔵残存量に不安のある重油や灯油に替わって、天然ガスの需要が増加している。 Natural gas is a naturally occurring fossil fuel and is a hydrocarbon gas mainly composed of methane. The natural gas is mainly used for industrial and power generation gas fuels, and industrial applications tend to increase. Recently, the demand for natural gas has increased in place of heavy oil and kerosene, which are uncertain about the remaining reserves.
液化天然ガス(以下「LNG」という)は、天然ガスを輸送したり貯蔵したりすることを目的として、上記天然ガスを冷却して液化したものである。 The liquefied natural gas (hereinafter referred to as “LNG”) is obtained by cooling and liquefying the natural gas for the purpose of transporting or storing the natural gas.
北米や中国など、天然ガスが産出する大陸においては一般に、ガス状の天然ガスをそのままパイプラインを用いて運搬し供給する。近隣地域で天然ガスの産出が少ない日本やアジア諸国などでは、天然ガスを液化したLNGとして運搬し貯蔵することが行われる。 In continents such as North America and China where natural gas is produced, gaseous natural gas is generally transported and supplied as it is using a pipeline. In Japan and other Asian countries where natural gas production is low in neighboring areas, natural gas is transported and stored as liquefied LNG.
上記LNGの運搬と貯蔵は、一般的につぎのように行われる。まず、LNGをタンカーなどで海上輸送し、LNG受入基地(「一次基地」ともいう)へ陸揚げする。その後、LNG用のタンクローリによって使用場所の近辺に設置したLNGサテライト設備(「サテライト基地」ともいう)まで陸上運搬される。 The transportation and storage of the LNG are generally performed as follows. First, LNG is transported by sea using a tanker and landed at an LNG receiving terminal (also referred to as “primary base”). Then, it is transported by land to a LNG satellite facility (also referred to as “satellite base”) installed near the place of use by a tank truck for LNG.
上記LNGサテライト設備は、LNGの貯蔵と供給を兼ね備えた設備である。上記LNGサテライト設備は一般に、貯槽や気化器などを備えて構成される。 The LNG satellite facility is a facility that combines storage and supply of LNG. The LNG satellite facility generally includes a storage tank, a vaporizer, and the like.
このようなLNGサテライト設備に関する先行技術文献として、本出願人は、下記の特許文献1〜3を把握している。 As prior art documents regarding such LNG satellite facilities, the present applicant has grasped the following Patent Documents 1 to 3.
〔設置工事に関する問題〕
上述したLNGサテライト設備の設置工事では、配管や機器の位置合わせに高い精度が要求される。上記設置工事では、液状のLNGを移送する配管やガス状の天然ガスを移送する配管などに、圧力計や流量計などの機器を介在させる。このとき、上記配管や機器を、液やガスが漏れないよう、位置合わせを高精度にして溶接しなければならない。
[Problems related to installation work]
In the installation work of the above-described LNG satellite facility, high accuracy is required for the alignment of piping and equipment. In the installation work, devices such as a pressure gauge and a flow meter are interposed in a pipe for transferring liquid LNG or a pipe for transferring gaseous natural gas. At this time, the piping and equipment must be welded with high precision so that liquid and gas do not leak.
このようなLNGサテライト設備の設置工事は、一般に屋外での作業となる。したがって、溶接作業も天候の影響を受け、精度を確保しながら作業するのが困難である。組立後の耐圧検査や気密検査なども同様である。このように、上記LNGサテライト設備の設置工事には大変な手間がかかるという問題がある。 The installation work of such an LNG satellite facility is generally an outdoor work. Therefore, the welding work is also affected by the weather, and it is difficult to work while ensuring accuracy. The same applies to pressure resistance inspection and airtight inspection after assembly. Thus, there is a problem that installation work of the LNG satellite facility takes a great deal of time.
〔特許文献1〕
特許文献1は、屋外の据え付け場所において、短期間で正確にかつ安全に設置するのに適したLNGサテライト設備に関するものである。
特許文献1には以下の記載がある。
[Patent Document 1]
Patent Document 1 relates to an LNG satellite facility suitable for installation accurately and safely in a short period of time at an outdoor installation site.
Patent Document 1 has the following description.
[0015]図1および図2に示すように、本実施形態のLNGサテライト設備Xは、液化天然ガス(LNG)を貯蔵する貯槽ユニット1と、LNGを気化する気化ユニット3と、配管ユニット2とを備えて構成されており、屋外の据え付け場所に設置固定されたものである。
[0018]配管ユニット2は、貯槽ユニット1からのLNGを気化ユニット3に移送するためのLNG用配管21と、気化ユニット3から導出されるガス状の天然ガスを通すガス用配管22とを備えて構成されている。LNG用配管21には、安全弁211、緊急遮断弁212、および手動弁213が設けられている。詳細は後述するが、気化ユニット3を経て蒸発気化した天然ガスの温度が所定温度に満たない場合、緊急遮断弁212が閉止して、気化ユニット3へのLNGの導入を停止するようになっている。
[0024]図1に示すように、気化ユニット3は、LNGを蒸発気化するための気化器31と、LNG導入配管32と、ガス導出配管33とを備えて構成されている。気化器31は、底板311と、シェル状のハウジング312と、コイル状に巻かれた伝熱管313と、熱媒導入配管314と、熱媒オーバーフロー管315と、熱媒オーバーフロー管315に通じる熱媒導出配管316とを備えて構成されている。底板311とハウジング312との間には適宜のシール材(図示略)が介装されており、ハウジング312の内部の密閉状態が保たれるようになっている。
[0015] As shown in FIG. 1 and FIG. 2, the LNG satellite facility X of this embodiment includes a storage tank unit 1 for storing liquefied natural gas (LNG), a vaporization unit 3 for vaporizing LNG, and a
[0018] The
[0024] As shown in FIG. 1, the vaporization unit 3 includes a
〔特許文献1の問題〕
上記特許文献1では、設置時間をある程度短縮できるものの、依然として組立作業の多くを設置現場の屋外で行う必要がある。したがって、設置工事に手間がかかる問題は十分に解決されていない。
[Problem of Patent Document 1]
In Patent Document 1, although the installation time can be shortened to some extent, it is still necessary to perform much of the assembly work outdoors at the installation site. Therefore, the problem of time-consuming installation work has not been sufficiently solved.
また、上記特許文献1では、液化天然ガスを貯槽12から取り出す際の貯槽12内の加圧に関して考慮されていない。したがって、天然ガスの消費量が増大して貯槽12内の圧力が低下すると十分な液化天然ガスを取り出せなくなる。また、設置型の貯槽12ではなく、タンクローリなどから液化天然ガスの供給を受ける場合は、タンク内の加圧設備をもつタンクローリでなければ供給を受けられないおそれがある。したがって、上記特許文献1に記載された技術では、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限が課されるという問題がある。
Moreover, in the said patent document 1, it does not consider regarding the pressurization in the
〔設備規模に関する問題〕
LNGサテライト設備は、全て同程度の規模ではない。つまり、ユーザーによる継続的なLNGの必要量に応じ、大規模のものや中小規模のものが設置される。つまり、貯槽や供給能力がユーザーに応じた規模となるよう設計するのである。
[Problems related to equipment scale]
LNG satellite facilities are not all the same scale. That is, a large-scale or a small-scale one is installed according to the continuous amount of LNG required by the user. In other words, the storage tank and the supply capacity are designed to be scaled according to the user.
このとき、貯槽の貯蔵量を3t以上とする大規模設備では、耐震設計にすることが義務づけられる。この規模のLNGサテライト設備は、基礎部分および各パーツなどに耐震設計されたものを採用しなければならない。 At this time, in a large-scale facility in which the storage amount of the storage tank is 3 t or more, it is obliged to make an earthquake-resistant design. LNG satellite equipment of this scale must adopt seismic design for the foundation and each part.
