JPH11280996A - Fluid receiving method and fluid storage equipment - Google Patents
Fluid receiving method and fluid storage equipmentInfo
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- JPH11280996A JPH11280996A JP8223598A JP8223598A JPH11280996A JP H11280996 A JPH11280996 A JP H11280996A JP 8223598 A JP8223598 A JP 8223598A JP 8223598 A JP8223598 A JP 8223598A JP H11280996 A JPH11280996 A JP H11280996A
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、複数のタンクを有
する貯蔵設備にＬＮＧなどの流体を受け入れる方法およ
び流体貯蔵設備に関し、貯蔵設備のコストを低減させつ
つ流体を効率よく受け入れることができるようにしたも
のに関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a method for receiving a fluid such as LNG in a storage facility having a plurality of tanks, and a fluid storage facility, which is capable of efficiently receiving a fluid while reducing the cost of the storage facility. About what you did.
【０００２】[0002]
【従来の技術】一般に、都市ガス燃料や火力発電所への
燃料は、タンカーから一旦貯蔵設備に備蓄され、ここか
らそれぞれに送られる。この貯蔵設備としては、複数の
タンクを有するものが多く、これらタンクにはタンカー
から燃料となる流体（例えばＬＮＧ：液密度４５０ｋｇ
／ｍ3,液温度−１６０℃）が送り込まれる。図３は、従
来の流体貯蔵設備の概要を示す模式図である。2. Description of the Related Art In general, city gas fuel and fuel for a thermal power plant are temporarily stored in a storage facility from a tanker and sent to the respective facilities. Many of these storage facilities have a plurality of tanks, and these tanks have a fluid (for example, LNG: liquid density of 450 kg) which becomes fuel from the tankers.
/ M 3 , liquid temperature -160 ° C). FIG. 3 is a schematic diagram showing an outline of a conventional fluid storage facility.
【０００３】図３において、この貯蔵設備は、基地内に
２基のタンクＴ10，Ｔ20が建造され、タンカー１が接岸
する桟橋２のローディングアーム３からタンクＴ10，Ｔ
20まで受入配管Ｌ10，Ｌ20が配設されている。タンクＴ
10，Ｔ20は、例えばタンク容量：８万ｋｌであって、タ
ンク設計圧力：１５００〜２０００ｍｍＡｑとして建造
されている。なお、受入配管Ｌ10，Ｌ20は、開閉用のバ
ルブＶ10，Ｖ20が設けられる。In FIG. 3, two tanks T10 and T20 are constructed in a base, and the tanks T10 and T20 are connected to a loading arm 3 of a pier 2 on which a tanker 1 berths.
Up to 20, receiving pipes L10 and L20 are provided. Tank T
10, T20 has a tank capacity of 80,000 kl and a tank design pressure of 1500 to 2000 mmAq. The receiving pipes L10 and L20 are provided with valves V10 and V20 for opening and closing.
【０００４】タンクＴ10，Ｔ20の下部には払出配管Ｌ3
0，Ｌ40が接続され、払出用のポンプＰに接続されてい
る。タンクＴ10とＴ20とはガス配管Ｌ50，Ｌ60で接続さ
れるとともに、これらガス配管Ｌ50，Ｌ60に４台のコン
プレッサＣ10，Ｃ20，Ｃ30，Ｃ40が並列に接続される。
なお、コンプレッサＣ10およびＣ20それぞれの容量は４
ｔ／ｈであり、コンプレッサＣ30およびＣ40それぞれの
容量は１６ｔ／ｈである。[0004] A discharge pipe L3 is provided below the tanks T10 and T20.
0 and L40 are connected, and connected to a pump P for dispensing. The tanks T10 and T20 are connected by gas pipes L50 and L60, and four compressors C10, C20, C30 and C40 are connected to these gas pipes L50 and L60 in parallel.
The capacity of each of the compressors C10 and C20 is 4
t / h, and the capacity of each of the compressors C30 and C40 is 16 t / h.
【０００５】このようなタンクＴ10，Ｔ20にＬＮＧを貯
蔵している場合、すなわち保冷時では、タンク設計圧力
を考慮して、ＬＮＧから生じるＢＯＧ（ボイルオフガ
ス）を１台のコンプレッサＣ10を稼働することによりタ
ンク外に払い出している。[0005] When LNG is stored in such tanks T10 and T20, that is, at the time of cooling, one compressor C10 is operated using BOG (boil-off gas) generated from LNG in consideration of the tank design pressure. Is paid out of the tank.
【０００６】ちなみに、保冷時のＢＯＧ量は、タンク容
量の０．０７％としてＬＮＧの液密度（４５０ｋｇ／ｍ
3）を考慮すると、８０，０００×０．４５×０．０７
／１００×１／２４＝１．０５（ｔ／ｈ）であり、２基
のタンク合計で２．１ｔ／ｈとなり、さらに、配管導入
熱が加わって２〜３ｔ／ｈ程度である。従って、上述の
ようにコンプレッサＣ10の容量が４ｔ／ｈであることか
ら、保冷時ではＢＯＧが適正にタンクから払い出され、
設計圧力が１５００〜２０００ｍｍＡｑ程度のタンクに
負担をかけることはない。Incidentally, the amount of BOG at the time of cooling is 0.07% of the tank capacity, and the liquid density of LNG (450 kg / m
Considering 3 ), 80,000 × 0.45 × 0.07
/100×1/24=1.05 (t / h), and the total of the two tanks is 2.1 t / h, and is about 2 to 3 t / h due to the heat introduced into the pipe. Accordingly, since the capacity of the compressor C10 is 4 t / h as described above, the BOG is properly discharged from the tank during the cooling,
There is no burden on the tank whose design pressure is around 1500 to 2000 mmAq.
