JPH08285193A - 低温液化ガス貯蔵設備 - Google Patents
低温液化ガス貯蔵設備Info
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- JPH08285193A JPH08285193A JP8292995A JP8292995A JPH08285193A JP H08285193 A JPH08285193 A JP H08285193A JP 8292995 A JP8292995 A JP 8292995A JP 8292995 A JP8292995 A JP 8292995A JP H08285193 A JPH08285193 A JP H08285193A
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- Japan
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- gas
- lng
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Abstract
(57)【要約】
【目的】 残液の気化を短時間で効率良く行なうことの
できる低温液化ガス貯蔵設備を提供する。 【構成】 貯槽14内を鉛直方向に延在する受入管15
と、BOGを排出するBOG出口管16と、BOGを貯
槽14に還流するためのBOG戻り管17が付設され、
BOG出口管16とBOG戻り管17を連通するBOG
戻りバイパス管20と、受入管15とBOG戻り管17
を連通するバイパス管18が設けられたことにより、B
OG圧縮機25通過後のガスが貯槽14内の底面近傍に
導入される構成であり、受入管15先端の水平管部には
サイホン管が設けられている。
できる低温液化ガス貯蔵設備を提供する。 【構成】 貯槽14内を鉛直方向に延在する受入管15
と、BOGを排出するBOG出口管16と、BOGを貯
槽14に還流するためのBOG戻り管17が付設され、
BOG出口管16とBOG戻り管17を連通するBOG
戻りバイパス管20と、受入管15とBOG戻り管17
を連通するバイパス管18が設けられたことにより、B
OG圧縮機25通過後のガスが貯槽14内の底面近傍に
導入される構成であり、受入管15先端の水平管部には
サイホン管が設けられている。
Description
【0001】
【産業上の利用分野】本発明は、例えばLNG等の低温
液化ガスを収容する貯槽、特に地下式貯槽における開放
点検にとって好適な低温液化ガス貯蔵設備に関するもの
である。
液化ガスを収容する貯槽、特に地下式貯槽における開放
点検にとって好適な低温液化ガス貯蔵設備に関するもの
である。
【0002】
【従来の技術】低温液化ガス、例えばLNG(Liquefie
d Natural Gas 、液化天然ガス)を受け入れる受入基地
は、LNGを受け入れ、貯蔵、再ガス化してLNG利用
設備に送出するという基本的なプロセスを有している。
そのLNG受入基地における貯蔵設備(地下式貯槽の場
合)の一例を図3に示す。LNGタンカーと貯蔵設備1
を結ぶアンローディングアーム2a、2b、2bがこの
例では3本(液用2本、リターンガス用1本)設けられ
ており、液用2本のアンローディングアーム2b、2
b、受入管3を経てLNGが地下の貯槽4内に収容され
る。一方、LNGを使用する際には、LNGは払出ポン
プ5により貯槽4から汲み出され、気化器6によって例
えば圧力20kg/cm2G 程度のガスに気化されてボイラー
等のLNG利用設備に供給される。
d Natural Gas 、液化天然ガス)を受け入れる受入基地
は、LNGを受け入れ、貯蔵、再ガス化してLNG利用
設備に送出するという基本的なプロセスを有している。
そのLNG受入基地における貯蔵設備(地下式貯槽の場
合)の一例を図3に示す。LNGタンカーと貯蔵設備1
を結ぶアンローディングアーム2a、2b、2bがこの
例では3本(液用2本、リターンガス用1本)設けられ
ており、液用2本のアンローディングアーム2b、2
b、受入管3を経てLNGが地下の貯槽4内に収容され
る。一方、LNGを使用する際には、LNGは払出ポン
プ5により貯槽4から汲み出され、気化器6によって例
えば圧力20kg/cm2G 程度のガスに気化されてボイラー
等のLNG利用設備に供給される。
【0003】また、受入管3、貯槽4等における入熱等
