JPH11210990A - Ｌｎｇ受入れ装置 - Google Patents
Ｌｎｇ受入れ装置Info
- Publication number
- JPH11210990A JPH11210990A JP10009487A JP948798A JPH11210990A JP H11210990 A JPH11210990 A JP H11210990A JP 10009487 A JP10009487 A JP 10009487A JP 948798 A JP948798 A JP 948798A JP H11210990 A JPH11210990 A JP H11210990A
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- JP
- Japan
- Prior art keywords
- lng
- gas
- tank
- line
- ship
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- Pending
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- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 船内タンクにガスを送り込む簡単な装置を提
供するとともに、このガスを送る配管を短くする。 【解決手段】 ＬＮＧを貯蔵するタンク２，３と、ＬＮ
Ｇ船１よりＬＮＧをタンク２，３へ荷下しするＬＮＧ荷
下しライン２６と、このＬＮＧ荷下しライン２６よりＬ
ＮＧを抽出し気化してＬＮＧ気化ガスとしＬＮＧ船１へ
戻すＬＮＧ抽出ライン４０と、を備える。
供するとともに、このガスを送る配管を短くする。 【解決手段】 ＬＮＧを貯蔵するタンク２，３と、ＬＮ
Ｇ船１よりＬＮＧをタンク２，３へ荷下しするＬＮＧ荷
下しライン２６と、このＬＮＧ荷下しライン２６よりＬ
ＮＧを抽出し気化してＬＮＧ気化ガスとしＬＮＧ船１へ
戻すＬＮＧ抽出ライン４０と、を備える。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、ＬＮＧ船よりＬＮ
Ｇを液体で受け入れ貯蔵するＬＮＧ受入れ装置に関す
る。
Ｇを液体で受け入れ貯蔵するＬＮＧ受入れ装置に関す
る。
【０００２】
【従来の技術】図２は従来用いられているＬＮＧ（液化
天然ガス）を受け入れる受入れ装置とこの受け入れたＬ
ＮＧを用いた発電装置を示す。受入れ装置としては、地
下タンク２や地上タンク３が設けられ、ＬＮＧ船１が接
岸する桟橋１４には地上の配管をＬＮＧ船１の取合金具
２５と接続するローディングアーム１９が設けられてい
る。ローディングアーム１９はＬＮＧを移送する液体用
ローディングアーム１９ａと、ＬＮＧ気化ガスを移送す
るガス用ローディンアーム１９ｂよりなる。液体用ロー
ディングアーム１９ａと地下タンク２および地上タンク
３はＬＮＧ荷下しライン２６により接続されている。
天然ガス）を受け入れる受入れ装置とこの受け入れたＬ
ＮＧを用いた発電装置を示す。受入れ装置としては、地
下タンク２や地上タンク３が設けられ、ＬＮＧ船１が接
岸する桟橋１４には地上の配管をＬＮＧ船１の取合金具
２５と接続するローディングアーム１９が設けられてい
る。ローディングアーム１９はＬＮＧを移送する液体用
ローディングアーム１９ａと、ＬＮＧ気化ガスを移送す
るガス用ローディンアーム１９ｂよりなる。液体用ロー
ディングアーム１９ａと地下タンク２および地上タンク
３はＬＮＧ荷下しライン２６により接続されている。
【０００３】地下タンク２および地上タンク３に貯蔵さ
れたＬＮＧはタンク内の温度上昇により一部気化してガ