【０００７】一方、タンクＴ10，Ｔ20にＬＮＧを受け入
れる場合、すなわち、桟橋２に接岸したタンカー１の搭
載タンクにローディングアーム３が接続され、搭載タン
クのＬＮＧがローディングアーム３を介して送られる場
合では、バルブＶ10およびＶ20の双方を開いて受入配管
Ｌ10およびＬ20の双方から同時にＬＮＧをタンクＴ10お
よびＴ20に送り込むようにしている。On the other hand, when LNG is received in the tanks T10 and T20, that is, when the loading arm 3 is connected to the mounting tank of the tanker 1 berthed on the pier 2 and the LNG of the mounting tank is sent through the loading arm 3, , The valves V10 and V20 are both opened to simultaneously feed LNG into the tanks T10 and T20 from both the receiving pipes L10 and L20.
【０００８】このときのＢＯＧ量は、タンカーのポンプ
仕事熱の影響により、２基のタンクで２５〜３０ｔ／ｈ
（タンク下部受入時）［最大４０ｔ／ｈ］となり、保冷
時と比較して１０倍程度の発生量となる。従って、コン
プレッサＣ10だけでは容量が足りないため、コンプレッ
サＣ20および大容量のコンプレッサＣ30およびＣ40を稼
働させて、４台のコンプレッサにより合計容量４０ｔ／
ｈとすることにより、ＢＯＧをタンクから払い出すよう
にしている。[0008] At this time, the amount of BOG is 25 to 30 t / h in the two tanks due to the influence of pump work heat of the tanker.
(At the time of receiving the lower part of the tank) [Maximum 40 t / h], which is about 10 times as much as that at the time of cooling. Therefore, since the capacity is not enough with the compressor C10 alone, the compressor C20 and the large capacity compressors C30 and C40 are operated, and the total capacity is 40 t /
By setting h, BOG is paid out from the tank.
【０００９】[0009]
【発明が解決しようとする課題】ところで、タンカー１
によるＬＮＧ等の受入は、タンクの全容量にもよるが、
一般に７日〜１４日間隔ごとに行われ、受入作業時間も
１２時間程度である。従って、上記したコンプレッサＣ
20並びに大容量のコンプレッサＣ30およびＣ40は、コン
プレッサＣ10と比較して稼働時間が短く、備蓄基地全体
の操業時間（日数）に対する稼働時間の割合が極めて少
ないものとなっている。しかも、これらコンプレッサ
は、高価であることから、基地全体のコストに関し無視
できない。特に、コンプレッサＣ30およびＣ40は、大容
量であることから高価であり、基地全体のコストに与え
る影響も大きい。The tanker 1
Of LNG etc. depends on the total capacity of the tank,
Generally, it is performed every 7 to 14 days, and the receiving work time is about 12 hours. Therefore, the above-described compressor C
The operation time of the compressor 20 and the large capacity compressors C30 and C40 is shorter than that of the compressor C10, and the ratio of the operation time to the operation time (days) of the entire storage base is extremely small. Moreover, these compressors are expensive and cannot be ignored with respect to the cost of the whole station. In particular, the compressors C30 and C40 are expensive because of their large capacity, and have a large effect on the cost of the entire station.
【００１０】すなわち、従来の流体貯蔵設備では、流体
の受入専用として稼働時間の短い大容量のコンプレッサ
を多くの台数設置する点で無駄があり、流体貯蔵設備全
体のコストの増加を招くといった問題点を有している。
さらには、タンク数が多くなればそのタンク数に応じて
大容量のコンプレッサを増設する必要があり、上記問題
点がさらに顕著となる。That is, in the conventional fluid storage facility, there is a waste in that a large number of large-capacity compressors with a short operating time are installed only for receiving the fluid, resulting in an increase in the cost of the entire fluid storage facility. have.
Furthermore, if the number of tanks increases, it is necessary to add a large-capacity compressor in accordance with the number of tanks, and the above problem becomes more remarkable.
【００１１】これに対応するため、設計圧力を従来の１
５００〜２０００ｍｍＡｑから３０００〜４０００ｍｍ
Ａｑに上げて各タンクを建造し、コンプレッサの容量を
上げることなくＬＮＧ受入時のＢＯＧを各タンクの設計
圧力で吸収させることも考えられるが、これでは各タン
クの建造コストが増加し、タンク数が多くなればなるほ
ど建造コストの増加を招くため好ましくない。In order to cope with this, the design pressure is reduced to the conventional one.
500-2000mmAq to 3000-4000mm
It is conceivable to build each tank by increasing the pressure to Aq and absorb the BOG at the time of receiving LNG at the design pressure of each tank without increasing the capacity of the compressor. However, this increases the construction cost of each tank and increases the number of tanks. It is not preferable to increase the number of constructions because the construction cost increases.
【００１２】本発明は、このような上記問題点に鑑みて
なされたもので、大容量のコンプレッサの設置台数を減
少させ、流体貯蔵設備全体としてのコストの低減化を図
るとともに、流体の受入を適切に行うことができるよう
にした流体受入方法および流体貯蔵設備を提供すること
を目的とする。SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made in view of the above-described problems. The present invention reduces the number of large-capacity compressors installed, reduces the cost of the entire fluid storage facility, and receives fluid. An object of the present invention is to provide a fluid receiving method and a fluid storage facility that can be appropriately performed.
【００１３】[0013]
【課題を解決するための手段】上記課題を解決するた
め、請求項１に係る発明は、設計圧力を高めた第１タン
クと、第１タンクより設計圧力の低い第２タンクとで構
成される貯蔵設備に流体を受け入れる方法であって、流
体を第１タンクに受け入れた後に第２タンクに移送する
技術が採用される。この流体受入方法では、流体を受け
入れる際、先ず設計圧力の高い第１タンクに流体が送り
込まれるため、受入時に発生する大量のＢＯＧを第１タ
ンクの設計圧力で吸収可能となる。従って、全タンクの
設計圧力を高めたり、大容量のコンプレッサを多く設置
する必要がなく、流体の受入を適切に行いながらも設備
全体の建造コストを低減させるようにしている。Means for Solving the Problems To solve the above problems, the invention according to claim 1 comprises a first tank having a higher design pressure and a second tank having a lower design pressure than the first tank. This is a method of receiving a fluid in a storage facility, and adopts a technique of receiving a fluid in a first tank and then transferring the fluid to a second tank. In this fluid receiving method, when the fluid is received, the fluid is first sent to the first tank having a high design pressure, so that a large amount of BOG generated at the time of receiving can be absorbed by the design pressure of the first tank. Therefore, it is not necessary to increase the design pressure of all the tanks or to install many large-capacity compressors, so that the construction cost of the entire equipment can be reduced while receiving the fluid appropriately.