に起因してLNGが気化し、いわゆるボイルオフガス
(Boil off Gas 、以下、BOGと記載する)が発生す
るが、LNG受入時、BOGの一部はリターンガスブロ
ワー7によりリターンガス配管8、アンローディングア
ーム2aを経てLNGタンカーに返送される。そして、
残りのBOGはBOG出口管9に設けられたBOG圧縮
機10により20kg/cm2G 程度に昇圧され、前述した気
化器6により作られたガスに混合される。さらに、サー
ジングを防止するためにBOG圧縮機10通過後のBO
Gの一部はBOG戻り管11を通じて貯槽4の頂部から
貯槽4内に還流される構成になっている。
に起因してLNGが気化し、いわゆるボイルオフガス
(Boil off Gas 、以下、BOGと記載する)が発生す
るが、LNG受入時、BOGの一部はリターンガスブロ
ワー7によりリターンガス配管8、アンローディングア
ーム2aを経てLNGタンカーに返送される。そして、
残りのBOGはBOG出口管9に設けられたBOG圧縮
機10により20kg/cm2G 程度に昇圧され、前述した気
化器6により作られたガスに混合される。さらに、サー
ジングを防止するためにBOG圧縮機10通過後のBO
Gの一部はBOG戻り管11を通じて貯槽4の頂部から
貯槽4内に還流される構成になっている。
【0004】
【発明が解決しようとする課題】ところで、上記のLN
G貯蔵設備において貯槽の開放点検を行う際には、貯槽
内に残留したLNGを完全に排出する必要がある。その
場合、まず払出ポンプによりある程度のレベルまでLN
Gを排出する。その後、貯槽の底部に残ったLNG残液
を自然入熱によって気化させるか、貯槽頂部の配管を通
じて貯槽内にホットガスを注入することによって気化さ
せていた。ところが、自然入熱による気化の場合は勿論
のこと、配管からホットガスを注入する場合でも貯槽頂
部から液面までは数十mといった距離があるため、残液
の気化に極めて多くの時間が掛かることに加えて、気化
終了後の貯槽のホットアップにも多くの時間を要し、貯
槽の開放点検作業に支障をきたすとともに貯蔵設備の稼
動率が著しく低下するという重大な問題があった。
G貯蔵設備において貯槽の開放点検を行う際には、貯槽
内に残留したLNGを完全に排出する必要がある。その
場合、まず払出ポンプによりある程度のレベルまでLN
Gを排出する。その後、貯槽の底部に残ったLNG残液
を自然入熱によって気化させるか、貯槽頂部の配管を通
じて貯槽内にホットガスを注入することによって気化さ
せていた。ところが、自然入熱による気化の場合は勿論
のこと、配管からホットガスを注入する場合でも貯槽頂
部から液面までは数十mといった距離があるため、残液
の気化に極めて多くの時間が掛かることに加えて、気化
終了後の貯槽のホットアップにも多くの時間を要し、貯
槽の開放点検作業に支障をきたすとともに貯蔵設備の稼
動率が著しく低下するという重大な問題があった。
【0005】本発明は、上記の課題を解決するためにな
されたものであって、残液の気化を短時間で効率良く行
なうことのできる低温液化ガス貯蔵設備を提供すること
を目的とする。
されたものであって、残液の気化を短時間で効率良く行
なうことのできる低温液化ガス貯蔵設備を提供すること
を目的とする。
【0006】
【課題を解決するための手段】上記の目的を達成するた
めに、請求項1に記載の低温液化ガス貯蔵設備は、低温
液化ガスを収容する貯槽に対して、その頂部から貯槽内
に導入され鉛直方向に延在して先端が前記貯槽の底面近
傍に位置する受入管が配設されるとともに、前記貯槽か
ら排出されるボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機を
経て前記貯槽に還流するためのボイルオフガス戻り管が
配設された低温液化ガス貯蔵設備において、前記受入管
と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管で連通され
たことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通過後のガス
が貯槽内の底面近傍に導入される構成とされたことを特
徴とするものである。
めに、請求項1に記載の低温液化ガス貯蔵設備は、低温
液化ガスを収容する貯槽に対して、その頂部から貯槽内
に導入され鉛直方向に延在して先端が前記貯槽の底面近