貯槽の貯蔵量が3t未満とする中小規模の設備では、耐震設計の義務はない。しかし、そのような中小規模のLNGサテライト設備であっても、基本的には貯蔵量3t以上の大規模設備に準じた設計が採用される。つまりそれだけ設置工事に手間がかかっている。 For small and medium-sized facilities where the storage capacity of the storage tank is less than 3 tons, there is no obligation for seismic design. However, even such a small-scale LNG satellite facility is basically designed according to a large-scale facility with a storage amount of 3 t or more. In other words, it takes a lot of work to install.
〔特許文献2〕
上記特許文献2は、天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地が開示されている。
上記特許文献2には、つぎの記載がある。
[Patent Document 2]
The
[0017]大型LNG貯蔵タンク32のLNGは、後述するバルクコンテナ10に充填される。LNGが充填されたバルクコンテナ10は荷揚げ桟橋に運ばれ、コンテナクレーンによってバージ船(汎用船)18に積載される。一隻のバージ船18には数個から数十個のバルクコンテナ10が積み込まれ、荷崩れ等を防止するために一般的に用いられているコンテナ固定器具(図示せず)によって連結された状態で船体に固定される。積み込みが完了した後に、バージ船18はバルクコンテナ10を、サテライト基地24の最寄りの貨物港22(受け入れ港)まで海上輸送する。貨物港22では積み込み作業と逆の手順で、コンテナ固定器具の解除した後に、コンテナクレーンを用いてバルクコンテナ10を荷下ろしする。貨物港22に荷下ろしされたバルクコンテナ10は、コンテナ輸送に用いられる一般的なトレーラー20に乗せ代えられて、液化天然ガス小規模貯蔵・供給施設であるサテライト基地24まで輸送される。
[0019]ここでバルクコンテナ10は、図2に示すように、LNGを超低温に保持するための断熱構造を有する略楕円柱形上のバルク容器16を、鉄骨材で直方体形状に形成したラーメン構造のコンテナ本体34の内部に寝かせた状態で固定したものである。このバルク容器16は、従来のタンクローリー車のタンク部分(バルク容器)と同様の構造である。図からもわかるように、コンテナ本体34には鉄骨材の筋交いおよび垂直材が補強のために取り付けられている。バルク容器16はコンテナ本体34に内包されているが、その全体が覆われているわけではないので外部からその状態を観察することができる。その一方、バルク容器16がコンテナ本体によって保護されているので、バルクコンテナ10をトレーラー20に搭載して輸送している際に、トレーラー20が万一交通事故等にあったとしても、従来のバルク容器がむき出しになった状態のタンクローリー車と比べてバルク容器16が破損する危険性を少なくすることができる。
[0020]輸送されたバルクコンテナ10は、そのままサテライト基地24に一時的に設置される(図1参照)。設置されたバルクコンテナ10は、従来の各サテライト基地に建設されていたLNGタンク6を兼用するものである。したがって、従来のように各サテライト基地にLNGタンクを建設する必要がなくなり、サテライト基地の設備及び運転費用を低減することができる。
[0022]設置されたバルクコンテナ10はガス管26に接続され、バルク容器16内に貯蔵されたLNGはガス管26を通して加圧蒸発器およびLNG気化器8で気化された後に、バッファタンク9を介して需要家14の天然ガス利用設備28に供給される。
[0017] The LNG in the large
[0019] Here, as shown in FIG. 2, the bulk container 10 has a ramen structure in which a
[0020] The transported bulk container 10 is temporarily installed in the
[0022] The installed bulk container 10 is connected to the gas pipe 26, and the LNG stored in the
〔特許文献2の問題〕
特許文献2に開示されたサテライト基地24では、加圧蒸発器、LNG気化器8およびバッファタンク9等の設備を工事により設置しなければならない。このようなサテライト基地24も特許文献1と同様に、基本的には貯蔵量3t以上の規模に準じた設計や構成が採用される。したがって設置工事には高精度が要求され、手間がかかるという問題は依然として解決しない。
[Problem of Patent Document 2]
In the
また、特許文献2のサテライト基地24では、バルク容器16からLNG気化器8およびバッファタンク9にLNGを取り出す取出し路から、加圧蒸発器にLNGを導入するLNG導入路を分岐させている。このような構造では、天然ガス利用設備28における天然ガスの消費量が増大すると、加圧蒸発器にLNGが回らなくなる。つまり、バルク容器16から取り出されたLNGが、LNG気化器8とバッファタンク9の方に優先的に流れてしまい、加圧蒸発器にLNGが導入されなくなる。そうすると、加圧蒸発器からのバルク容器16に導入される加圧ガスが不足し、バルク容器16から取り出される液化天然ガスが不足するという問題がある。
Further, in the
〔特許文献3〕
上記特許文献3は、LNGサテライトの建設時間・コスト・設置スペース・撤去に関する問題点を解消し、搬送を簡便にして有効に再運用し続けるようにしたLNGモバイルサテライトシステムを開示する。
上記特許文献3には、つぎの記載がある。
[Patent Document 3]
Patent Document 3 discloses an LNG mobile satellite system that solves the problems related to the construction time, cost, installation space, and removal of the LNG satellite, and that can be transported easily and effectively re-operated.
The above Patent Document 3 has the following description.
[0019]以下、本発明の実施例を図面に基づいて説明する。なお、詳細については以下に後述するが、図1に本発明のユニットパッケージ化されたLNGモバイルサテライトの構成例を示す。図1はLNGモバイルサテライトの実施例1タイプAならびに実施例2タイプBの双方を示したものである。各図において、本発明がLNGモバイルサテライトユニットパッケージ構成であって、コンテナ専用輸送車両によって搬送可能な形態を有することを示すために寸法が記入されている(単位mm)。実施例1をタイプAとし、LNG貯槽1、LNG蒸発器(気化器)2および圧力調整装置3を含む附属部品を1つのフレーム上に載置し、ユニットパッケージとしてタイプAユニットパッケージ10を構成し、それを天然ガス消費場所の土台ベース21(図8参照)上に設置した時にタイプA LNGモバイルサテライト100Aとなる。この場合には、一つの一体構造のユニットパッケージとして構成している。また、実施例2をタイプBとし、LNG貯槽1を1つのパッケージとしたタイプBタンクパッケージ11およびLNG蒸発器(気化器)2および圧力調整装置3を含む附属部品を1つのパッケージのタイプBベーパーパッケージ12からなるユニットパッケージとしている。この場合には、別体形態のユニットパッケージとして構成している。一体的にそれらを天然ガス消費場所の土台ベースに設置した時にタイプB LNGモバイルサテライト100Bとなる。
[0019] Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. Although details will be described later, FIG. 1 shows a configuration example of the unit packaged LNG mobile satellite of the present invention. FIG. 1 shows both Example 1 type A and Example 2 type B of the LNG mobile satellite. In each figure, dimensions are shown (unit: mm) to show that the present invention is a LNG mobile satellite unit package configuration and has a form that can be transported by a container-only transport vehicle. Example 1 is type A, and the accessory parts including the LNG storage tank 1, the LNG evaporator (vaporizer) 2 and the pressure regulator 3 are placed on one frame, and the type A unit package 10 is configured as a unit package. When it is installed on the base 21 (see FIG. 8) of the natural gas consumption place, it becomes a type A LNG mobile satellite 100A. In this case, it is configured as a single unit package. In addition, the type
〔特許文献3の問題〕
特許文献3に開示されたLNGモバイルサテライトシステムは、液化天然ガスをLNG貯槽1から取り出す際のLNG貯槽1内の加圧に関して考慮されていない。したがって、天然ガスの消費量が増大してLNG貯槽1内の圧力が低下すると十分な液化天然ガスを取り出せなくなる。また、設置型のLNG貯槽1ではなく、タンクローリなどから液化天然ガスの供給を受ける場合は、タンク内の加圧設備をもつタンクローリでなければ供給を受けられないおそれがある。したがって、上記特許文献3に記載された技術では、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限が課されるという問題がある。
[Problem of Patent Document 3]
In the LNG mobile satellite system disclosed in Patent Document 3, no consideration is given to pressurization in the LNG storage tank 1 when liquefied natural gas is taken out from the LNG storage tank 1. Therefore, if the consumption of natural gas increases and the pressure in the LNG storage tank 1 decreases, sufficient liquefied natural gas cannot be extracted. Further, when liquefied natural gas is supplied from a tank lorry or the like instead of the installation type LNG storage tank 1, there is a possibility that the supply cannot be received unless the tank lorry has a pressurizing facility in the tank. Therefore, the technique described in Patent Document 3 has a problem in that a restriction is imposed on the type of storage tank that receives the supply of liquefied natural gas.