スになる。各タンク２，３にはこの気化したガスを取り
出す気化ガス取出しライン２８が設けられている。気化
ガス取出しライン２８にはガス圧縮機５が設けられ、気
化ガスをボイラ７に導きそこで燃焼させる。また気化ガ
ス取出しライン２８にはリターンガスブロワ４が設けら
れ気化ガスの一部をガス用ローディングアーム１９ｂを
介して、ＬＮＧ船１に戻している。
れたＬＮＧはタンク内の温度上昇により一部気化してガ
スになる。各タンク２，３にはこの気化したガスを取り
出す気化ガス取出しライン２８が設けられている。気化
ガス取出しライン２８にはガス圧縮機５が設けられ、気
化ガスをボイラ７に導きそこで燃焼させる。また気化ガ
ス取出しライン２８にはリターンガスブロワ４が設けら
れ気化ガスの一部をガス用ローディングアーム１９ｂを
介して、ＬＮＧ船１に戻している。
【０００４】ＬＮＧ船１にはＬＮＧを積載する船内タン
ク１８が設けられ、この船内タンク１８にはＬＮＧを送
りだすＬＮＧポンプ１５が設けられ、このＬＮＧポンプ
１５と液体用ローディングアーム１９ａの取合金具２５
とはＬＮＧ取出しライン２３により接続されている。ま
た船内タンク１８の頂部とガス用ローディングアーム１
９ｂの取合金具２５とはガス戻りライン２４により接続
されている。
ク１８が設けられ、この船内タンク１８にはＬＮＧを送
りだすＬＮＧポンプ１５が設けられ、このＬＮＧポンプ
１５と液体用ローディングアーム１９ａの取合金具２５
とはＬＮＧ取出しライン２３により接続されている。ま
た船内タンク１８の頂部とガス用ローディングアーム１
９ｂの取合金具２５とはガス戻りライン２４により接続
されている。
【０００５】次にＬＮＧ受入れ装置へのＬＮＧ受け入れ
について説明する。ＬＮＧ船１が桟橋１４に係留される
と、流体用およびガス用ローディングアーム１９ａ，１
９ｂがＬＮＧ船１の取合金物２５に接続される。船内タ
ンク１８のＬＮＧポンプ１５を稼働しＬＮＧ荷下しライ
ン２６から地下タンク２，地上タンク３にＬＮＧを移送
する。両タンク２，３内では常時ＬＮＧの気化が緩やか
に行われているので、気化ガス取出しライン２８のガス
圧縮機５により吸い込んでボイラ７に送っている。ＬＮ
Ｇ船１のＬＮＧポンプ１５の稼働と並行してリターンガ
スブロワ４を稼働し、船内タンク１８のＬＮＧの減少に
応じてＬＮＧ気化ガスを供給し、船内タンク１８の内圧
をほぼ一定に保持する。
について説明する。ＬＮＧ船１が桟橋１４に係留される
と、流体用およびガス用ローディングアーム１９ａ，１
９ｂがＬＮＧ船１の取合金物２５に接続される。船内タ
ンク１８のＬＮＧポンプ１５を稼働しＬＮＧ荷下しライ
ン２６から地下タンク２，地上タンク３にＬＮＧを移送
する。両タンク２，３内では常時ＬＮＧの気化が緩やか
に行われているので、気化ガス取出しライン２８のガス
圧縮機５により吸い込んでボイラ７に送っている。ＬＮ
Ｇ船１のＬＮＧポンプ１５の稼働と並行してリターンガ
スブロワ４を稼働し、船内タンク１８のＬＮＧの減少に
応じてＬＮＧ気化ガスを供給し、船内タンク１８の内圧
をほぼ一定に保持する。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】リターンガスブロワ４
は外形、設置面積が大きく、機器の価格も高い。また、
地下タンク２及び地上タンク３から桟橋１４上に設けら
れたガス用ローディングアーム１９ｂまでの距離は通常
１ｋｍ以上はあり、この間ガス移送用のガス配管が必要
になる。
は外形、設置面積が大きく、機器の価格も高い。また、
地下タンク２及び地上タンク３から桟橋１４上に設けら
れたガス用ローディングアーム１９ｂまでの距離は通常