傍に位置する受入管が配設されるとともに、前記貯槽か
ら排出されるボイルオフガスをボイルオフガス圧縮機を
経て前記貯槽に還流するためのボイルオフガス戻り管が
配設された低温液化ガス貯蔵設備において、前記受入管
と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管で連通され
たことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通過後のガス
が貯槽内の底面近傍に導入される構成とされたことを特
徴とするものである。
【0007】また、請求項2に記載の低温液化ガス貯蔵
設備は、前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管
部とその下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部
とからなる逆T字状の形状とされ、前記受入管に、前記
水平管部から下方に延びるサイホン管が接続されたこと
を特徴とするものである。
設備は、前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管
部とその下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部
とからなる逆T字状の形状とされ、前記受入管に、前記
水平管部から下方に延びるサイホン管が接続されたこと
を特徴とするものである。
【0008】
【作用】請求項1に記載の低温液化ガス貯蔵設備によれ
ば、ボイルオフガス圧縮機通過後のガスは低温液化ガス
の温度に比べて充分に高温となっているため、このガス
がボイルオフガス戻り管、バイパス管を経て受入管の先
端から貯槽内の底面近傍に導入されることによって、ホ
ットガスが速い流速で液中または液面上に噴射され、低
温液化ガスの残液が効率良く加熱されて気化が進行す
る。
ば、ボイルオフガス圧縮機通過後のガスは低温液化ガス
の温度に比べて充分に高温となっているため、このガス
がボイルオフガス戻り管、バイパス管を経て受入管の先
端から貯槽内の底面近傍に導入されることによって、ホ
ットガスが速い流速で液中または液面上に噴射され、低
温液化ガスの残液が効率良く加熱されて気化が進行す
る。
【0009】また、請求項2に記載の低温液化ガス貯蔵
設備によれば、受入管の先端が鉛直管部と水平管部から
なる逆T字状の形状とされ、水平管部から下方に延びる
サイホン管が設けられたことにより、液位が水平管部の
下面より低下したときに水平管部の両端から貯槽内にホ
ットガスが速い流速で噴射されると、水平管部内の圧力
が低下して貯槽内の残液がサイホン管を通じて絶えず水
平管部内に吸い上げられる。したがって、水平管部内で
ホットガスと残液が接触して熱交換が連続的に行なわ
れ、残液の気化がより促進される。
設備によれば、受入管の先端が鉛直管部と水平管部から
なる逆T字状の形状とされ、水平管部から下方に延びる
サイホン管が設けられたことにより、液位が水平管部の
下面より低下したときに水平管部の両端から貯槽内にホ
ットガスが速い流速で噴射されると、水平管部内の圧力
が低下して貯槽内の残液がサイホン管を通じて絶えず水
平管部内に吸い上げられる。したがって、水平管部内で
ホットガスと残液が接触して熱交換が連続的に行なわ
れ、残液の気化がより促進される。
【0010】
【実施例】以下、本発明の一実施例を図1および図2を
参照して説明する。図1は本実施例のLNG貯蔵設備1
3(低温液化ガス貯蔵設備)の要部を示す図であって、
図中符号14は貯槽、15は受入管、16はBOG出口
管、17はBOG戻り管(ボイルオフガス戻り管)、1
8はバイパス管、19はサイホン管、20はBOG戻り
バイパス管である。なお、LNG貯蔵設備13の全体構
成は従来の技術として説明した図3とほぼ同様である。
参照して説明する。図1は本実施例のLNG貯蔵設備1
3(低温液化ガス貯蔵設備)の要部を示す図であって、
図中符号14は貯槽、15は受入管、16はBOG出口
管、17はBOG戻り管(ボイルオフガス戻り管)、1
8はバイパス管、19はサイホン管、20はBOG戻り
バイパス管である。なお、LNG貯蔵設備13の全体構
成は従来の技術として説明した図3とほぼ同様である。
【0011】図1に示すように、地下に形成された貯槽
14に対して、LNGタンカー等からLNGを受け入れ
るための受入管15が、貯槽14の頂部から貯槽14内