〔目的〕
本発明は、上記の課題を解決するためつぎの目的をもってなされたものである。
設置工事を簡略化して工期を短縮でき、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さない可搬式液化天然ガス供給設備を提供する。
〔the purpose〕
The present invention has been made with the following object in order to solve the above problems.
A portable liquefied natural gas supply facility that can simplify installation work and shorten the construction period, and does not impose restrictions on the type of storage tank that receives liquefied natural gas.
請求項1記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、上記目的を達成するため、つぎの構成を採用した。
貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る気化手段と、
上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するための供給手段と、
上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第1のユニットにする第1ユニット化手段と、
上記供給手段を搬送可能な第2のユニットにする第2ユニット化手段と、
を備えている。
The portable liquefied natural gas supply facility according to claim 1 employs the following configuration in order to achieve the above object.
Vaporization means for vaporizing the liquefied natural gas supplied from the storage tank to obtain natural gas;
Supply means for supplying the natural gas obtained by the vaporization means to the natural gas use facility;
Pressurizing means for applying pressure when taking out the liquefied natural gas to the storage tank by vaporizing the liquefied natural gas and returning it to the storage tank;
First unitization means for making the vaporization means and the pressurization means a first unit capable of being transported;
Second unitization means for making the supply means a second unit that can be transported;
It has.
請求項2記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項1記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記第1のユニットには、
上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第1の受入口と、
上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第2の受入口と、
上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻すための送出口と、
が設けられている。
The portable liquefied natural gas supply facility described in
The first unit includes
A first receiving port for receiving a supply of liquefied natural gas from the storage tank to the vaporizing means;
A second receiving port for receiving a supply of liquefied natural gas from the storage tank to the pressurizing means;
A delivery port for returning natural gas from the pressurizing means to the storage tank;
Is provided.
請求項3記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項2記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記第1のユニットには、
上記第1の受入口、上記第2の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、
複数設けられている。
The portable liquefied natural gas supply facility described in claim 3 employs the following configuration in addition to the configuration described in
The first unit includes
A piping system including the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port,
A plurality are provided.
請求項4記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項2または3記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記第2のユニットは、
上記第1の受入口、第2の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている。
The portable liquefied natural gas supply facility described in claim 4 employs the following configuration in addition to the configuration described in
The second unit is
Purge gas supply means for supplying purge gas to the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port is provided.
請求項5記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項1〜4のいずれか一項に記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記供給手段は、
上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む。
In addition to the structure as described in any one of Claims 1-4, the portable liquefied natural gas supply equipment of Claim 5 employ | adopted the following structure.
The supply means is
A buffer tank for temporarily storing the natural gas obtained by the vaporization means;
請求項6記載の可搬式液化天然ガス供給設備は、請求項1〜5のいずれか一項に記載の構成に加え、つぎの構成を採用した。
上記供給手段は、
上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む。
In addition to the structure as described in any one of Claims 1-5, the portable liquefied natural gas supply equipment of Claim 6 employ | adopted the following structure.
The supply means is
Pressure reducing means for reducing the pressure of the natural gas obtained by the vaporizing means;
請求項1記載の発明は、気化手段と、供給手段と、加圧手段とを備えている。
上記気化手段は、貯留タンクから供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。上記供給手段は、上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給する。上記加圧手段は、上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与する。
The invention described in claim 1 includes vaporizing means, supplying means, and pressurizing means.
The said vaporization means vaporizes the liquefied natural gas supplied from the storage tank, and obtains natural gas. The supply means supplies the natural gas obtained by the vaporization means to a natural gas using facility. The said pressurizing means gives the pressure at the time of taking out the said liquefied natural gas with respect to the said storage tank by vaporizing the said liquefied natural gas and returning to the said storage tank.
そして、請求項1記載の発明は、上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第1のユニットにする第1ユニット化手段と、上記供給手段を搬送可能な第2のユニットにする第2ユニット化手段と、を備えている。 According to the first aspect of the present invention, there is provided a first unitizing means that makes the vaporizing means and the pressurizing means a first unit that can be transported, and a second unit that makes the supply means a transportable second unit. Unitizing means.
すなわち、請求項1記載の発明は、上記気化手段および上記加圧手段を第1ユニット化手段によって第1のユニットとし、供給手段を第2ユニット化手段によって第2のユニットとする。これにより、本発明は、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。つまり、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なって第1のユニットと第2のユニットを作りあげ、それをそのまま設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、たとえばべた基礎のうえに第1のユニットと第2のユニットを設置し、あとは簡単な配管接続を行えばすむ。つまり、配管や機器の取り付けといった煩雑な作業のうち大部分を、天候に左右される屋外で行わなくてすむ。このように、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できるのである。 That is, in the first aspect of the invention, the vaporization means and the pressurizing means are the first unit by the first unitization means, and the supply means is the second unit by the second unitization means. Thereby, this invention can simplify installation work and can shorten a construction period. That is, work such as installation of piping and equipment can be performed indoors in a good environment to create the first unit and the second unit, which can be transported to the installation site as they are and installed. For the work at the installation site, for example, the first unit and the second unit are installed on a solid foundation, and then simple piping connection is performed. That is, it is not necessary to perform most of the complicated work such as installation of piping and equipment outdoors due to the weather. As described above, the portable liquefied natural gas supply equipment of the present invention can greatly simplify the installation work, simplify the installation work, and shorten the construction period.
請求項1記載の発明はまた、上記第1のユニットに加圧手段を備える。このため、LNGの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段がなければ、貯留タンクからのLNGの取り出しは、貯留タンクの内圧だけに頼ることになる。本発明は、それにともなう2つの問題を解決し、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さない。
第1は、LNGの取り出しを貯留タンクの内圧だけに頼ると、貯留タンク内のLNGがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのLNGを補充しなければならなくなる。本発明は第1のユニットに加圧手段を備えているので、貯留タンク内のLNGがなくなるまで取り出してから、つぎのLNGを補充すればよい。
第2は、LNGの取り出しを貯留タンクの内圧だけに頼ると、貯留タンク内からLNGを取り出す内圧が、環境温度の影響を受ける。たとえば、夏場は貯留タンク内からLNGを取り出しやすく、冬場は貯留タンク内からLNGを取り出しにくい。本発明は第1のユニットに加圧手段を備えているので、貯留タンク内のLNGを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
したがって、本発明の可搬式液化天然ガス供給設備は、加圧手段をもたない貯留タンクから液化天然ガスの供給を受けることができ、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンクのタイプに制限を課さないのである。
According to the first aspect of the present invention, the first unit includes a pressurizing unit. For this reason, the replenishment and filling efficiency of LNG is good. In other words, if there is no pressurizing means, the removal of LNG from the storage tank depends only on the internal pressure of the storage tank. The present invention solves the two problems associated therewith and places no restrictions on the type of storage tank that receives the supply of liquefied natural gas.