【００１４】請求項２に係る発明は、請求項１の流体受
入方法において、貯蔵設備が、第１タンクに接続される
第１コンプレッサと、第１タンクおよび第２タンクの双
方に接続されかつ第１コンプレッサより容量の小さい第
２コンプレッサとを備え、第１タンクに流体を受け入れ
る際は第１コンプレッサを稼働させ、第１タンク内にお
いて流体から生じるガスを払い出し、第２タンクに流体
を移送した後は、第２コンプレッサを稼働させ、第１タ
ンク内および第２タンク内の双方において流体から生じ
るガスを払い出す技術が適用される。この流体受入方法
は、流体受入時において、第１タンクに接続された第１
コンプレッサを稼働させるため、大容量の第１コンプレ
ッサを第１タンクにのみ接続して配置すればよく、従来
と比較して高価な第１コンプレッサの設置台数を減らす
ことにより、設備全体の建造コストを低減させることが
可能となる。According to a second aspect of the present invention, in the fluid receiving method of the first aspect, the storage facility is connected to the first compressor connected to the first tank, and to both the first tank and the second tank, and A second compressor having a capacity smaller than that of the first compressor, and when the first tank receives the fluid, the first compressor is operated, gas generated from the fluid is discharged in the first tank, and the fluid is transferred to the second tank. Applies a technique of operating a second compressor and discharging gas generated from a fluid in both the first tank and the second tank. In this fluid receiving method, at the time of fluid receiving, the first tank connected to the first tank
In order to operate the compressor, a large-capacity first compressor only needs to be connected to the first tank and arranged. By reducing the number of expensive first compressors installed compared to the conventional one, the construction cost of the entire equipment can be reduced. It becomes possible to reduce.
【００１５】請求項３に係る発明は、請求項１または２
の流体受入方法において、流体を受け入れた第１タンク
内の圧力を検出し、この検出圧力が所定値を下回ったと
きに第２タンクへの流体の移送を行う技術が適用され
る。この流体受入方法は、ＢＯＧによる第１タンク内の
圧力変化をモニタし、流体受入後、第１タンク内の圧力
が第２タンクの設計圧力まで下がったときに流体の移送
を開始するため、設計圧力の低い第２タンクに負担をか
けることなく第２タンクへの流体の移送を行うことが可
能となり、しかも流体受入のオートメーション化に対応
可能となる。The invention according to claim 3 is the invention according to claim 1 or 2
In the fluid receiving method, a technique of detecting the pressure in the first tank that has received the fluid, and transferring the fluid to the second tank when the detected pressure falls below a predetermined value is applied. This fluid receiving method monitors the pressure change in the first tank due to BOG, and starts fluid transfer when the pressure in the first tank drops to the design pressure of the second tank after receiving the fluid. It is possible to transfer the fluid to the second tank without placing a burden on the second tank having a low pressure, and it is possible to respond to automation of fluid reception.
【００１６】請求項４に係る発明は、流体貯蔵設備であ
って、設計圧力を高めて建造された流体貯蔵用の第１タ
ンクと、第１タンクより設計圧力を低くして建造された
流体貯蔵用の第２タンクと、第１タンクから第２タンク
へ流体を移送するための連通路と、連通路の開閉を行う
開閉手段と、開閉手段を閉じた状態で流体を第１タンク
に送り込む流体受入手段とを備える技術が採用される。
この流体貯蔵設備は、流体受入手段によって設計圧力の
高い第１タンクに一旦流体を送り込むように構成される
ため、受入時に発生する大量のＢＯＧを第１タンクの設
計圧力で吸収可能となり、全タンクの設計圧力を高めた
り、大容量のコンプレッサを多く設置する必要がなく、
設備全体の建造コストを低減させるようにしている。According to a fourth aspect of the present invention, there is provided a fluid storage facility, wherein the first tank for storing fluid is constructed by increasing the design pressure, and the fluid storage is constructed by decreasing the design pressure from the first tank. Second tank, a communication passage for transferring fluid from the first tank to the second tank, an opening / closing means for opening and closing the communication passage, and a fluid for sending the fluid to the first tank with the opening / closing means closed A technique including a receiving means is adopted.
This fluid storage facility is configured so that the fluid is once fed into the first tank having a high design pressure by the fluid receiving means, so that a large amount of BOG generated at the time of receiving can be absorbed by the design pressure of the first tank, and the entire tank can be absorbed. It is not necessary to increase the design pressure of
The construction cost of the entire equipment is reduced.
【００１７】請求項５に係る発明は、請求項４の流体貯
蔵設備において、第１タンクに接続されるガス払出用の
第１コンプレッサと、第１タンクおよび第２タンクの双
方に接続されかつ第１コンプレッサより容量の小さいガ
ス払出用の第２コンプレッサと、第１コンプレッサおよ
び第２コンプレッサのいずれか一方を駆動状態とする切
替手段とを備える技術が適用される。この流体貯蔵設備
は、流体受入時において、第１タンクに接続された第１
コンプレッサを稼働させるため、大容量の第１コンプレ
ッサを第１タンクにのみ接続して配置すればよく、高価
な第１コンプレッサの設置台数減少により、設備全体の
建造コストを低減させることが可能となる。According to a fifth aspect of the present invention, in the fluid storage facility of the fourth aspect, the first compressor for discharging gas connected to the first tank, and the first compressor connected to both the first tank and the second tank, and A technology including a second compressor for discharging gas having a smaller capacity than one compressor and a switching unit for driving one of the first compressor and the second compressor to a driving state is applied. This fluid storage facility is configured to receive the first fluid connected to the first tank when receiving the fluid.
In order to operate the compressor, a large-capacity first compressor may be connected and disposed only in the first tank, and the number of expensive first compressors installed can be reduced, so that the construction cost of the entire equipment can be reduced. .