１ｋｍ以上はあり、この間ガス移送用のガス配管が必要
になる。
【０００７】本発明は、かかる問題点に鑑みてなされた
もので、船内タンクにガスを送り込む簡単な装置を提供
することにより、このガスを送る配管を短くすること、
および機器の削減、敷地の有効活用化を目的とする。
もので、船内タンクにガスを送り込む簡単な装置を提供
することにより、このガスを送る配管を短くすること、
および機器の削減、敷地の有効活用化を目的とする。
【０００８】
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するた
め、請求項１の発明では、ＬＮＧを貯蔵するタンクと、
ＬＮＧ船よりＬＮＧを前記タンクへ荷下しするＬＮＧ荷
下しラインと、このＬＮＧ荷下しラインよりＬＮＧを抽
出し気化してＬＮＧ気化ガスとし前記ＬＮＧ船へ戻すＬ
ＮＧ抽出ラインと、を備える。
め、請求項１の発明では、ＬＮＧを貯蔵するタンクと、
ＬＮＧ船よりＬＮＧを前記タンクへ荷下しするＬＮＧ荷
下しラインと、このＬＮＧ荷下しラインよりＬＮＧを抽
出し気化してＬＮＧ気化ガスとし前記ＬＮＧ船へ戻すＬ
ＮＧ抽出ラインと、を備える。
【０００９】ＬＮＧ船のＬＮＧはＬＮＧ荷下しラインに
よりタンクに移送される。ＬＮＧ抽出ラインはこのＬＮ
Ｇ荷下しラインに接続し、ＬＮＧを抽出し気化してＬＮ
Ｇ気化ガスとし前記ＬＮＧ船へ戻す。抽出位置をＬＮＧ
船を係留する桟橋近傍にすることにより気化したガスを
ＬＮＧ船に送るガス配管の長さを短縮でき、同時に機器
の削減、および敷地の有効活用化が可能となる。
よりタンクに移送される。ＬＮＧ抽出ラインはこのＬＮ
Ｇ荷下しラインに接続し、ＬＮＧを抽出し気化してＬＮ
Ｇ気化ガスとし前記ＬＮＧ船へ戻す。抽出位置をＬＮＧ
船を係留する桟橋近傍にすることにより気化したガスを
ＬＮＧ船に送るガス配管の長さを短縮でき、同時に機器
の削減、および敷地の有効活用化が可能となる。
【００１０】請求項２の発明では、前記ＬＮＧ抽出ライ
ンは、抽出したＬＮＧを減圧調整する圧力調整弁と、こ
の減圧したＬＮＧを気化してガスとする気化器と、を備
えている。
ンは、抽出したＬＮＧを減圧調整する圧力調整弁と、こ
の減圧したＬＮＧを気化してガスとする気化器と、を備
えている。
【００１１】ＬＮＧは海水などと熱交換することにより
容易にガス化するので、船内タンクを満たす程度の小規
模な気化器はリターンブロワ等の送風機よりも安価に製
作できる。またＬＮＧ荷下しラインは船内のＬＮＧ液ポ
ンプにより加圧されているので、気化器のガス出口圧力
は、コントロールユニットにて船内に送る適切な圧力に
コントロールできる。
容易にガス化するので、船内タンクを満たす程度の小規
模な気化器はリターンブロワ等の送風機よりも安価に製
作できる。またＬＮＧ荷下しラインは船内のＬＮＧ液ポ
ンプにより加圧されているので、気化器のガス出口圧力
は、コントロールユニットにて船内に送る適切な圧力に
コントロールできる。
【００１２】
【発明の実施の形態】以下本発明の実施形態について、
図面を参照して説明する。図１は本実施形態のＬＮＧ受
入れ装置と受け入れたＬＮＧをガス化し発電する発電装
置を示す。ＬＮＧ受入れ装置は、ＬＮＧを貯蔵する地下
タンク２と地上タンク３（これらは通常複数基ありいず
れか一方の形式のみの場合も多い）、タンク２，３内の
ＬＮＧの気化したガスを取り出してボイラ７に送るガス
圧縮機５、ＬＮＧ船１より荷下しされるＬＮＧを抽出し
てしガスとする小型の気化器４２、ＬＮＧ船内タンク１
８に送るガスの圧力を計測する圧力計４１ａ、ＬＮＧ船
１の配管とタンク２，３の配管を接続する液体用ローデ
ィングアーム１９ａ、ガス用ローディングアーム１９ｂ
を有する。ＬＮＧ船１は荷下し専用の桟橋１４に係留さ