First, if LNG is taken out only by the internal pressure of the storage tank, it cannot be taken out before the LNG in the storage tank runs out, and the next LNG must be replenished. In the present invention, since the first unit is provided with the pressurizing means, the next LNG may be replenished after the LNG in the storage tank is taken out until it disappears.
Second, if the removal of LNG depends only on the internal pressure of the storage tank, the internal pressure at which LNG is extracted from the storage tank is affected by the environmental temperature. For example, it is easy to take out LNG from the storage tank in summer, and it is difficult to take out LNG from the storage tank in winter. In the present invention, since the first unit includes the pressurizing means, the LNG in the storage tank can be stably taken out without being affected by the environmental temperature.
Therefore, the portable liquefied natural gas supply facility of the present invention can receive the supply of liquefied natural gas from a storage tank that does not have pressurizing means, and imposes restrictions on the type of storage tank that receives the supply of liquefied natural gas. There is no.
請求項1記載の発明はまた、設置した液化天然ガス供給設備に対し、たとえばタンクコンテナのような可搬式の貯留タンクを利用して運搬してきたLNGを供給することができる。 According to the first aspect of the present invention, LNG transported using a portable storage tank such as a tank container can be supplied to the installed liquefied natural gas supply facility.
請求項2記載の発明は、上記第1のユニットには、第1の受入口と、第2の受入口と、送出口とが設けられている。
上記第1の受入口は、上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記第2の受入口は、上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記送出口は、上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻す。
According to a second aspect of the present invention, the first unit is provided with a first receiving port, a second receiving port, and a sending port.
The first receiving port receives a supply of liquefied natural gas from the storage tank to the vaporizing means. The second receiving port receives supply of liquefied natural gas from the storage tank to the pressurizing means. The delivery port returns natural gas from the pressurizing means to the storage tank.
上記第1の受入口と第2の受入口とは、独立した別の配管系統に設けられる。このため、特許文献2のように、貯留容器に対する加圧が不足して取り出される液化天然ガスが不足するという問題が解決する。つまり、天然ガス利用設備における天然ガスの消費量が増大し、上記第1の受入口を通して上記気化手段に流れる液化天然ガスの流量が増大したとしても、上記第2の受入口を通して上記加圧手段に受け入れる液化天然ガスの流量には影響しない。したがって、上記加圧手段から上記貯留タンクに対して戻される天然ガスの流量はほとんど変動しない。上記貯留タンクが加圧不足になることはなく、貯留タンクからの液化天然ガスの取り出し量が不足するという問題は解消する。
The first receiving port and the second receiving port are provided in separate and independent piping systems. For this reason, like
請求項3記載の発明は、上記第1のユニットに、上記第1の受入口、上記第2の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、複数設けられている。
このため、たとえばつぎのような運用が可能となる。LNGを供給するときは、まず1基目の可搬式の貯留タンクを第1の配管系統に属する第1の受入口および第2の受入口に接続する。1基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、2基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて第2の配管系統に属する第1の受入口および第2の受入口に接続し、LNGの供給を開始する。空になった1基目の貯留タンクは接続を解除し、一次基地に戻ってLNGを補充する。そして、2基目の貯留タンクが残り少なくなったとき、1基目の可搬式の貯留タンクを運搬してきて第1の配管系統に属する第1の受入口および第2の受入口に接続し、再びLNGの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンクの交換のせいでLNGの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。
According to a third aspect of the present invention, the first unit is provided with a plurality of piping systems including the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port.
For this reason, for example, the following operation is possible. When supplying LNG, first, the first portable storage tank is connected to the first receiving port and the second receiving port belonging to the first piping system. When the first storage tank runs short, the second portable storage tank is transported and connected to the first and second inlets belonging to the second piping system, and the supply of LNG To start. The first storage tank that has become empty is disconnected and returned to the primary base to replenish LNG. When the second storage tank is low, the first portable storage tank is transported and connected to the first and second reception ports belonging to the first piping system, and again The supply of LNG is started. By operating in this way, it is possible to prevent the inconvenience that the supply of LNG temporarily stops due to replacement of the storage tank.
請求項4記載の発明は、上記第2のユニットが、上記第1の受入口、第2の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている。
このため、上記第1の受入口、第2の受入口および送出口にそれぞれ接続されるフレキシブルホースなどの接続配管内にパージガスを供給することができる。上記貯留タンクを交換するとき、あらかじめ上記接続配管内をパージガスで満たしてから、上記接続配管の接続を解除することができる。このようにすることにより、接続配管の接続を解除したときに、天然ガスが周囲に飛び出すのを防止でき、安全性を確保できる。このようなパージガス供給手段をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。
According to a fourth aspect of the present invention, the second unit includes purge gas supply means for supplying a purge gas to the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port.
For this reason, purge gas can be supplied into connection piping, such as a flexible hose connected to the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port. When the storage tank is replaced, the connection pipe can be disconnected after the connection pipe is filled with purge gas in advance. By doing in this way, when connection of connection piping is cancelled | released, it can prevent that natural gas jumps out around and can ensure safety. By installing such purge gas supply means as a unit, it is possible to greatly simplify the installation work, simplify the installation work, and shorten the construction period.
請求項5記載の発明は、上記供給手段が、上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む。上記バッファタンクをユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。 According to a fifth aspect of the present invention, the supply means includes a buffer tank that temporarily stores the natural gas obtained by the vaporization means. By installing the buffer tank as a unit, the installation work can be greatly simplified, the installation work can be simplified, and the construction period can be shortened.
請求項6記載の発明は、上記供給手段が、上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む。上記減圧手段をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。
According to a sixth aspect of the present invention, the supply means includes a decompression means for decompressing the natural gas obtained by the vaporization means. By installing the decompression means as a unit, it is possible to greatly simplify the installation work, simplify the installation work, and shorten the construction period.
つぎに、本発明を実施するための形態を説明する。 Next, an embodiment for carrying out the present invention will be described.
〔第1実施形態〕
図1および図2は、本発明が適用された可搬式液化天然ガス供給設備を示す第1実施形態である。図1は主として外観構造を示す平面図である。図2は主として配管構造を示す。
[First Embodiment]
1 and 2 show a first embodiment of a portable liquefied natural gas supply facility to which the present invention is applied. FIG. 1 is a plan view mainly showing an external structure. FIG. 2 mainly shows the piping structure.
〔全体構成〕
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備100は、貯留タンク1から液化天然ガスの供給を受け、供給を受けた液化天然ガスを気化し、得られた天然ガスを天然ガス使用設備(図示していない)に供給する。この例では、上記貯留タンク1は、牽引車2で牽引可能なコンテナ型のトレーラー3に搭載されている。
〔overall structure〕
The portable liquefied natural
上記可搬式液化天然ガス供給設備100は、気化手段11と、供給手段13と、加圧手段12とを備えている。そして、本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備100は、上記気化手段11および上記加圧手段12を搬送可能な第1のユニット21にする第1ユニット化手段23と、上記供給手段13およびパージガス供給手段17を搬送可能な第2のユニット22にする第2ユニット化手段24とを備えている。
The portable liquefied natural
上記第1のユニット21は、液化天然ガスを貯留タンク1から受け入れるための受け入れ側ユニットとして機能する。また、第1のユニット21は、貯留タンク1から受け入れた液化天然ガスを気化するための気化ユニットとしても機能する。
The
上記第2のユニット22は、天然ガス使用設備に天然ガスを供給するための供給側ユニットとして機能する。また、第2のユニット22は、天然ガス使用設備に供給する天然ガスを一時的に貯留するバッファユニットとしても機能する。
The
〔貯留タンク〕
上記貯留タンク1は、コンテナ台に搭載され、搬送可能なコンテナ型のトレーラー3を構成している。上記貯留タンク1は、低温の液化天然ガスを貯留するために、真空断熱タイプのものを使うことができる。
[Storage tank]
The storage tank 1 is mounted on a container stand and constitutes a container-type trailer 3 that can be transported. The storage tank 1 can be of a vacuum heat insulating type in order to store low-temperature liquefied natural gas.