に導入され鉛直方向に延在するように配管されている。
そして、受入管15の先端は貯槽14の底面近傍に位置
する(寸法の一例として高さ30mの貯槽に対して底面
から1m程度の高さ)とともに、受入管15上には貯槽
側から順に貯槽元弁21、弁22が設置されている。
14に対して、LNGタンカー等からLNGを受け入れ
るための受入管15が、貯槽14の頂部から貯槽14内
に導入され鉛直方向に延在するように配管されている。
そして、受入管15の先端は貯槽14の底面近傍に位置
する(寸法の一例として高さ30mの貯槽に対して底面
から1m程度の高さ)とともに、受入管15上には貯槽
側から順に貯槽元弁21、弁22が設置されている。
【0012】図2に示すように、受入管15の先端は、
鉛直方向に延びる鉛直管部23と、水平方向に延びその
両端がLNGを貯槽14内に受け入れるための流入口と
された水平管部24とからなる逆T字状の形状となって
いる。そして、受入管15先端の水平管部24には鉛直
管部23を中心として左右に2本のサイホン管19、1
9が取り付けられている。
鉛直方向に延びる鉛直管部23と、水平方向に延びその
両端がLNGを貯槽14内に受け入れるための流入口と
された水平管部24とからなる逆T字状の形状となって
いる。そして、受入管15先端の水平管部24には鉛直
管部23を中心として左右に2本のサイホン管19、1
9が取り付けられている。
【0013】図1に示すように、貯槽14内で発生した
BOGを排出するためのBOG出口管16が貯槽14の
頂部に配管され、BOG出口管16上にBOGを昇圧す
るためのBOG圧縮機25(ボイルオフガス圧縮機)が
設置されている。また、BOG出口管16におけるBO
G圧縮機25の下流側にBOG戻り管17が接続され、
その先端は貯槽14の頂部に導入されている。なお、B
OG出口管16およびBOG戻り管17の貯槽14寄り
の位置には貯槽元弁26、27がそれぞれ設置されてい
る。
BOGを排出するためのBOG出口管16が貯槽14の
頂部に配管され、BOG出口管16上にBOGを昇圧す
るためのBOG圧縮機25(ボイルオフガス圧縮機)が
設置されている。また、BOG出口管16におけるBO
G圧縮機25の下流側にBOG戻り管17が接続され、
その先端は貯槽14の頂部に導入されている。なお、B
OG出口管16およびBOG戻り管17の貯槽14寄り
の位置には貯槽元弁26、27がそれぞれ設置されてい
る。
【0014】そして、BOG出口管16におけるBOG
戻り管17との接続点Aの下流側、およびBOG戻り管
17におけるBOG出口管16との接続点Aの下流側に
はそれぞれ流量調整弁28、29が設置されている。し
たがって、BOG圧縮機25の運転状況がサージング領
域に入った場合には、サージングを防止するためにBO
G戻り管17を通じてBOGの一部を貯槽14に還流す
るように流量調整弁28、29が流量制御を行なうよう
に設定されている。
戻り管17との接続点Aの下流側、およびBOG戻り管
17におけるBOG出口管16との接続点Aの下流側に
はそれぞれ流量調整弁28、29が設置されている。し
たがって、BOG圧縮機25の運転状況がサージング領
域に入った場合には、サージングを防止するためにBO
G戻り管17を通じてBOGの一部を貯槽14に還流す
るように流量調整弁28、29が流量制御を行なうよう
に設定されている。
【0015】また、BOG戻りバイパス管20が、BO
G出口管16の流量調整弁28の下流側とBOG戻り管
17とを連通させる位置に配設されている。このBOG
戻りバイパス管20は、残液気化を行なう際にBOG圧
縮機25通過後のホットBOGをBOG戻り管17に導
入するためのものであり、その途中には弁30が設置さ
れている。なお、貯蔵設備13の通常運転時には弁30
は閉じられ、BOG戻りバイパス管20は使用されない
状態となっている。
G出口管16の流量調整弁28の下流側とBOG戻り管
17とを連通させる位置に配設されている。このBOG
戻りバイパス管20は、残液気化を行なう際にBOG圧
縮機25通過後のホットBOGをBOG戻り管17に導
入するためのものであり、その途中には弁30が設置さ
れている。なお、貯蔵設備13の通常運転時には弁30
は閉じられ、BOG戻りバイパス管20は使用されない
状態となっている。
【0016】また、バイパス管18が、BOG戻り管1
7と受入管15を連通させるように配設されている。こ
のバイパス管18は、残液気化を行なう際にBOG戻り
管17に導入されたホットBOGをさらに受入管15に
導入するためのものであり、その途中には弁31が設置
されている。なお、貯蔵設備13の通常運転時には弁3
1は閉じられ、バイパス管18は使用されない状態とな
っている。
7と受入管15を連通させるように配設されている。こ
のバイパス管18は、残液気化を行なう際にBOG戻り
管17に導入されたホットBOGをさらに受入管15に
導入するためのものであり、その途中には弁31が設置
されている。なお、貯蔵設備13の通常運転時には弁3
1は閉じられ、バイパス管18は使用されない状態とな
っている。
【0017】上記構成のLNG貯蔵設備13において貯
槽14内のLNG残液を排出する際には以下の手順に従
って行なう。まず、払出ポンプ5を用いてある程度のレ
ベルまでLNGを排出する。ついで、図1中に示した流
量調整弁28、29を除く6個の弁のうち、受入管の弁
22とBOG戻り管の貯槽元弁27を「閉」、残りの弁
を「開」の状態とする(なお、流量調整弁28、29の
設定は残液気化時にはBOG出口管16側の弁28が
「全開」、BOG戻り管17側の弁29が「全閉」とな
っている)と、BOG圧縮機25通過後のガスがBOG
出口管16からBOG戻りバイパス管20、BOG戻り
管17、バイパス管18、受入管15という経路で貯槽
14内に流入する。
槽14内のLNG残液を排出する際には以下の手順に従
って行なう。まず、払出ポンプ5を用いてある程度のレ
ベルまでLNGを排出する。ついで、図1中に示した流
量調整弁28、29を除く6個の弁のうち、受入管の弁
22とBOG戻り管の貯槽元弁27を「閉」、残りの弁
を「開」の状態とする(なお、流量調整弁28、29の
設定は残液気化時にはBOG出口管16側の弁28が
「全開」、BOG戻り管17側の弁29が「全閉」とな
っている)と、BOG圧縮機25通過後のガスがBOG
出口管16からBOG戻りバイパス管20、BOG戻り
管17、バイパス管18、受入管15という経路で貯槽
14内に流入する。
【0018】このとき、BOG圧縮機25通過後のBO
Gは常温ガスであり貯槽14内のLNGの温度に比べて
充分に高温であるため、図2に示すように、このホット
BOGが受入管15先端の水平管部24の両端から貯槽
14内の残液中、または液面上に噴出されることによっ
て貯槽14底部に溜まったLNG残液が加熱されて気化
する。
Gは常温ガスであり貯槽14内のLNGの温度に比べて
充分に高温であるため、図2に示すように、このホット
BOGが受入管15先端の水平管部24の両端から貯槽
14内の残液中、または液面上に噴出されることによっ
て貯槽14底部に溜まったLNG残液が加熱されて気化
する。
【0019】また、水平管部24にはサイホン管19、
19が取り付けられているので、液位が水平管部24の
下面より低下した際には水平管部24内をホットBOG
が速い流速で流れると、水平管部24内の圧力が低下す
るため、貯槽14内の残液はサイホン管19、19を通
じて絶えず水平管部24内に吸い上げられる。したがっ
て、水平管部24でホットBOGと残液が気液接触しな
がら熱交換が行なわれるため、残液の気化がより促進さ
れる。そして、残液が完全に気化した後も受入管15か
らホットBOGを連続して注入することにより貯槽14
自体のホットアップを図る。
19が取り付けられているので、液位が水平管部24の
下面より低下した際には水平管部24内をホットBOG
が速い流速で流れると、水平管部24内の圧力が低下す
るため、貯槽14内の残液はサイホン管19、19を通
じて絶えず水平管部24内に吸い上げられる。したがっ
て、水平管部24でホットBOGと残液が気液接触しな
がら熱交換が行なわれるため、残液の気化がより促進さ
れる。そして、残液が完全に気化した後も受入管15か
らホットBOGを連続して注入することにより貯槽14
自体のホットアップを図る。
【0020】本実施例のLNG貯蔵設備13では、自然
入熱による気化、または貯槽頂部の配管を通じたホット
ガスの注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽14
の底面近傍まで延びる受入管15を利用してBOG圧縮
機25により作られるホットBOGを貯槽14内に導入
することによって効率的にLNG残液の気化を図ること
ができる。したがって、本実施例によれば、自然入熱の
場合に比べて残液気化に要する時間を短縮できるのは勿
論のこと、貯槽頂部からホットガスを注入する場合と比
べても残液気化に要する時間をはるかに短縮することが
できる。
入熱による気化、または貯槽頂部の配管を通じたホット
ガスの注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽14
の底面近傍まで延びる受入管15を利用してBOG圧縮
機25により作られるホットBOGを貯槽14内に導入
することによって効率的にLNG残液の気化を図ること
ができる。したがって、本実施例によれば、自然入熱の
場合に比べて残液気化に要する時間を短縮できるのは勿
論のこと、貯槽頂部からホットガスを注入する場合と比
べても残液気化に要する時間をはるかに短縮することが
できる。
【0021】すなわち、残液気化に関してはガスの温度
もさることながらガスの流速が大きく影響するが、貯槽
頂部からガスを注入した場合にはガスが貯槽内に拡散
し、ガスが液面に到達したときには極めて遅い流速とな
ってしまう。これに対して本実施例の場合には、ガスが
速い流速で残液中、または液面上に噴射されるので、液
中の熱伝導率が向上することで残液の気化が効率的に行
なわれることになる。
もさることながらガスの流速が大きく影響するが、貯槽
頂部からガスを注入した場合にはガスが貯槽内に拡散
し、ガスが液面に到達したときには極めて遅い流速とな
ってしまう。これに対して本実施例の場合には、ガスが
速い流速で残液中、または液面上に噴射されるので、液
中の熱伝導率が向上することで残液の気化が効率的に行
なわれることになる。
【0022】さらに、本実施例の場合、受入管15先端
の水平管部24にサイホン管19、19を取り付けたこ
とにより貯槽14内の残液がサイホン管19、19を通
じて連続的に吸い上げられることで気液接触が活発に行
なわれるので、残液気化の効率をさらに高めることがで
きる。また、残液気化終了後もホットBOGを注入し続
けることにより貯槽14のホットアップをも速めること
ができる。したがって、本実施例のLNG貯蔵設備13
を用いれば、貯槽14の開放点検作業を効率良く行なう
ことができ、LNG貯蔵設備13の稼動率を向上させる
ことができる。
の水平管部24にサイホン管19、19を取り付けたこ
とにより貯槽14内の残液がサイホン管19、19を通
じて連続的に吸い上げられることで気液接触が活発に行
なわれるので、残液気化の効率をさらに高めることがで
きる。また、残液気化終了後もホットBOGを注入し続
けることにより貯槽14のホットアップをも速めること
ができる。したがって、本実施例のLNG貯蔵設備13
を用いれば、貯槽14の開放点検作業を効率良く行なう
ことができ、LNG貯蔵設備13の稼動率を向上させる
ことができる。
【0023】また、このLNG貯蔵設備13の構成を実
現する場合には、LNG貯蔵設備13の建設段階で従来
の貯蔵設備の構成に加えて、BOG戻りバイパス管2
0、バイパス管18等、比較的短距離の配管と数個の弁
を追加設置しておきさえすれば良い。さらに、貯槽14
内へのホットBOGの注入やサイホン管19による残液
の吸い上げに関しても特別な動力源を必要としないた
め、多大なコストを費やすことなく本実施例のLNG貯
蔵設備13を合理的に実現することができる。
現する場合には、LNG貯蔵設備13の建設段階で従来
の貯蔵設備の構成に加えて、BOG戻りバイパス管2
0、バイパス管18等、比較的短距離の配管と数個の弁
を追加設置しておきさえすれば良い。さらに、貯槽14
内へのホットBOGの注入やサイホン管19による残液
の吸い上げに関しても特別な動力源を必要としないた
め、多大なコストを費やすことなく本実施例のLNG貯
蔵設備13を合理的に実現することができる。
【0024】なお、本実施例においては、BOG圧縮機
25下流側の流量調整弁28、29がサージング防止の
目的で流量制御を行なうように設定されている関係で通
常のBOG戻り管17とは異なる経路でホットBOGを
流すためのBOG戻りバイパス管20を設けたが、例え
ば制御系統を設計変更すれば必ずしもBOG戻りバイパ
ス管を設ける必要はなく、残液気化時にも通常のBOG
戻り管の経路を利用する構成としても良い。また、受入
管15先端の形状やサイホン管19の数、配置等につい
ては本実施例に限ることなく適宜変更が可能であるし、
各配管中に設けた弁の配置についても同様である。そし
て、低温液化ガスとしては例えばLPG等、LNG以外
の低温液化ガスに対しても本発明を適用することができ
る。
25下流側の流量調整弁28、29がサージング防止の
目的で流量制御を行なうように設定されている関係で通
常のBOG戻り管17とは異なる経路でホットBOGを
流すためのBOG戻りバイパス管20を設けたが、例え
ば制御系統を設計変更すれば必ずしもBOG戻りバイパ
ス管を設ける必要はなく、残液気化時にも通常のBOG
戻り管の経路を利用する構成としても良い。また、受入
管15先端の形状やサイホン管19の数、配置等につい
ては本実施例に限ることなく適宜変更が可能であるし、
各配管中に設けた弁の配置についても同様である。そし
て、低温液化ガスとしては例えばLPG等、LNG以外
の低温液化ガスに対しても本発明を適用することができ
る。
【0025】
【発明の効果】以上、詳細に説明したように、請求項1
に記載の低温液化ガス貯蔵設備においては、自然入熱に
よる気化、または貯槽頂部の配管を通じたホットガスの
注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽の底面近傍
まで延びる受入管を利用してボイルオフガス圧縮機によ
り作られるホットガスを貯槽内に導入することによって
効率的に低温液化ガス残液の気化を図ることができる。
したがって、従来の場合と比べて残液気化に要する時間
をはるかに短縮することができる。そこで、貯槽の開放
点検作業を効率良く行なうことができ、低温液化ガス貯
蔵設備の稼動率を向上させることができる。
に記載の低温液化ガス貯蔵設備においては、自然入熱に
よる気化、または貯槽頂部の配管を通じたホットガスの
注入に頼っていた従来の方法に代えて、貯槽の底面近傍
まで延びる受入管を利用してボイルオフガス圧縮機によ
り作られるホットガスを貯槽内に導入することによって
効率的に低温液化ガス残液の気化を図ることができる。
したがって、従来の場合と比べて残液気化に要する時間
をはるかに短縮することができる。そこで、貯槽の開放
点検作業を効率良く行なうことができ、低温液化ガス貯
蔵設備の稼動率を向上させることができる。
【0026】また、請求項2に記載の低温液化ガス貯蔵
設備においては、受入管先端の水平管部にサイホン管が
設けられたため、液位が水平管部の下面より低下したと
きにホットガスが水平管部を流れるのに伴って貯槽内の
残液がサイホン管を通じて連続的に吸い上げられ、気液
接触が活発に行なわれるので、残液気化の効率がさらに
高まり、残液気化に要する時間をより短縮することがで
きる。
設備においては、受入管先端の水平管部にサイホン管が
設けられたため、液位が水平管部の下面より低下したと
きにホットガスが水平管部を流れるのに伴って貯槽内の
残液がサイホン管を通じて連続的に吸い上げられ、気液
接触が活発に行なわれるので、残液気化の効率がさらに
高まり、残液気化に要する時間をより短縮することがで
きる。
【図1】本発明の一実施例であるLNG貯蔵設備の要部
を示す図である。
を示す図である。
【図2】同、LNG貯蔵設備における受入管先端の拡大
図である。
図である。
【図3】一般のLNG貯蔵設備の構成の一例として示す
図である。
図である。
13 LNG貯蔵設備(低温液化ガス貯蔵設備) 14 貯槽 15 受入管 16 BOG出口管 17 BOG戻り管(ボイルオフガス戻り管) 18 バイパス管 19 サイホン管 20 BOG戻りバイパス管 23 鉛直管部 24 水平管部 25 BOG圧縮機(ボイルオフガス圧縮機)
Claims (2)
- 【請求項1】 低温液化ガスを収容する貯槽に対して、
その頂部から貯槽内に導入され鉛直方向に延在して先端
が前記貯槽の底面近傍に位置する受入管が配設されると
ともに、前記貯槽から排出されるボイルオフガスをボイ
ルオフガス圧縮機を経て前記貯槽に還流するためのボイ
ルオフガス戻り管が配設された低温液化ガス貯蔵設備に
おいて、 前記受入管と前記ボイルオフガス戻り管とがバイパス管
で連通されたことにより、前記ボイルオフガス圧縮機通
過後のガスが貯槽内の底面近傍に導入される構成とされ
たことを特徴とする低温液化ガス貯蔵設備。 - 【請求項2】 請求項1に記載の低温液化ガス貯蔵設備
において、 前記受入管の先端が、鉛直方向に延びる鉛直管部とその
下方で水平方向に延び両端が開口した水平管部とからな
る逆T字状の形状とされ、前記受入管に、前記水平管部
から下方に延びるサイホン管が接続されたことを特徴と
する低温液化ガス貯蔵設備。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP8292995A JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP8292995A JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH08285193A true JPH08285193A (ja) | 1996-11-01 |
Family
ID=13787930
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP8292995A Withdrawn JPH08285193A (ja) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | 低温液化ガス貯蔵設備 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPH08285193A (ja) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2009030544A (ja) * | 2007-07-27 | 2009-02-12 | Ihi Corp | 余剰ガス利用型サージ回避コンプレッサシステム |
JP2010261489A (ja) * | 2009-04-30 | 2010-11-18 | Ihi Corp | 低温タンク |
JP2015203455A (ja) * | 2014-04-15 | 2015-11-16 | 株式会社Ihi | 液化ガスタンクの残液排出方法 |
JP2016522378A (ja) * | 2013-06-17 | 2016-07-28 | コノコフィリップス カンパニー | フローティングタンク用途における残存lngの気化及び回収のための統合カスケードプロセス |
KR20170057009A (ko) * | 2015-11-16 | 2017-05-24 | 현대중공업 주식회사 | 가스 처리 시스템 |
CN110260146A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-20 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种多料分罐储存的低温全容罐 |
KR20190127190A (ko) * | 2018-05-03 | 2019-11-13 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 저장탱크 구조체 |
-
1995
- 1995-04-07 JP JP8292995A patent/JPH08285193A/ja not_active Withdrawn
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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JP2016522378A (ja) * | 2013-06-17 | 2016-07-28 | コノコフィリップス カンパニー | フローティングタンク用途における残存lngの気化及び回収のための統合カスケードプロセス |
JP2015203455A (ja) * | 2014-04-15 | 2015-11-16 | 株式会社Ihi | 液化ガスタンクの残液排出方法 |
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CN110260146A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-20 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种多料分罐储存的低温全容罐 |
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Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20020702 |