れる。桟橋１４には液体用ローディングアーム１９ａ、
ガス用ローディングアーム１９ｂ、および小型の気化器
４２が配置されている。
図面を参照して説明する。図１は本実施形態のＬＮＧ受
入れ装置と受け入れたＬＮＧをガス化し発電する発電装
置を示す。ＬＮＧ受入れ装置は、ＬＮＧを貯蔵する地下
タンク２と地上タンク３（これらは通常複数基ありいず
れか一方の形式のみの場合も多い）、タンク２，３内の
ＬＮＧの気化したガスを取り出してボイラ７に送るガス
圧縮機５、ＬＮＧ船１より荷下しされるＬＮＧを抽出し
てしガスとする小型の気化器４２、ＬＮＧ船内タンク１
８に送るガスの圧力を計測する圧力計４１ａ、ＬＮＧ船
１の配管とタンク２，３の配管を接続する液体用ローデ
ィングアーム１９ａ、ガス用ローディングアーム１９ｂ
を有する。ＬＮＧ船１は荷下し専用の桟橋１４に係留さ
れる。桟橋１４には液体用ローディングアーム１９ａ、
ガス用ローディングアーム１９ｂ、および小型の気化器
４２が配置されている。
【００１３】ＬＮＧ船１は通常船内タンク１８を複数個
有し、各船内タンク１８にはＬＮＧポンプ１５と、これ
に接続するＬＮＧ取出しライン２３と、ＬＮＧガスを一
部戻しＬＮＧ取り出しによるＬＮＧ船内タンク１８のタ
ンク内圧の変化を防止するガス戻りライン２４が設けら
れ、ＬＮＧ取出しライン２３は液体用ローディングアー
ム１９ａと、ガス戻りライン２４はガス用ローディング
アーム１９ｂと、取合金具２５で接続するようになって
いる。
有し、各船内タンク１８にはＬＮＧポンプ１５と、これ
に接続するＬＮＧ取出しライン２３と、ＬＮＧガスを一
部戻しＬＮＧ取り出しによるＬＮＧ船内タンク１８のタ
ンク内圧の変化を防止するガス戻りライン２４が設けら
れ、ＬＮＧ取出しライン２３は液体用ローディングアー
ム１９ａと、ガス戻りライン２４はガス用ローディング
アーム１９ｂと、取合金具２５で接続するようになって
いる。
【００１４】液体用ローディングアーム１９ａと各タン
ク２，３を結んでＬＮＧ荷下しライン２６が設けられ、
各タンク２，３にＬＮＧを移送する。各タンク２，３の
頂部とガス圧縮機５を結び気化ガス取出しライン２８が
設けられ、タンク内で気化したＬＮＧ気化ガスをボイラ
７に送り込む。地下タンク２にはタンク内底部近傍にＬ
ＮＧポンプ１５が設けられ、地上タンク３にはタンク外
の底部近傍にＬＮＧポンプ１５が設けられており、ＬＮ
Ｇ移送ライン２７を介して大型の気化器６にＬＮＧを移
送する。
ク２，３を結んでＬＮＧ荷下しライン２６が設けられ、
各タンク２，３にＬＮＧを移送する。各タンク２，３の
頂部とガス圧縮機５を結び気化ガス取出しライン２８が
設けられ、タンク内で気化したＬＮＧ気化ガスをボイラ
７に送り込む。地下タンク２にはタンク内底部近傍にＬ
ＮＧポンプ１５が設けられ、地上タンク３にはタンク外
の底部近傍にＬＮＧポンプ１５が設けられており、ＬＮ
Ｇ移送ライン２７を介して大型の気化器６にＬＮＧを移
送する。
【００１５】ＬＮＧ荷下しライン２６より分岐してＬＮ
Ｇ抽出ライン４０が設けられ、ガス用ローディングアー
ム１９ｂに接続している。分岐点Ｐは桟橋１４に近い位
置としガス用ローディングアーム１９ｂまでのガス配管
長さを短くしている。ＬＮＧ抽出ライン４０にはコント
ロールユニット４１と小型の気化器４２が設けられてい
る。気化器４２は海水等により低温のＬＮＧの温度を上
昇させて気化させる装置で、その容量は接岸するＬＮＧ
船のＬＮＧタンク容積に見合うもので、各タンク２，３
のＬＮＧを気化する気化器６よりはるかに小容量の気化
器である。このため気化器４２は装置として比較的コン
パクトであり、桟橋１４の上に設置できる。このように
気化器４２を桟橋１４に設置することにより、従来のよ
うにリターンブロワ据付用の比較的大きい敷地をタンク
２，３の近傍に設ける必要はなくスペースを削減でき、
また分岐点Ｐを桟橋１４近くに設置するので、ＬＮＧ抽
出ライン４０の長さは従来のタンク２，３よりガス用ロ
ーディンアーム１９ｂまでのガス配管長さより遙かに短
くなる。
Ｇ抽出ライン４０が設けられ、ガス用ローディングアー
ム１９ｂに接続している。分岐点Ｐは桟橋１４に近い位
置としガス用ローディングアーム１９ｂまでのガス配管
長さを短くしている。ＬＮＧ抽出ライン４０にはコント
ロールユニット４１と小型の気化器４２が設けられてい
る。気化器４２は海水等により低温のＬＮＧの温度を上
昇させて気化させる装置で、その容量は接岸するＬＮＧ
船のＬＮＧタンク容積に見合うもので、各タンク２，３
のＬＮＧを気化する気化器６よりはるかに小容量の気化
器である。このため気化器４２は装置として比較的コン
パクトであり、桟橋１４の上に設置できる。このように
気化器４２を桟橋１４に設置することにより、従来のよ
うにリターンブロワ据付用の比較的大きい敷地をタンク
２，３の近傍に設ける必要はなくスペースを削減でき、
また分岐点Ｐを桟橋１４近くに設置するので、ＬＮＧ抽
出ライン４０の長さは従来のタンク２，３よりガス用ロ
ーディンアーム１９ｂまでのガス配管長さより遙かに短
くなる。
【００１６】気化器６は各タンク２，３から移送される
ＬＮＧを海水により昇温し気化させる装置で、前述の気
化器４２よりもはるかに大きな容量のものである。気化
したＬＮＧはガス圧縮機５からのＬＮＧ気化ガスと合流
してボイラ７に送られる。ボイラ７で発生した蒸気は蒸
気ライン３３によりタービン８に送られ、タービンを回
転し、タービン軸に直結した発電機９を回転して発電す
る。発電された電気は電線３４により変圧器１０へ入り
送電用の高電圧に昇圧され、電線３４により開閉所１１
へ入り、ここから送電装置１２により需要者に送電され
る。
ＬＮＧを海水により昇温し気化させる装置で、前述の気
化器４２よりもはるかに大きな容量のものである。気化
したＬＮＧはガス圧縮機５からのＬＮＧ気化ガスと合流
してボイラ７に送られる。ボイラ７で発生した蒸気は蒸
気ライン３３によりタービン８に送られ、タービンを回
転し、タービン軸に直結した発電機９を回転して発電す
る。発電された電気は電線３４により変圧器１０へ入り
送電用の高電圧に昇圧され、電線３４により開閉所１１
へ入り、ここから送電装置１２により需要者に送電され
る。
【００１７】岸壁の近辺には海水を吸い上げる海水ポン
プ１６が設けられ、吸い上げた海水を海水供給ライン３
０でタービン８の復水器へ送る。復水器で加熱された海
水は海水排出ライン３１により再び海に戻されるが、一
部は海水ポンプ１７により気化用海水ライン３２に入
る。気化器６ではＬＮＧをこの加熱された海水で気化し
ＬＮＧ気化ガスにする。ＬＮＧ気化ガスはガス供給ライ
ン２９によりボイラ７のバーナ２２に送られる。
プ１６が設けられ、吸い上げた海水を海水供給ライン３
０でタービン８の復水器へ送る。復水器で加熱された海
水は海水排出ライン３１により再び海に戻されるが、一
部は海水ポンプ１７により気化用海水ライン３２に入
る。気化器６ではＬＮＧをこの加熱された海水で気化し
ＬＮＧ気化ガスにする。ＬＮＧ気化ガスはガス供給ライ
ン２９によりボイラ７のバーナ２２に送られる。
【００１８】ボイラ７の燃焼炉にはバーナ２２と、空気
を送風する送風路３５と、燃焼排ガスを送り出す燃焼排
ガス路３６が設けられている。送風路３５入口には空気
ブロワ２０が設けられ、送風路２１と燃焼排ガス路３６
には空気予熱器２１が設けられており、空気を予熱し燃
焼排ガスを冷却する。冷却した燃焼排ガスは煙突１３よ
り排出される。
を送風する送風路３５と、燃焼排ガスを送り出す燃焼排
ガス路３６が設けられている。送風路３５入口には空気
ブロワ２０が設けられ、送風路２１と燃焼排ガス路３６
には空気予熱器２１が設けられており、空気を予熱し燃
焼排ガスを冷却する。冷却した燃焼排ガスは煙突１３よ
り排出される。
【００１９】次にＬＮＧ受入れ装置の動作について説明
する。ＬＮＧ船１が桟橋１４に係留されると、船側に装
備された取合金具２５とローディングアーム１９ａ，１
９ｂ側の取合金具２５が結合される。船内タンク１８内
のＬＮＧポンプ１５を稼働し、ＬＮＧを液体用ローディ
ングアーム１９ａ，ＬＮＧ荷下しライン２６を通して地
下タンク２や地上タンク３に移送する。これとともにコ
ントロールユニット４１を調整して気化器４２に適した
圧に減圧し、気化器４２によりＬＮＧ船内タンク１８に
送る圧力に見合うＬＮＧ気化ガスを発生させ、ガス用ロ
ーディングアーム１９ｂより船内タンク１８に送り込
む。なお、船内タンク１８の圧力は１０００ｍｍＡｑ程
度であり、気化器４２と船内タンク１８とのガス配管の
長さも短いので、ブロワを用いなくても気化するときの
膨張圧で気化したガスを船内タンク１８に送り込むこと
ができる。このようにして船内タンク１８では、移送さ
れたＬＮＧの体積に見合うＬＮＧ気化ガスが供給され、
タンク内圧をほぼ一定に保持することができる。
する。ＬＮＧ船１が桟橋１４に係留されると、船側に装
備された取合金具２５とローディングアーム１９ａ，１
９ｂ側の取合金具２５が結合される。船内タンク１８内
のＬＮＧポンプ１５を稼働し、ＬＮＧを液体用ローディ
ングアーム１９ａ，ＬＮＧ荷下しライン２６を通して地
下タンク２や地上タンク３に移送する。これとともにコ
ントロールユニット４１を調整して気化器４２に適した
圧に減圧し、気化器４２によりＬＮＧ船内タンク１８に
送る圧力に見合うＬＮＧ気化ガスを発生させ、ガス用ロ
ーディングアーム１９ｂより船内タンク１８に送り込
む。なお、船内タンク１８の圧力は１０００ｍｍＡｑ程
度であり、気化器４２と船内タンク１８とのガス配管の
長さも短いので、ブロワを用いなくても気化するときの
膨張圧で気化したガスを船内タンク１８に送り込むこと
ができる。このようにして船内タンク１８では、移送さ
れたＬＮＧの体積に見合うＬＮＧ気化ガスが供給され、
タンク内圧をほぼ一定に保持することができる。
【００２０】
【発明の効果】以上述べたように、本発明は、ＬＮＧ荷
下しラインよりＬＮＧを一部抽出して気化し、船内タン
クに戻すようにしたので、リターンガスブロワが不要に
なり、この据付エリアも不要となる。また抽出位置をＬ
ＮＧ船係留桟橋近傍とすることによりガス配管長さを大
幅に短縮することができる。
下しラインよりＬＮＧを一部抽出して気化し、船内タン
クに戻すようにしたので、リターンガスブロワが不要に
なり、この据付エリアも不要となる。また抽出位置をＬ
ＮＧ船係留桟橋近傍とすることによりガス配管長さを大
幅に短縮することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施形態のＬＮＧ受入れ装置と発電装
置の構成を示す図である。
置の構成を示す図である。
【図２】従来のＬＮＧ受入れ装置と発電装置の構成を示
す図である。
す図である。
１ ＬＮＧ船 ２ 地下タンク ３ 地上タンク ４ リターンガスブロワ ５ ガス圧縮機 ６ 気化器 ７ ボイラ ８ タービン ９ 発電機 １０ 変圧器 １１ 開閉所 １２ 送電装置 １３ 煙突 １４ 桟橋 １５ ＬＮＧポンプ １６ 海水取入れポンプ １７ 海水ポンプ １８ 船内タンク １９ａ 液体用ローディングアーム １９ｂ ガス用ローディングアーム ２２ バーナ ２３ ＬＮＧ取出しライン ２４ ガス戻りライン ２５ 取合金具 ２６ ＬＮＧ荷下しライン ２７ ＬＮＧ移送ライン ２８ 気化ガス取出しライン ２９ ＬＮＧ気化ガス供給ライン ３０ 海水供給ライン ３１ 海水排出ライン ３２ 気化用海水ライン ３３ 蒸気ライン ４０ ＬＮＧ抽出ライン ４１ コントロールユニット ４１ａ 圧力計 ４２ 気化器
Claims (2)
- 【請求項１】 ＬＮＧを貯蔵するタンクと、ＬＮＧ船よ
りＬＮＧを前記タンクへ荷下しするＬＮＧ荷下しライン
と、このＬＮＧ荷下しラインよりＬＮＧを抽出し気化し
てＬＮＧ気化ガスとし前記ＬＮＧ船へ戻すＬＮＧ抽出ラ
インと、を備えたことを特徴とするＬＮＧ受入れ装置。 - 【請求項２】 前記ＬＮＧ抽出ラインは、抽出したＬＮ
Ｇを減圧調整する圧力調整弁と、この減圧したＬＮＧを
気化してガスとする気化器と、を備えていることを特徴
とする請求項１記載のＬＮＧ受入れ装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10009487A JPH11210990A (ja) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Ｌｎｇ受入れ装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10009487A JPH11210990A (ja) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Ｌｎｇ受入れ装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11210990A true JPH11210990A (ja) | 1999-08-06 |
Family
ID=11721598
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP10009487A Pending JPH11210990A (ja) | 1998-01-21 | 1998-01-21 | Ｌｎｇ受入れ装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11210990A (ja) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008031146A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-20 | Woodside Energy Limited | Boil off gas management during ship-to-ship transfer of lng |
| JP2014169734A (ja) * | 2013-03-01 | 2014-09-18 | Osaka Gas Co Ltd | 液化ガス移送システム |
| WO2016052375A1 (ja) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | 川崎重工業株式会社 | ローディングアーム用緊急離脱システム |
-
1998
- 1998-01-21 JP JP10009487A patent/JPH11210990A/ja active Pending
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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