上記貯留タンク1には、貯留タンク1の内部に貯留された液化天然ガスを取り出す第1の液体取出路31と第1の取出口31aが設けられている。また、上記貯留タンク1には、貯留タンク1の内部に貯留された液化天然ガスを取り出す第2の液体取出路32と第2の取出口32aが設けられている。また、上記貯留タンク1には、上記貯留タンク1の内圧を確保するために、貯留タンク1の内部に上記加圧手段12から天然ガスを戻す加圧路33と加圧口33aが設けられている。また、上記貯留タンク1には、放出口34が設けられている。
The storage tank 1 is provided with a first
この例では、上記トレーラー3は、長さ9122mm、縦横がそれぞれ2490mmの横型である。貯留タンク1の容量は約10tである。内圧はおよそ0.3〜0.4MPaに設定される。 In this example, the trailer 3 is a horizontal type having a length of 9122 mm and a length and width of 2490 mm, respectively. The capacity of the storage tank 1 is about 10 t. The internal pressure is set to approximately 0.3 to 0.4 MPa.
〔第1のユニット〕
上記第1のユニット21は、第1ユニット化手段23により、上記気化手段11および上記加圧手段12が搬送可能にユニット化されて構成されている。
[First unit]
The
上記第1ユニット化手段23は、この例では、上記気化手段11および上記加圧手段12が搭載される長方形の基台と、上記気化手段11および上記加圧手段12の周囲を枠状に囲うフレームとから構成されている。上記第1ユニット化手段12に、上記気化手段11と加圧手段12が搭載されて固定される。上記気化手段11および加圧手段12と必要な機器が必要な配管により接続されている。 In this example, the first unitizing means 23 surrounds a rectangular base on which the vaporizing means 11 and the pressurizing means 12 are mounted, and surrounds the vaporizing means 11 and the pressurizing means 12 in a frame shape. It consists of a frame. The vaporizing means 11 and the pressurizing means 12 are mounted and fixed to the first unitizing means 12. The vaporizing means 11 and the pressurizing means 12 are connected to necessary equipment through necessary piping.
上記第1のユニット21には、第1の受入口27と、第2の受入口28と、送出口29とが設けられている。
The
上記第1の受入口27は、フレキシブルホース30aによって貯留タンク1の第1の取出口31aと接続されている。上記第2の受入口28は、フレキシブルホース30bによって貯留タンク1の第2の取出口32aと接続されている。上記送出口29は、フレキシブルホース30cによって貯留タンク1の加圧口33aと接続されている。
The first receiving
上記第1の受入口27は、上記貯留タンク1から上記気化手段11に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記第2の受入口28は、上記貯留タンク1から上記加圧手段12に対して液化天然ガスの供給を受け入れる。上記送出口29は、上記加圧手段12から天然ガスを上記貯留タンク1に対して戻すためのものである。
The first receiving
また、上記第1のユニット21には、天然ガスを導出する第1の導出口37および第2の導出口38と、パージガス受入口39が設けられている。
Further, the
上記第1の導出口37は、上記気化手段11からの天然ガスをバッファタンク15に対して受け渡すために導出する。上記第2の導出口38は、加圧手段12で得られた天然ガスの一部を供給路18に合流させるために導出する。上記パージガス受入口39は、上記パージガス供給手段17が供給するパージガスを受け入れる。
The
〔気化手段〕
上記気化手段11は、貯留タンク1から供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスを得る。
[Vaporization means]
The vaporization means 11 vaporizes the liquefied natural gas supplied from the storage tank 1 to obtain natural gas.
本実施形態では、上記気化手段11は、第1気化器11aと第2気化器11bが並列に接続されて構成されている。
In the present embodiment, the vaporization means 11 is configured by connecting a
上記第1気化器11aと第2気化器11bは、分岐した第1の受入路27aを介してそれぞれ第1の受入口27と接続されている。つまり、第1の受入口27に受け入れた液化天然ガスが、第1の受入路27aを通って第1気化器11aと第2気化器11bに導入されるようになっている。
The
上記第1気化器11aと第2気化器11bは、それぞれ大気加熱式の熱交換器である。上記第1気化器11aと第2気化器11bを交互に使用して液化天然ガスを気化し、天然ガスを途切れないように供給しうるようになっている。すなわち、第1気化器11aを使用して液化天然ガスを気化しているうちに、大量の霜が付着して熱交換性能が低下してくると、第2気化器11bに切り換えて液化天然ガスを気化する。第2気化器11bを使用している間に、たとえば温水シャワーで霜を溶解して第1気化器11aを復旧させ、使用できる状態にする。第2気化器11bに大量の霜が付着して熱交換性能が低下してくると、第1気化器11aに切り換え、第2気化器11bを復旧させる。
The
上記第1気化器11aと第2気化器11bには、上記第1の導出口37に対して天然ガスを送るための第1の導出路37aが接続されている。
A first lead-out
上記気化手段11で発生させる天然ガスの発生圧力は、例えば0.3MPa程度である。 The generation pressure of natural gas generated by the vaporization means 11 is, for example, about 0.3 MPa.
〔加圧手段〕
上記加圧手段12は、液化天然ガスを気化して上記貯留タンク1に戻すことにより、上記貯留タンク1に対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与する。
[Pressure means]
The pressurizing means 12 applies pressure when the liquefied natural gas is taken out to the storage tank 1 by vaporizing the liquefied natural gas and returning it to the storage tank 1.
上記加圧手段12は、大気加熱式の熱交換器であり、貯留タンク1から供給を受けた液化天然ガスを気化して天然ガスとする。加圧手段12を出た天然ガスは、圧力調整弁12aによって所定の加圧力に調整され、貯留タンク1戻される。
The pressurizing means 12 is an air heating type heat exchanger, and vaporizes the liquefied natural gas supplied from the storage tank 1 to produce natural gas. The natural gas exiting the pressurizing means 12 is adjusted to a predetermined pressure by the
上記加圧手段12は、上記第2の受入口28と連通する第2の受入路28aが接続されている。上記加圧手段12には、貯留タンク1から第2の受入口28に受け入れた液化天然ガスが、第2の受入路28aを通して導入される。
The pressurizing means 12 is connected to a
上記加圧手段12は、上記送出口29と連通する送出路29aが接続されている。上記送出路29aには圧力調整弁12aが設けられている。上記加圧手段12で液化天然ガスを気化して得られた天然ガスは、送出路29aおよび送出口29を介して貯留タンク1に戻される。このとき、上記圧力調整弁12aにより所定の加圧力に調整される。
The pressurizing means 12 is connected to a
上記加圧手段12から天然ガスが戻されて加圧された貯留タンク1の内部圧力は、例えば0.3〜0.4MPaに設定することができる。 The internal pressure of the storage tank 1 pressurized by returning the natural gas from the pressurizing means 12 can be set to 0.3 to 0.4 MPa, for example.