【００１８】請求項６に係る発明は、請求項４または５
の流体貯蔵設備において、流体受入手段によって流体を
第１タンクに送り込むときに開閉手段を閉状態にする制
御手段を備える技術が適用される。この流体貯蔵設備
は、制御手段によって流体の受入時に第１タンクへの流
路が確保されるため、受入段階の流体が誤って第２タン
クに送られることを防ぎ、流体の受入が適切に行われる
ようにしている。The invention according to claim 6 is the invention according to claim 4 or 5.
In the fluid storage facility of the above, a technique is applied which includes a control means for closing the opening / closing means when the fluid is sent to the first tank by the fluid receiving means. In this fluid storage facility, the control means secures a flow path to the first tank when receiving the fluid, so that the fluid in the receiving stage is prevented from being erroneously sent to the second tank, and the fluid is properly received. I am trying to be.
【００１９】請求項７に係る発明は、請求項６の流体貯
蔵設備において、制御手段が、第１タンク内の圧力値に
基づいて、圧力値が所定値を下回ったときに開閉手段を
開状態にする技術が適用される。この流体貯蔵設備は、
制御手段がＢＯＧによる第１タンク内の圧力変化をモニ
タし、流体受入後、第１タンク内の圧力が第２タンクの
設計圧力まで下がったときに開閉手段を開いて第２タン
クへの流体の移送を開始するため、設計圧力の低い第２
タンクに負担をかけることなく流体の移送を行うことが
可能となり、しかも流体受入のオートメーション化に対
応可能となる。According to a seventh aspect of the present invention, in the fluid storage facility of the sixth aspect, the control means opens the open / close means when the pressure value falls below a predetermined value based on the pressure value in the first tank. Technology is applied. This fluid storage facility
The control means monitors the pressure change in the first tank due to the BOG, and after receiving the fluid, opens and closes the opening and closing means when the pressure in the first tank decreases to the design pressure of the second tank, and allows the fluid to flow into the second tank. To start the transfer, a second
The fluid can be transferred without placing a burden on the tank, and the fluid reception can be automated.
【００２０】[0020]
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施形態について
図１及び図２を参照して説明する。図１は、２基のタン
クを有する流体貯蔵設備の概要を、流体の流通経路を主
として模式的に示したものであり、流体として上述のＬ
ＮＧ（液濃度４５０ｋｇ／ｍ3,液温度−１６０℃）が貯
蔵される場合の適用例を示している。また、タンカー
１、桟橋２およびローディングアーム３については、図
３に示す従来のものと同様のものが用いられる。DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS An embodiment of the present invention will be described below with reference to FIGS. FIG. 1 schematically shows an outline of a fluid storage facility having two tanks, mainly schematically showing a flow path of a fluid.
This shows an application example in which NG (liquid concentration 450 kg / m 3 , liquid temperature -160 ° C.) is stored. The tanker 1, the pier 2, and the loading arm 3 are the same as the conventional one shown in FIG.
【００２１】図１において、この貯蔵設備は、基地内に
２基のタンク、第１タンクＴ１および第２タンクＴ２が
設置されている。第１タンクＴ１および第２タンクＴ２
は、それぞれ容量：８万ｋｌであって、第１タンクＴ１
が設計圧力：３０００ｍｍＡｑとして、第２タンクＴ２
が設計圧力：１５００ｍｍＡｑとして建造されている。In FIG. 1, this storage facility has two tanks, a first tank T1 and a second tank T2, installed in a base. First tank T1 and second tank T2
Each have a capacity of 80,000 kl, and the first tank T1
Is the design pressure: 3000 mmAq, the second tank T2
Is designed as a design pressure: 1500 mmAq.
【００２２】第１タンクＴ１の下部には、タンカー１が
接岸する桟橋２のローディングアーム３から受入配管
（連通路）Ｌ１が接続され、一方、第２タンクＴ２の下
部には、受入配管Ｌ１から分岐する受入配管（連通路）
Ｌ２が接続されている。なお、受入配管Ｌ１，Ｌ２に
は、開閉用のバルブ（開閉手段）Ｖ１，Ｖ２がそれぞれ
設けられる。また、第１タンクＴ１の下部には払出配管
Ｌ３が接続され、払出用のポンプＰに接続されている。
同様に、第２タンクＴ２の下部には払出配管Ｌ４が接続
され、払出配管Ｌ３を介して払出用のポンプＰに接続さ
れている。A receiving pipe (communication passage) L1 is connected to a lower portion of the first tank T1 from the loading arm 3 of the pier 2 on which the tanker 1 is shored, while a lower portion of the second tank T2 is connected to the receiving pipe L1. Receiving piping that branches (communication passage)
L2 is connected. The receiving pipes L1 and L2 are provided with valves (opening / closing means) V1 and V2 for opening and closing, respectively. Further, a discharge pipe L3 is connected to a lower portion of the first tank T1, and is connected to a discharge pump P.
Similarly, a discharge pipe L4 is connected to a lower portion of the second tank T2, and is connected to a discharge pump P via the discharge pipe L3.
【００２３】第１タンクＴ１の上部にはガス配管Ｌ５が
接続されるとともに、ガス配管Ｌ５には第１コンプレッ
サＣ１が接続される。さらに、ガス配管Ｌ５から分岐す
るガス配管Ｌ６が配設され、このガス配管Ｌ６に２台の
第２コンプレッサＣ２，Ｃ３が並列に設置される。ま
た、第２タンクＴ２の上部にはガス配管Ｌ７が接続され
るとともに、ガス配管Ｌ６に接続されている。なお、ガ
ス配管Ｌ６の、ガス配管Ｌ７との接続点より第１タンク
Ｔ１側にはバルブＶ３が設けられる。A gas pipe L5 is connected to the upper part of the first tank T1, and a first compressor C1 is connected to the gas pipe L5. Further, a gas pipe L6 branching from the gas pipe L5 is provided, and two second compressors C2 and C3 are installed in parallel on the gas pipe L6. Further, a gas pipe L7 is connected to an upper portion of the second tank T2, and is connected to a gas pipe L6. Note that a valve V3 is provided on the first tank T1 side from the connection point of the gas pipe L6 with the gas pipe L7.
【００２４】第１コンプレッサＣ１は、容量：８ｔ／ｈ
のものが用いられ、一方、第２コンプレッサＣ２は、容
量：４ｔ／ｈのものが用いられる。すなわち、第１コン
プレッサＣ１は、図３に示す従来のコンプレッサＣ30の
１／２台分に相当する容量のものが用いられ、また第２
コンプレッサＣ２としては、図３に示す従来のコンプレ
ッサＣ10と同様のものが用いられている。制御手段４
は、バルブＶ１，Ｖ２，Ｖ３それぞれの開閉を指示する
ものであり、作業者の手入力や、第１タンクＴ１の上部
に設けられた圧力計５の検出結果に基づいて、各バルブ
へ開閉のための信号を送信する。The first compressor C1 has a capacity of 8 t / h.
The second compressor C2 has a capacity of 4 t / h. That is, the first compressor C1 has a capacity corresponding to a half of the conventional compressor C30 shown in FIG.
A compressor similar to the conventional compressor C10 shown in FIG. 3 is used as the compressor C2. Control means 4
Indicates the opening and closing of each of the valves V1, V2, and V3. The opening and closing of each valve is performed based on a manual input by an operator or a detection result of a pressure gauge 5 provided at an upper portion of the first tank T1. To send a signal for
【００２５】以上のように構成された流体貯蔵設備にお
いて、流体であるＬＮＧを、ローディングアーム３を介
してタンカー１から受け入れる方法について説明する。A method of receiving LNG, which is a fluid, from the tanker 1 via the loading arm 3 in the fluid storage facility configured as described above will be described.
【００２６】先ず、制御手段４からの信号によりバルブ
Ｖ１を開け、バルブＶ２およびＶ３を閉じる。次いで、
タンカー１のポンプを稼働させて搭載タンクからローデ
ィングアーム３および受入配管Ｌ１を介してＬＮＧを第
１タンクＴ１のみに送り込む。これに同期させて、第１
コンプレッサＣ１を稼働させ、第１タンクＴ１内におい
てＬＮＧから生じるＢＯＧをガス配管Ｌ５から払い出
す。なお、バルブＶ１，Ｖ２、受入配管Ｌ１、ローディ
ングアーム３は、第１タンクＴ１のみにＬＮＧを送り込
むための流体受入手段として機能する。First, the valve V1 is opened and the valves V2 and V3 are closed according to a signal from the control means 4. Then
The pump of the tanker 1 is operated to feed LNG from the loading tank to the first tank T1 only via the loading arm 3 and the receiving pipe L1. In synchronization with this, the first
The compressor C1 is operated, and BOG generated from LNG is discharged from the gas pipe L5 in the first tank T1. The valves V1 and V2, the receiving pipe L1, and the loading arm 3 function as fluid receiving means for feeding LNG only to the first tank T1.
【００２７】そして、第１タンクＴ１内のＢＯＧは、第
１コンプレッサＣ１によりガス配管Ｌ５から払い出され
るものの、従来のように大容量をもって払い出されるも
のではなく、設計圧力が３０００ｍｍＡｑの第１タンク
Ｔ１がＢＯＧの一部を吸収するかたちとなって、徐々に
払い出されることになる。従って、図３に示す従来の貯
蔵設備のように、合計４０ｔ／ｈとなる大容量のコンプ
レッサを用いる必要がなく、第１タンクＴ１の設計圧力
により吸収される分を除いて合計容量を小さくした第１
コンプレッサＣ１を用いることができる。Although the BOG in the first tank T1 is discharged from the gas pipe L5 by the first compressor C1, the BOG is not discharged with a large capacity as in the conventional case, but the first tank T1 having a design pressure of 3000 mmAq is discharged. It will be paid out gradually, absorbing some of the BOG. Therefore, unlike the conventional storage equipment shown in FIG. 3, it is not necessary to use a large-capacity compressor having a total capacity of 40 t / h, and the total capacity is reduced except for the amount absorbed by the design pressure of the first tank T1. First
A compressor C1 can be used.
【００２８】ＬＮＧ受入時にＢＯＧによって昇圧した第
１タンクＴ１は、ＢＯＧが払い出されることにより徐々
に減圧する。このとき、この第１タンクＴ１内の圧力を
圧力センサ５でモニタし、第２タンクＴ２の設計圧力を
下回ったとき、すなわち第１タンクＴ１内の圧力が第２
タンクＴ２の運用圧力となったとき、第１コンプレッサ
Ｃ１の稼働を停止させるとともに、制御手段４は、バル
ブＶ３を開いて第１タンクＴ１上部と第２タンクＴ２上
部とを受入配管Ｌ６およびＬ７を介して連通させ、双方
のガス相の均圧化を図り、両者を共通運用状態とする。The first tank T 1, which is pressurized by the BOG when receiving LNG, is gradually depressurized by discharging the BOG. At this time, the pressure in the first tank T1 is monitored by the pressure sensor 5, and when the pressure in the first tank T1 falls below the design pressure of the second tank T2, that is, when the pressure in the first tank T1 becomes the second pressure.
When the operating pressure of the tank T2 is reached, the operation of the first compressor C1 is stopped, and the control means 4 opens the valve V3 to connect the upper portions of the first tank T1 and the upper portion of the second tank T2 to the receiving pipes L6 and L7. The two gas phases are equalized, and both are brought into a common operation state.
【００２９】次いで、制御手段４は、バルブＶ２を開け
て、第１タンクＴ１下部と第２タンクＴ２下部とを受入
配管Ｌ１およびＬ２を介して連通させる。これにより、
第１タンクＴ１内のＬＮＧは、受入配管Ｌ１およびＬ２
を介して移送される。この移送に際しては、液面レベル
の差を利用した自圧による方法の他、ポンプ等を用いて
行うようにしてもよい。Next, the control means 4 opens the valve V2 to connect the lower part of the first tank T1 and the lower part of the second tank T2 via the receiving pipes L1 and L2. This allows
LNG in the first tank T1 is provided with receiving pipes L1 and L2.
Transported via This transfer may be performed using a pump or the like in addition to the method using self-pressure utilizing the difference in liquid level.
【００３０】なお、第１コンプレッサＣ１の稼働を停止
してバルブＶ３を開くことに伴い、第２コンプレッサＣ
２を稼働させる。これにより、第１タンクＴ１および第
２タンクＴ２のＢＯＧは、受入配管Ｌ６およびＬ７を介
して払い出される。なお、第１タンクＴ１から第２タン
クＴ２へのＬＮＧの移送時には、受入時と比較してＢＯ
Ｇ発生量が少ないため、保冷時に使用される第２コンプ
レッサＣ２を用いても問題はない。The operation of the first compressor C1 is stopped and the valve V3 is opened, so that the second compressor C1
Run 2 Thereby, the BOG of the first tank T1 and the second tank T2 is discharged through the receiving pipes L6 and L7. In addition, when LNG is transferred from the first tank T1 to the second tank T2, BONG is compared to when receiving LNG.
Since the amount of G generated is small, there is no problem even if the second compressor C2 used at the time of keeping cold is used.
【００３１】そして、ＬＮＧの保冷時では、従来技術で
説明のように、タンク容量の０．０７％として２基のタ
ンク合計で２〜３ｔ／ｈ程度であることから、容量が４
ｔ／ｈの第２コンプレッサＣ２の容量によりＢＯＧが適
正にタンクから払い出され、設計圧力が１５００ｍｍＡ
ｑの第２タンクＴ２に負担をかけることはない。なお、
貯蔵されたＬＮＧは、ポンプＰを稼働させることによ
り、払出配管Ｌ３およびＬ４を介して第１タンクＴ１お
よび第２タンクＴ２から適宜払い出される。When the LNG is kept cool, the capacity of the two tanks is about 2 to 3 t / h assuming that the tank capacity is 0.07%, as described in the prior art.
BOG is properly discharged from the tank by the capacity of the second compressor C2 of t / h, and the design pressure is 1500 mmA.
There is no burden on the second tank T2 of q. In addition,
The stored LNG is appropriately discharged from the first tank T1 and the second tank T2 via the discharge pipes L3 and L4 by operating the pump P.
【００３２】ここで、設計圧力を高めた第１タンクＴ１
によってＢＯＧの一部を吸収することを概略説明する。
なお、ＬＮＧの液密度を４５０ｋｇ／ｍ3、タンカー１
の積載量を１２５，０００ｍ3とし、これを１２時間で
受け入れるものとする（時間あたり受入量：１０，５０
０ｍ3／ｈ）。Here, the first tank T1 whose design pressure is increased
Absorbing a part of the BOG will be briefly described.
The liquid density of LNG was 450 kg / m 3 ,
Is assumed to be 125,000 m 3 , which is to be received in 12 hours (amount received per hour: 10,50).
0 m 3 / h).
【００３３】先ず、タンカー１側の飽和圧力を１５００
ｍｍＡｑとして、１５００ｍｍＡｑから３０００ｍｍＡ
ｑへの圧力上昇分のエンタルピ吸収効果によりＢＯＧ処
理量が少なくなると、図２のグラフ図に示すように、１
５００ｍｍＡｑから３０００ｍｍＡｑへの圧量上昇分に
対応するエンタルピ差Δｈ＝０．７５が求められる。従
って、（ＬＮＧ組成にもよるが）吸収量Ｑ（ｋｃａｌ）
は、 Ｑ＝０．７５×（１２５，０００×０．４５×１０3） ＝４２．２×１０6（ｋｃａｌ） となる。First, the saturation pressure on the tanker 1 side is set to 1500
As mmAq, from 1500 mmAq to 3000 mmA
When the BOG processing amount is reduced due to the enthalpy absorption effect of the pressure rise to q, as shown in the graph of FIG.
An enthalpy difference Δh = 0.75 corresponding to the pressure increase from 500 mmAq to 3000 mmAq is obtained. Therefore, the absorption amount Q (kcal) (depending on the LNG composition)
Is as follows: Q = 0.75 × (125,000 × 0.45 × 10 3 ) = 42.2 × 10 6 (kcal)
【００３４】また、ＢＯＧの最大値：４０（ｔ／ｈ）か
らＢＯＧの熱量を計算すると、蒸発潜熱：１２０（ｋｃ
ａｌ／ｋｇ）として、 ４０×１０3×１２０＝４．８×１０6（ｋｃａｌ／
ｈ）：但しピーク値 となる。そして、受入中１２（ｈ）のＢＯＧ発生量Ｑ1
は、 Ｑ1＝２８．８×１０6（ｋｃａｌ） となる。When the calorific value of the BOG is calculated from the maximum value of the BOG: 40 (t / h), the latent heat of vaporization is 120 (kc).
al / kg), 40 × 10 3 × 120 = 4.8 × 10 6 (kcal /
h): However, it becomes the peak value. Then, the BOG generation amount Q 1 of 12 (h) during reception
Is Q 1 = 28.8 × 10 6 (kcal).
【００３５】上記ＱとＱ1とを比較すると、 Ｑ＝４２．２×１０6 ＞ Ｑ1 ＝２８．８×１０6 となり、受入時のＢＯＧ量は、第１タンクＴ１の設計圧
力を３０００ｍｍＡｑと高めることによりカバーでき
る。なお、これら数値は入熱計算を厳密にしたものでは
ない。しかし、受入時の短時間（１２時間）のために従
来のような大容量のコンプレッサを設置しておく必要は
なく、これより小容量の第１コンプレッサＣ１を使用で
きることに変わりない。When the above-mentioned Q and Q 1 are compared, Q = 42.2 × 10 6 > Q 1 = 28.8 × 10 6 , and the BOG amount at the time of reception is such that the design pressure of the first tank T1 is 3000 mmAq. Can be covered by raising. In addition, these numerical values do not strictly calculate the heat input. However, it is not necessary to install a large-capacity compressor as in the past for a short time (12 hours) at the time of receiving, and the first compressor C1 having a smaller capacity can be used.