また、上記第1のユニット21には、上記送出路29aから分岐して、上記第2の導出口38を介して、加圧手段12で得られた天然ガスの一部を供給路18に合流させるための第2の導出路38aが設けられている。上記第2の導出路38aには、加圧手段12から送出される天然ガスを、天然ガス使用設備に供給する所定の供給圧力まで減圧する減圧弁38bが設けられている。
The
また、上記第1のユニット21には、上記パージガス受入口39と第1の受入路27a・第2の受入路28aおよび送出路29aを接続するパージガス受入路39aが設けられている。上記パージガス受入路39aは、上記パージガス供給手段17から受け入れたパージガスを第1の受入路27a・第2の受入路28aおよび送出路29aに合流させる。これにより、フレキシブルホース30a・フレキシブルホース30bおよびフレキシブルホース30cの内部が、第1の受入口27・第2の受入口28および送出口29を介してそれぞれパージガスでパージされる。
Further, the
〔第2のユニット〕
上記第2のユニット22は、第2ユニット化手段24により、上記供給手段13およびパージガス供給手段17が搬送可能にユニット化されて構成されている。
[Second unit]
The
上記第2ユニット化手段24は、この例では、上記供給手段13およびパージガス供給手段17が取り付けられる長方形の基台である。上記第2ユニット化手段24上に、上記バッファタンク15・減圧手段16およびパージガス供給手段17等が搭載されて固定される。上記バッファタンク15・減圧手段16およびパージガス供給手段17と必要な機器は、必要な配管により接続される。
In this example, the second unitization means 24 is a rectangular base to which the supply means 13 and the purge gas supply means 17 are attached. On the second unitization means 24, the
上記第2のユニット22は、第1のガス受入口41と、供給口18aと、第2のガス受入口42と、パージガス供給口43とを備えている。
The
上記第1のガス受入口41は、第1のユニット21の第1の導出口37と接続されている。上記供給口18aは、図示しない天然ガス使用設備に対して接続される。上記第2のガス受入口42は、第1のユニット21の第2の導出口38と接続される。上記パージガス供給口43は、第1のユニット21のパージガス受入口39と接続される。
The first
上記第1のガス受入口41は、上記気化手段11からの天然ガスを上記バッファタンク15に受け入れるためのものである。上記供給口18aは、上記バッファタンク15から天然ガス使用設備に対して天然ガスを供給するためのものである。上記第2のガス受入口42は、上記加圧手段12からの天然ガスの一部を、上記供給口18aに対して合流させるために受け入れる。上記パージガス供給口43は、パージガス供給手段17から上記第1のユニット21に対してパージガスを供給するためのものである。
The first
〔供給手段〕
上記供給手段13は、上記気化手段11で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給する。この例では、上記供給手段13は、バッファタンク15と減圧手段16とを含んで構成される。
[Supply means]
The supply means 13 supplies the natural gas obtained by the vaporization means 11 to the natural gas use facility. In this example, the supply means 13 includes a
〔バッファタンク〕
上記バッファタンク15は、上記気化手段11で気化された上記天然ガスを一時的に貯留する。上記バッファタンク15は、第1のガス受入路41aによって第1のガス受入口41と接続され、上記気化手段11で気化された上記天然ガスが導入される。上記バッファタンク15には、バッファタンク15内の天然ガスを天然ガス使用設備に供給するための供給路18が接続されている。この供給路18に減圧手段16が設けられている。
[Buffer tank]
The
上記バッファタンク15に貯留する天然ガスの貯留圧力は、例えば0.3MPa程度である。
The storage pressure of natural gas stored in the
〔減圧手段〕
上記減圧手段16は、上述したように上記供給路18に設けられ、上記気化手段11で得られた天然ガスを減圧する。上記減圧手段16は、この例では、上記バッファタンク15に一時的に貯留された上記天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するために減圧する。上記減圧手段16を介して天然ガス使用設備に対して供給する天然ガスの供給圧力は、例えば0.1MPa程度に設定される。
[Pressure reduction means]
The decompression means 16 is provided in the
また、上記第2のユニット22は、上記供給路18に対して天然ガスを合流させるための第2のガス受入路42aを有している。上記第2のガス受入路42aは、第2のガス受入口42と供給路18の減圧手段16より下流側とを接続する。
The
〔パージガス供給手段〕
上記パージガス供給手段17は、上記第1の受入口27、第2の受入口28および送出口29に対してパージガスを供給する。
[Purge gas supply means]
The purge gas supply means 17 supplies purge gas to the first receiving
上記パージガス供給手段17では、パージガス供給路43aにより、各パージガスタンク17aがパージガス供給口43に接続されている。上記パージガス供給路43aには減圧弁43bが設けられている。これにより、上記パージガス供給手段17から上記第1のユニット21に対してパージガスが供給される。
In the purge gas supply means 17, each
上記パージガス供給手段17は、貯留タンク1と第1のユニットを接続するフレキシブルホース30a・フレキシブルホース30b・フレキシブルホース30c内をそれぞれパージガスでパージする。これにより、各フレキシブルホース30a・30b・30cを安全に取りはずすことができる。上記パージガスとしてたとえば窒素ガスを用いることができる。上記パージガスの一部は、弁の開閉動作などの計装用としても用いることができる。
The purge gas supply means 17 purges the inside of the
〔運用〕
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備100は、第1のユニット21と第2のユニット22を工場などの屋内で作製し、完成した第1のユニット21と第2のユニット22をそのままユーザーの敷地まで搬送して設置する。現場では、設置した第1のユニット21と第2のユニット22同士を接続する作業だけを行う。
[Operation]
The portable liquefied natural
本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備100は、たとえばつぎのようにして運用される。
The portable liquefied natural
一次基地でトレーラー3の貯留タンク1にLNGを充填し、このトレーラー3を牽引車2で搬送して、LNGを各地の可搬式液化天然ガス供給設備100まで陸上輸送する。輸送された貯留タンク1をフレキシブルホース30a・30b・30cで可搬式液化天然ガス供給設備100に接続し、液化天然ガスを可搬式液化天然ガス供給設備100に供給する。可搬式液化天然ガス供給設備100において、液化天然ガスを気化して利用設備に供給する。
The storage tank 1 of the trailer 3 is filled with LNG at the primary base, and the trailer 3 is transported by the towing
上記加圧手段12によって貯留タンク1内が加圧されることにより、第1の液体取出路31および第2の液体取出路32から液化天然ガスが取り出される。バッファタンク15と減圧手段16を用いる事で、安全な圧力調整が可能となる。パージガス供給手段17により、貯留タンク1の交換を安全に行うことができる。
When the inside of the storage tank 1 is pressurized by the pressurizing means 12, the liquefied natural gas is extracted from the first
可搬式液化天然ガス供給設備100を、液化天然ガスを受入れる受入側の第1のユニット21と、天然ガスを供給する供給側の第2のユニット22とに分離している。このため、受入側と供給側のいずれかにトラブルが生じたときは、第1のユニット21か第2のユニット22をユニットごと交換すればよい。また、供給側の第2のユニット22にパージガス供給手段17を搭載することによりスペースを有効に活用し、第1のユニット21と第2のユニット22を同じ程度の大きさの構造体に構成でき、搬送の便宜が良好である。
The portable liquefied natural
〔第1実施形態の効果〕
第1実施形態は、つぎの効果を奏する。
[Effects of First Embodiment]
The first embodiment has the following effects.
上記第1実施形態は、上記気化手段11および上記加圧手段12を第1ユニット化手段23によって第1のユニット21とし、供給手段13を第2ユニット化手段24によって第2のユニット22とする。これにより、本実施形態は、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。つまり、配管や機器の取り付けといった作業を環境のよい屋内で行なって第1のユニット21と第2のユニット22を作りあげ、それをそのまま設置現場まで搬送して設置することができる。設置現場での作業は、たとえばべた基礎のうえに第1のユニット21と第2のユニット22を設置し、あとは簡単な配管接続を行えばすむ。つまり、配管や機器の取り付けといった煩雑な作業のうち大部分を、天候に左右される屋外で行わなくてすむ。このように、本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備は、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できるのである。
In the first embodiment, the vaporizing means 11 and the pressurizing means 12 are used as the
上記第1実施形態はまた、上記第1のユニット21に加圧手段12を備える。このため、LNGの補充や充填の効率がよい。つまり、加圧手段12がなければ、貯留タンク1からのLNGの取り出しは、貯留タンク1の内圧だけに頼ることになる。本実施形態は、それにともなう2つの問題を解決し、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンク1のタイプに制限を課さない。
第1は、LNGの取り出しを貯留タンク1の内圧だけに頼ると、貯留タンク1内のLNGがなくなる前に取り出せなくなって、つぎのLNGを補充しなければならなくなる。本実施形態は第1のユニット21に加圧手段12を備えているので、貯留タンク1内のLNGがなくなるまで取り出してから、つぎのLNGを補充すればよい。
第2は、LNGの取り出しを貯留タンク1の内圧だけに頼ると、貯留タンク1内からLNGを取り出す内圧が、環境温度の影響を受ける。たとえば、夏場は貯留タンク1内からLNGを取り出しやすく、冬場は貯留タンク1内からLNGを取り出しにくい。本実施形態は第1のユニット21に加圧手段12を備えているので、貯留タンク1内のLNGを環境温度の影響をうけずに安定して取り出すことができる。
したがって、本実施形態の可搬式液化天然ガス供給設備100は、加圧手段12をもたない貯留タンク1から液化天然ガスの供給を受けることができ、液化天然ガスの供給を受ける貯留タンク1のタイプに制限を課さないのである。
In the first embodiment, the
First, if LNG is taken out only by the internal pressure of the storage tank 1, it cannot be taken out before the LNG in the storage tank 1 runs out, and the next LNG must be replenished. In the present embodiment, since the
Second, if the removal of LNG depends only on the internal pressure of the storage tank 1, the internal pressure of taking out the LNG from the storage tank 1 is affected by the environmental temperature. For example, it is easy to take out LNG from the storage tank 1 in summer, and it is difficult to take out LNG from the storage tank 1 in winter. In this embodiment, since the
Therefore, the portable liquefied natural
上記第1実施形態はまた、設置した液化天然ガス供給設備100に対し、たとえばタンクコンテナのような可搬式の貯留タンク1を利用して運搬してきたLNGを供給することができる。
The first embodiment can also supply the LNG transported using the portable storage tank 1 such as a tank container to the installed liquefied natural
上記第1実施形態は、上記第1の受入口27と第2の受入口28とは、独立した別の配管系統に設けられる。このため、特許文献2のように、貯留容器に対する加圧が不足して取り出される液化天然ガスが不足するという問題が解決する。つまり、天然ガス利用設備における天然ガスの消費量が増大し、上記第1の受入口27を通して上記気化手段11に流れる液化天然ガスの流量が増大したとしても、上記第2の受入口28を通して上記加圧手段12に受け入れる液化天然ガスの流量には影響しない。したがって、上記加圧手段12から上記貯留タンク1に対して戻される天然ガスの流量はほとんど変動しない。上記貯留タンク1が加圧不足になることはなく、貯留タンク1からの液化天然ガスの取り出し量が不足するという問題は解消する。
In the first embodiment, the first receiving
上記第1実施形態は、上記第1の受入口27、第2の受入口28および送出口29にそれぞれ接続されるフレキシブルホース30a・30b・30c内にパージガスを供給することができる。上記貯留タンク1を交換するとき、あらかじめ上記フレキシブルホース30a・30b・30c内をパージガスで満たしてから、上記フレキシブルホース30a・30b・30cの接続を解除することができる。このようにすることにより、フレキシブルホース30a・30b・30cの接続を解除したときに、天然ガスが周囲に飛び出すのを防止でき、安全性を確保できる。このようなパージガス供給手段17をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。
In the first embodiment, purge gas can be supplied into the
上記第1実施形態は上記バッファタンク15をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。
In the first embodiment, by installing the
上記第1実施形態は、上記減圧手段16をユニット化して設置することにより、設置工事の手間を大幅に簡略化し、設置工事を簡略化して工期を短縮できる。
In the first embodiment, by installing the decompression means 16 as a unit, it is possible to greatly simplify the installation work, simplify the installation work, and shorten the construction period.
〔第2実施形態〕
図3は、本発明が適用された可搬式液化天然ガス供給設備を示す第2実施形態であり、主として配管構造を示す図である。
[Second Embodiment]
FIG. 3 is a second embodiment showing a portable liquefied natural gas supply facility to which the present invention is applied, and mainly shows a piping structure.
この実施形態では、上記第1のユニット21に、第1実施形態で説明した上記第1の受入口27、上記第2の受入口28および上記送出口29に加え、第1の受入口27X、第2の受入口28Xおよび送出口29Xが設けられている。
In this embodiment, in addition to the first receiving
上記第1の受入口27Xは、上記第1の受入路27aに接続されている。上記第2の受入口28Xは、上記第2の受入路28aに接続されている。上記送出口29Xは、上記送出路29aに接続されている。
The first receiving
すなわち、この第2実施形態では、上記第1のユニット21に、上記第1の受入口27,27X、上記第2の受入口28,28Xおよび上記送出口29,29Xを備えた配管系統が、複数設けられている。
それ以外は、上記第1実施形態と同様であり、同様の部分には同じ符号を付している。
That is, in this second embodiment, a piping system provided with the first receiving
Other than that is the same as that of the said 1st Embodiment, and attaches | subjects the same code | symbol to the same part.
上記第2実施形態では、たとえばつぎのような運用が可能となる。
LNGを供給するときは、まず1基目の可搬式の貯留タンク1を第1の配管系統に属する第1の受入口27および第2の受入口28に接続する。1基目の貯留タンク1が残り少なくなったとき、2基目の可搬式の貯留タンク1X(図示せず)を運搬してきて第2の配管系統に属する第1の受入口27Xおよび第2の受入口28Xに接続し、LNGの供給を開始する。空になった1基目の貯留タンク1は接続を解除し、一次基地に戻ってLNGを補充する。そして、2基目の貯留タンク1Xが残り少なくなったとき、1基目の可搬式の貯留タンク1を運搬してきて第1の配管系統に属する第1の受入口27および第2の受入口28に接続し、再びLNGの供給を開始する。このように運用することにより、貯留タンク1,1Xの交換のせいでLNGの供給が一時的に停止するという不都合を防止できる。
それ以外は、上記第1実施形態と同様の作用効果を奏する。
In the second embodiment, for example, the following operation is possible.
When supplying LNG, first, the first portable storage tank 1 is connected to the first receiving
Other than that, there exists an effect similar to the said 1st Embodiment.
〔変形例〕
以上は本発明の特に好ましい実施形態について説明したが、本発明は図示した実施形態に限定する趣旨ではなく、各種の態様に変形して実施することができ、本発明は各種の変形例を包含する趣旨である。
[Modification]
The above has described a particularly preferred embodiment of the present invention. However, the present invention is not intended to be limited to the illustrated embodiment, and can be implemented by being modified in various aspects, and the present invention includes various modifications. This is the purpose.