【００３６】なお、図１に示すものでは第１タンクＴ１
および第２タンクＴ２を１基づつ計２基の貯蔵設備であ
るが、これに限定するものではなく、例えば第１タンク
Ｔ１を複数基設置するものであってもよい。例えば、上
記計算時のようにタンカー１の積載量が１２５，０００
ｋｌとすると、その全積載量を１基の第１タンクＴ１
（容量：８０，０００ｋｌ）に入れることはできないた
め、このような場合に対応するため、第１タンクＴ１を
複数基設置してもよい。ただし、第１タンクＴ１および
第２タンクＴ２の容量は任意であり、１４０，０００ｋ
ｌや２００，０００ｋｌなど適宜設定される。In the case shown in FIG. 1, the first tank T1
And two storage tanks, one each for the second tank T2. However, the present invention is not limited to this. For example, a plurality of the first tanks T1 may be installed. For example, as in the above calculation, the loading capacity of the tanker 1 is 125,000.
kl, the total loading capacity is one first tank T1
(Capacity: 80,000 kl), a plurality of first tanks T1 may be provided to cope with such a case. However, the capacities of the first tank T1 and the second tank T2 are arbitrary and 140,000 k
1 and 200,000 kl are appropriately set.
【００３７】また、本発明は、流体としてＬＮＧに限定
するものではなく、その他にＬＰＧやエチレンなど、タ
ンカーなどから受け入れて貯蔵されるものであれば、適
用可能である。さらに、前記した実施形態において示し
た各構成部材の諸形状や寸法、あるいは、組み合わせ等
は一例であって、設計要求等に基づき種々変更可能であ
る。The present invention is not limited to LNG as a fluid, but may be applied to any other fluid such as LPG or ethylene which is received from a tanker and stored. Furthermore, the shapes, dimensions, combinations, and the like of the respective constituent members shown in the above-described embodiment are merely examples, and can be variously changed based on design requirements and the like.
【００３８】[0038]
【発明の効果】以上説明したように、請求項１に係る流
体受入方法は、流体を受け入れる際、先ず設計圧力の高
い第１タンクに流体が送り込まれるため、受入時に発生
する大量のＢＯＧを第１タンクの設計圧力で吸収でき
る。従って、全タンクの設計圧力を高めたり、大容量の
コンプレッサを多く設置する必要がなく、流体の受入を
適切に行いながらも設備全体の建造コストを低減するこ
とができる。請求項２に係る流体受入方法は、流体受入
時において、第１タンクに接続された第１コンプレッサ
を稼働させるため、大容量の第１コンプレッサを第１タ
ンクにのみ接続して配置すればよく、従来と比較して容
量が小さなコンプレッサを設置すれば足り、設備全体の
建造コストを低減させることができる。請求項３に係る
流体受入方法は、ＢＯＧによる第１タンク内の圧力変化
をモニタし、流体受入後、第１タンク内の圧力が第２タ
ンクの設計圧力まで下がったときに流体の移送を開始す
るため、設計圧力の低い第２タンクに負担をかけること
なく第２タンクへの流体の移送を確実に行うことがで
き、しかも流体受入のオートメーション化に対応するこ
とができる。請求項４に係る流体貯蔵設備は、流体受入
手段によって設計圧力の高い第１タンクに一旦流体を送
り込むように構成されるため、受入時に発生する大量の
ＢＯＧを第１タンクの設計圧力で吸収可能となり、全タ
ンクの設計圧力を高めたり、大容量のコンプレッサを多
く設置する必要がなく、設備全体の建造コストを低減す
ることができる。請求項５に係る流体貯蔵設備は、流体
受入時において、第１タンクに接続された第１コンプレ
ッサを稼働させるため、大容量の第１コンプレッサを第
１タンクにのみ接続して配置すればよく、高価な第１コ
ンプレッサの設置台数減少により、設備全体の建造コス
トを低減させることができる。請求項６に係る流体貯蔵
設備は、制御手段によって流体の受入時に第１タンクへ
の流路が確保されるため、受入段階の流体が誤って第２
タンクに送られることを防ぐことができ、流体の受入を
適切に行うことができる。請求項７に係る流体貯蔵設備
は、制御手段がＢＯＧによる第１タンク内の圧力変化を
モニタし、流体受入後、第１タンク内の圧力が第２タン
クの設計圧力まで下がったときに開閉手段を開いて第２
タンクへの流体の移送を開始するため、設計圧力の低い
第２タンクに負担をかけることなく流体の移送を行うこ
とができ、しかも流体受入のオートメーション化に対応
することができる。As described above, in the fluid receiving method according to the first aspect of the present invention, when the fluid is received, the fluid is first sent to the first tank having a high design pressure, so that a large amount of BOG generated at the time of receiving is discharged. It can be absorbed by the design pressure of one tank. Therefore, it is not necessary to increase the design pressure of all the tanks or to install many large-capacity compressors, and it is possible to reduce the construction cost of the entire equipment while appropriately receiving the fluid. In the fluid receiving method according to the second aspect, at the time of receiving the fluid, the first compressor connected to the first tank may be operated, so that the large-capacity first compressor may be connected to the first tank and disposed. It is sufficient to install a compressor having a smaller capacity than in the past, and the construction cost of the entire equipment can be reduced. The fluid receiving method according to the third aspect monitors a pressure change in the first tank due to the BOG, and starts the transfer of the fluid when the pressure in the first tank decreases to the design pressure of the second tank after receiving the fluid. Therefore, it is possible to reliably transfer the fluid to the second tank without placing a burden on the second tank having a low design pressure, and it is possible to cope with automation of fluid reception. The fluid storage facility according to claim 4 is configured so that the fluid is once fed into the first tank having a high design pressure by the fluid receiving means, so that a large amount of BOG generated at the time of receiving can be absorbed by the design pressure of the first tank. Therefore, there is no need to increase the design pressure of all tanks or install many large-capacity compressors, and it is possible to reduce the construction cost of the entire equipment. In the fluid storage facility according to claim 5, at the time of fluid reception, the first compressor connected to the first tank is operated, and therefore, a large-capacity first compressor may be connected and arranged only to the first tank, Due to the reduction in the number of expensive first compressors installed, the construction cost of the entire equipment can be reduced. In the fluid storage facility according to claim 6, since the flow path to the first tank is secured by the control means at the time of receiving the fluid, the fluid at the receiving stage is erroneously stored in the second tank.
It can be prevented from being sent to the tank, and the fluid can be properly received. 8. The fluid storage facility according to claim 7, wherein the control means monitors a pressure change in the first tank due to the BOG, and when the pressure in the first tank decreases to the design pressure of the second tank after receiving the fluid, the opening / closing means. Open the second
Since the transfer of the fluid to the tank is started, the fluid can be transferred without imposing a burden on the second tank having a low design pressure, and the automation of fluid reception can be supported.
【図１】 本発明に係る流体貯蔵設備の実施形態を示す
模式図である。FIG. 1 is a schematic diagram showing an embodiment of a fluid storage facility according to the present invention.
【図２】 圧力とエンタルピとの関係を示すグラフ図で
ある。FIG. 2 is a graph showing a relationship between pressure and enthalpy.
【図３】 従来の流体貯蔵設備を示す模式図である。FIG. 3 is a schematic diagram showing a conventional fluid storage facility.
Ｔ１ 第１タンク Ｔ２ 第２タンク Ｃ１ 第１コンプレッサ Ｃ２ 第２コンプレッサ Ｌ１，Ｌ２ 受入配管（連通路） Ｌ３，Ｌ４ 払出配管 Ｌ５，Ｌ６，Ｌ７ ガス配管 Ｖ１，Ｖ２ バルブ（開閉手段） ４ 制御手段 ５ 圧力センサ T1 first tank T2 second tank C1 first compressor C2 second compressor L1, L2 receiving pipe (communication path) L3, L4 discharging pipe L5, L6, L7 gas pipe V1, V2 valve (opening / closing means) 4 control means 5 pressure Sensor
Claims (7)
１タンクより設計圧力の低い第２タンクとで構成される
貯蔵設備に流体を受け入れる方法であって、 流体を前記第１タンクに受け入れた後に前記第２タンク
に移送することを特徴とする流体受入方法。1. A method for receiving a fluid in a storage facility comprising a first tank having a higher design pressure and a second tank having a lower design pressure than the first tank, wherein the fluid is supplied to the first tank. A fluid receiving method, wherein the fluid is transferred to the second tank after receiving.
される第１コンプレッサと、前記第１タンクおよび前記
第２タンクの双方に接続されかつ前記第１コンプレッサ
より容量の小さい第２コンプレッサとを備え、 前記第１タンクに流体を受け入れる際は前記第１コンプ
レッサを稼働させ、前記第１タンク内において流体から
生じるガスを払い出し、 前記第２タンクに流体を移送した後は、前記第２コンプ
レッサを稼働させ、前記第１タンク内および前記第２タ
ンク内の双方において流体から生じるガスを払い出すこ
とを特徴とする請求項１記載の流体受入方法。2. The storage facility includes a first compressor connected to the first tank, and a second compressor connected to both the first tank and the second tank and having a smaller capacity than the first compressor. When receiving the fluid in the first tank, the first compressor is operated, gas generated from the fluid is discharged in the first tank, and after transferring the fluid to the second tank, the second compressor is provided. 2. The method according to claim 1, wherein a gas generated from the fluid is discharged in both the first tank and the second tank.
力を検出し、当該検出圧力が所定値を下回ったときに前
記第２タンクへの流体の移送を行うことを特徴とする請
求項１または２記載の流体受入方法。3. The method according to claim 1, wherein a pressure in the first tank receiving the fluid is detected, and when the detected pressure falls below a predetermined value, the fluid is transferred to the second tank. Or the fluid receiving method according to 2.
の第１タンクと、 当該第１タンクより設計圧力を低くして建造された流体
貯蔵用の第２タンクと、 前記第１タンクから前記第２タンクへ流体を移送するた
めの連通路と、 当該連通路の開閉を行う開閉手段と、 当該開閉手段を閉じた状態で流体を前記第１タンクに送
り込む流体受入手段とを備えることを特徴とする流体貯
蔵設備。4. A first tank for fluid storage constructed by increasing the design pressure, a second tank for fluid storage constructed by lowering the design pressure from the first tank, and: A communication path for transferring fluid to the second tank; opening and closing means for opening and closing the communication path; and a fluid receiving means for sending fluid to the first tank with the opening and closing means closed. Features fluid storage equipment.
の第１コンプレッサと、前記第１タンクおよび前記第２
タンクの双方に接続されかつ前記第１コンプレッサより
容量の小さいガス払出用の第２コンプレッサと、前記第
１コンプレッサおよび前記第２コンプレッサのいずれか
一方を駆動状態とする切替手段とを備えることを特徴と
する請求項４記載の流体貯蔵設備。5. A gas discharging first compressor connected to the first tank, the first tank and the second tank.
A gas discharge second compressor connected to both of the tanks and having a smaller capacity than the first compressor, and switching means for driving one of the first compressor and the second compressor in a driving state. The fluid storage facility according to claim 4, wherein
１タンクに送り込むときに前記開閉手段を閉状態にする
制御手段を備えることを特徴とする請求項４または５記
載の流体貯蔵設備。6. The fluid storage facility according to claim 4, further comprising control means for closing the opening / closing means when the fluid is sent into the first tank by the fluid receiving means.
力値に基づいて、当該圧力値が所定値を下回ったときに
前記開閉手段を開状態にすることを特徴とする請求項６
記載の流体貯蔵設備。7. The control device according to claim 6, wherein the control unit opens the opening / closing unit based on a pressure value in the first tank when the pressure value falls below a predetermined value.
A fluid storage facility as described.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8223598A JPH11280996A (en) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Fluid receiving method and fluid storage equipment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8223598A JPH11280996A (en) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Fluid receiving method and fluid storage equipment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11280996A true JPH11280996A (en) | 1999-10-15 |
Family
ID=13768754
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP8223598A Pending JPH11280996A (en) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Fluid receiving method and fluid storage equipment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11280996A (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2010164150A (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-29 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Control device and control method of fluid receiving facility |
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-
1998
- 1998-03-27 JP JP8223598A patent/JPH11280996A/en active Pending
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