1:貯留タンク
2:牽引車
3:トレーラー
11:気化手段
11a:第1気化器
11b:第2気化器
12:加圧手段
12a:圧力調整弁
13:供給手段
15:バッファタンク
16:減圧手段
17:パージガス供給手段
17a:パージガスタンク
18:供給路
18a:供給口
21:第1のユニット
22:第2のユニット
23:第1ユニット化手段
24:第2ユニット化手段
27:第1の受入口
27X:第1の受入口
27a:第1の受入路
28:第2の受入口
28X:第2の受入口
28a:第2の受入路
29:送出口
29X:送出口
29a:送出路
30a:フレキシブルホース
30b:フレキシブルホース
30c:フレキシブルホース
31:第1の液体取出路
31a:第1の取出口
32:第2の液体取出路
32a:第2の取出口
33:加圧路
33a:加圧口
34:放出口
37:第1の導出口
37a:第1の導出路
38:第2の導出口
38a:第2の導出路
38b:減圧弁
39:パージガス受入口
39a:パージガス受入路
41:第1のガス受入口
41a:第1のガス受入路
42:第2のガス受入口
42a:第2のガス受入路
43:パージガス供給口
43a:パージガス供給路
43b:減圧弁
100:可搬式液化天然ガス供給設備
1: storage tank 2: towing vehicle 3: trailer 11:
Claims (6)
上記気化手段で得られた天然ガスを天然ガス使用設備に対して供給するための供給手段と、
上記液化天然ガスを気化して上記貯留タンクに戻すことにより、上記貯留タンクに対して上記液化天然ガスを取り出すときの圧力を付与するための加圧手段と、
上記気化手段および上記加圧手段を搬送可能な第1のユニットにする第1ユニット化手段と、
上記供給手段を搬送可能な第2のユニットにする第2ユニット化手段と、
を備えていることを特徴とする可搬式液化天然ガス供給設備。 Vaporization means for vaporizing the liquefied natural gas supplied from the storage tank to obtain natural gas;
Supply means for supplying the natural gas obtained by the vaporization means to the natural gas use facility;
Pressurizing means for applying pressure when taking out the liquefied natural gas to the storage tank by vaporizing the liquefied natural gas and returning it to the storage tank;
First unitization means for making the vaporization means and the pressurization means a first unit capable of being transported;
Second unitization means for making the supply means a second unit that can be transported;
A portable liquefied natural gas supply facility characterized by comprising:
上記貯留タンクから上記気化手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第1の受入口と、
上記貯留タンクから上記加圧手段に対して液化天然ガスの供給を受け入れるための第2の受入口と、
上記加圧手段から天然ガスを上記貯留タンクに対して戻すための送出口と、
が設けられている
請求項1記載の可搬式液化天然ガス供給設備。 The first unit includes
A first receiving port for receiving a supply of liquefied natural gas from the storage tank to the vaporizing means;
A second receiving port for receiving a supply of liquefied natural gas from the storage tank to the pressurizing means;
A delivery port for returning natural gas from the pressurizing means to the storage tank;
The portable liquefied natural gas supply facility according to claim 1.
上記第1の受入口、上記第2の受入口および上記送出口を備えた配管系統が、
複数設けられている
請求項2記載の可搬式液化天然ガス供給設備。 The first unit includes
A piping system including the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port,
The portable liquefied natural gas supply equipment according to claim 2, wherein a plurality of them are provided.
上記第1の受入口、第2の受入口および送出口に対してパージガスを供給するパージガス供給手段を備えている
請求項2または3記載の可搬式液化天然ガス供給設備。 The second unit is
The portable liquefied natural gas supply facility according to claim 2 or 3, further comprising purge gas supply means for supplying a purge gas to the first receiving port, the second receiving port, and the delivery port.
上記気化手段で得られた天然ガスを一時的に貯留するバッファタンクを含む
請求項1〜4のいずれか一項に記載の可搬式液化天然ガス供給設備。 The supply means is
The portable liquefied natural gas supply equipment according to any one of claims 1 to 4, further comprising a buffer tank that temporarily stores the natural gas obtained by the vaporization means.
上記気化手段で得られた天然ガスを減圧する減圧手段を含む
請求項1〜5のいずれか一項に記載の可搬式液化天然ガス供給設備。 The supply means is
The portable liquefied natural gas supply facility according to any one of claims 1 to 5, further comprising a decompression unit that decompresses the natural gas obtained by the vaporization unit.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016114008A JP6591931B2 (en) | 2016-06-08 | 2016-06-08 | Portable liquefied natural gas supply equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016114008A JP6591931B2 (en) | 2016-06-08 | 2016-06-08 | Portable liquefied natural gas supply equipment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017219116A true JP2017219116A (en) | 2017-12-14 |
JP6591931B2 JP6591931B2 (en) | 2019-10-16 |
Family
ID=60658906
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016114008A Active JP6591931B2 (en) | 2016-06-08 | 2016-06-08 | Portable liquefied natural gas supply equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6591931B2 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030126867A1 (en) * | 2001-11-29 | 2003-07-10 | Paul Drube | High flow pressurized cryogenic fluid dispensing system |
JP2008144878A (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-26 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Reception system for liquefied gas and operation method thereof |
JP2008144877A (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-26 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | System and method for supplying natural gas |
JP2009115180A (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-28 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | System and method for receiving liquefied natural gas |
JP2009168221A (en) * | 2008-01-18 | 2009-07-30 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Liquefied natural gas satellite facility |
JP2013092184A (en) * | 2011-10-25 | 2013-05-16 | Sumitomo Seika Chem Co Ltd | Lng satellite facility |
-
2016
- 2016-06-08 JP JP2016114008A patent/JP6591931B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030126867A1 (en) * | 2001-11-29 | 2003-07-10 | Paul Drube | High flow pressurized cryogenic fluid dispensing system |
JP2008144878A (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-26 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Reception system for liquefied gas and operation method thereof |
JP2008144877A (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-26 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | System and method for supplying natural gas |
JP2009115180A (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-28 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | System and method for receiving liquefied natural gas |
JP2009168221A (en) * | 2008-01-18 | 2009-07-30 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Liquefied natural gas satellite facility |
JP2013092184A (en) * | 2011-10-25 | 2013-05-16 | Sumitomo Seika Chem Co Ltd | Lng satellite facility |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6591931B2 (en) | 2019-10-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5583229B2 (en) | Floating LNG filling station | |
KR100991994B1 (en) | Lng carrier having lng loading/unloading system | |
CN102656084B (en) | An lng fuel tank system for at least one gas engine used for ship propulsion | |
US7478975B2 (en) | Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods | |
US10359229B2 (en) | Floating liquefied natural gas commissioning system and method | |
KR102438790B1 (en) | Bunkering vessel | |
KR20120084973A (en) | Lng bunkering vessel | |
KR102086024B1 (en) | Barge for carrying liquefied natural gas lng tanker trucks | |
KR101388871B1 (en) | Floating Storage Regasfication Power generation Bunkering | |
WO2006118458A2 (en) | Large distance offshore lng export terminal with boil-off vapour collection and utilization capacities | |
KR20200033851A (en) | Methods for transporting cryogenic fluids and transport systems for implementing such methods | |
KR20140086204A (en) | Liquefied natural gas regasification apparatus | |
US20200386473A1 (en) | Apparatus, system and method for reliquefaction of previously regasified lng | |
JP2007085403A (en) | Method for transporting liquefied natural gas using bulk container | |
CN110877669B (en) | Gas test device of ship and method for gas test of ship parked at wharf | |
JP6591931B2 (en) | Portable liquefied natural gas supply equipment | |
JP6338517B2 (en) | Portable liquefied natural gas supply equipment | |
JP2007009981A (en) | Liquefied gas feeding apparatus and liquefied gas feeding method | |
KR101864150B1 (en) | LNG transfer system | |
KR102177572B1 (en) | Regasification System of liquefied Gas and ship having the same | |
JP6338519B2 (en) | Portable liquefied natural gas supply equipment | |
KR20150109789A (en) | Safety apparatus of lngc unloading system | |
KR20220127829A (en) | Apparatus and method for storage and transport of cryogenic fluids | |
CN112696288A (en) | LPG (liquefied petroleum gas) recyclable pipeline system integrating reliquefaction | |
KR102296697B1 (en) | A Treatment System of Gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20180612 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190514 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190521 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190717 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20190910 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20190919 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6591931 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |