JPH0424598B2 - - Google Patents
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- JPH0424598B2 JPH0424598B2 JP59165628A JP16562884A JPH0424598B2 JP H0424598 B2 JPH0424598 B2 JP H0424598B2 JP 59165628 A JP59165628 A JP 59165628A JP 16562884 A JP16562884 A JP 16562884A JP H0424598 B2 JPH0424598 B2 JP H0424598B2
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- JP
- Japan
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- lng
- tank
- tanker
- pressure
- unloading
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-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
- F17C2201/01—Shape
- F17C2201/0104—Shape cylindrical
- F17C2201/0109—Shape cylindrical with exteriorly curved end-piece
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
- F17C2201/01—Shape
- F17C2201/0128—Shape spherical or elliptical
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
- F17C2205/01—Mounting arrangements
- F17C2205/0153—Details of mounting arrangements
- F17C2205/018—Supporting feet
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Ship Loading And Unloading (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】
技術分野
本発明は、コースタルLNGタンカーにより一
次基地より運搬されてくるLNGを揚荷して陸上
のLNG貯槽に受入れて貯蔵して需要先に分配す
るLNG二次基地におけるLNGの揚荷方法に関す
る。
次基地より運搬されてくるLNGを揚荷して陸上
のLNG貯槽に受入れて貯蔵して需要先に分配す
るLNG二次基地におけるLNGの揚荷方法に関す
る。
従来技術
LNGの生産地における液化、生産地より消費
地への海上輸送及び消費地での気化を含む一連の
システムの設備及び運転には膨大な資金を必要と
し、その処理量が多くなる程単位量当りのコスト
が逓減することと、LNGの性質上輸入した量が
確実に消費され、LNGタンカーの運航計画に基
く受入基地への入港時にそのLNGを受入れるべ
き陸上タンクが空槽になつていなければならない
こと等の諸条件から、現在わが国ではLNGの輸
入は大手ガス会社と電力会社に限定され、都市ガ
ス又は電力の形で消費者に送られて利用されてい
る。
地への海上輸送及び消費地での気化を含む一連の
システムの設備及び運転には膨大な資金を必要と
し、その処理量が多くなる程単位量当りのコスト
が逓減することと、LNGの性質上輸入した量が
確実に消費され、LNGタンカーの運航計画に基
く受入基地への入港時にそのLNGを受入れるべ
き陸上タンクが空槽になつていなければならない
こと等の諸条件から、現在わが国ではLNGの輸
入は大手ガス会社と電力会社に限定され、都市ガ
ス又は電力の形で消費者に送られて利用されてい
る。
しかし、１つのLNG輸入プロジエクトになり
うるだけの纒つた量には達しないが、ある程度の
経常的な消費が見込まれる地方の都市ガス事業や
製鉄所等へのLNGの供給のため、海外からの
LNGの１次受入基地から分配を受けて消費者に
供給するLNG2次受入基地が種々計画されてい
る。
うるだけの纒つた量には達しないが、ある程度の
経常的な消費が見込まれる地方の都市ガス事業や
製鉄所等へのLNGの供給のため、海外からの
LNGの１次受入基地から分配を受けて消費者に
供給するLNG2次受入基地が種々計画されてい
る。
気化された天然ガスは相当の長距離（例えば新
潟・東京間）でも、又海底パイプラインでも輸送
することができるが、LNGの形での輸送はパイ
プラインでは不可能であり、コースタルLNGタ
ンカーによらざるをえない。LNGをコースタル
タンカーで沿岸輸送する場合、防災上の見地から
わが国ではボイルオフガス（以下B.O.Gと略す）
の外気放出は禁止されており、さりとて外航
LNGタンカーのようにB.O.Gを船の機関に燃料
に使用できるように機関の構造を特殊なものにし
たり、又、再液化装置を設けることは、小型のコ
ースタルタンカーでは経済性の面で不可能であ
り、船のLNGを蓄圧式タンク（タイプＣ、２〜
３Kg／cm2）にし、発生したB.O.Gはタンクに蓄圧
されて運ばれることになるものと想定される。し
たがつて、LNG二次基地における揚荷時のB.O.
Gの処理対策は重要な課題となる。
潟・東京間）でも、又海底パイプラインでも輸送
することができるが、LNGの形での輸送はパイ
プラインでは不可能であり、コースタルLNGタ
ンカーによらざるをえない。LNGをコースタル
タンカーで沿岸輸送する場合、防災上の見地から
わが国ではボイルオフガス（以下B.O.Gと略す）
の外気放出は禁止されており、さりとて外航
LNGタンカーのようにB.O.Gを船の機関に燃料
に使用できるように機関の構造を特殊なものにし
たり、又、再液化装置を設けることは、小型のコ
ースタルタンカーでは経済性の面で不可能であ
り、船のLNGを蓄圧式タンク（タイプＣ、２〜
３Kg／cm2）にし、発生したB.O.Gはタンクに蓄圧
されて運ばれることになるものと想定される。し
たがつて、LNG二次基地における揚荷時のB.O.
Gの処理対策は重要な課題となる。
前述の如く、わが国には現在LNG二次基地は
ないが、一般的には、LNG一次基地を小型化し
たようなシステムが考えられている。第２図はそ
の基本フローの一例で、陸上LNGタンク１は常
圧タンクとなつている。コースタルLNGタンカ
ー２のタンク３にB.O.Gが蓄圧されると圧力P1が
上昇すると同時に断熱圧縮により温度T1も上昇
する。陸上のLNGタンク１内には常圧（P2）で
約−160℃（T2）のLNGが貯蔵されている。し
たがつて荷揚げ時には P1＞P2、T1＞T2 の状態となり、温度と圧力の高いコースタルタン
カー２内のLNGを温度と圧力の低い陸上タンク
１中に入れると、陸上タンク１内のLNGは加熱
されて急激に大量のフラツシユガスが発生する。
もつとも、これを防止する方法として揚荷前に船
のLNGを冷却することも考えられるが、設備、
運転コストが高くつき、荷役時間が長くなり経済
的でない。したがつて、陸側で大量のフラツシユ
ガスを処理する必要が生じる。LNGを燃料ガス
として供給するシステムの場合はガスホルダー４
が設けられ、LNGタンク１より経済的に発生す
るB.O.Gを常温に加熱してガスホルダー４に送り
込むためにB.O.Gヒーター５及びB.O.Gコンプレ
ツサー６をLNGタンク１の頂部からガスホルダ
ー４に至る配管に設けているが、揚荷時発生する
大量のフラツシユガスをこの装置でガスホルダー
４に回収するようにした場合は、B.O.Gヒーター
５、B.O.Gコンプレツサー６、ガスホルダー４を
一時の荷役時の処理だけのために大きくする必要
があり設備費が高くなる欠点がある。これによつ
ても処理し切れないガスはフレアスタツク７に導
いて大気中で燃焼する。又コースタルタンカー２
のLNGタンク３内の圧力P1を保持するため陸上
タンク１内のB.O.Gの一部はリターンブロワ８に
よりコースタルタンカー２のLNGタンク３に移
送される。又、陸上LNGタンク１中のLNGは移
送ポンプ９、LNG気化器１０を経て気化されガ
スホルダー４に移送されて貯蔵され、需要先にガ
スとして供給される。
ないが、一般的には、LNG一次基地を小型化し
たようなシステムが考えられている。第２図はそ
の基本フローの一例で、陸上LNGタンク１は常
圧タンクとなつている。コースタルLNGタンカ
ー２のタンク３にB.O.Gが蓄圧されると圧力P1が
上昇すると同時に断熱圧縮により温度T1も上昇
する。陸上のLNGタンク１内には常圧（P2）で
約−160℃（T2）のLNGが貯蔵されている。し
たがつて荷揚げ時には P1＞P2、T1＞T2 の状態となり、温度と圧力の高いコースタルタン
カー２内のLNGを温度と圧力の低い陸上タンク
１中に入れると、陸上タンク１内のLNGは加熱
されて急激に大量のフラツシユガスが発生する。
もつとも、これを防止する方法として揚荷前に船
のLNGを冷却することも考えられるが、設備、
運転コストが高くつき、荷役時間が長くなり経済
的でない。したがつて、陸側で大量のフラツシユ
ガスを処理する必要が生じる。LNGを燃料ガス
として供給するシステムの場合はガスホルダー４
が設けられ、LNGタンク１より経済的に発生す
るB.O.Gを常温に加熱してガスホルダー４に送り
込むためにB.O.Gヒーター５及びB.O.Gコンプレ
ツサー６をLNGタンク１の頂部からガスホルダ
ー４に至る配管に設けているが、揚荷時発生する
大量のフラツシユガスをこの装置でガスホルダー
４に回収するようにした場合は、B.O.Gヒーター
５、B.O.Gコンプレツサー６、ガスホルダー４を
一時の荷役時の処理だけのために大きくする必要
があり設備費が高くなる欠点がある。これによつ
ても処理し切れないガスはフレアスタツク７に導
いて大気中で燃焼する。又コースタルタンカー２
のLNGタンク３内の圧力P1を保持するため陸上
タンク１内のB.O.Gの一部はリターンブロワ８に
よりコースタルタンカー２のLNGタンク３に移
送される。又、陸上LNGタンク１中のLNGは移
送ポンプ９、LNG気化器１０を経て気化されガ
スホルダー４に移送されて貯蔵され、需要先にガ
スとして供給される。
発明が解決しようとする問題点
本発明は、LNG二次基地システムとして従来
LNG一次基地システムで採用されているのと概
ね同様のシステムを採用した場合の上述の問題点
にかんがみ、揚荷時のフラツシユガスの発生量が
抑制され、このガスを処理するための設備能力を
さほど増大する必要がなく、荷役作業が容易でか
つ荷役作業時間が短かくなるLNG二次基地にお
けるLNGの揚荷方法を供給することを目的とす
る。
LNG一次基地システムで採用されているのと概
ね同様のシステムを採用した場合の上述の問題点
にかんがみ、揚荷時のフラツシユガスの発生量が
抑制され、このガスを処理するための設備能力を
さほど増大する必要がなく、荷役作業が容易でか
つ荷役作業時間が短かくなるLNG二次基地にお
けるLNGの揚荷方法を供給することを目的とす
る。
問題点を解決するための手段
本発明は、上記の問題点を解決するため、陸上
のLNGタンクをコースタルLNGタンカーのタン
クの貯蔵圧力以上に加圧可能な加圧タンクとし、
その内部の圧力を上記のコースタルLNGタンカ
ーのタンク内圧力より大きい圧力にし揚荷するよ
うにしたことを特徴とする。
のLNGタンクをコースタルLNGタンカーのタン
クの貯蔵圧力以上に加圧可能な加圧タンクとし、
その内部の圧力を上記のコースタルLNGタンカ
ーのタンク内圧力より大きい圧力にし揚荷するよ
うにしたことを特徴とする。
作 用
LNG二次基地におけるLNGの揚荷方法をこの
ようにしたことにより、コースタルタンカーの
LNGタンク内のLNGを同タンク内のポンプによ
り温度圧力がこれよりも充分高い陸上のLNGタ
ンク内に揚荷した場合フラツシユガスの発生量が
抑制され、このガスをガスホルダーに入れるため
のB.O.Gヒータ及びB.O.Gコンプレツサーの容量
の増加量を小さくすることができる。さらに陸上
LNGタンクの内部の圧力がコースタルタンカー
のタンクの内部の圧力より高いので、陸上タンク
からB.O.Gを船内のタンクに戻すためのリターン
ブロワ及び陸上LNGタンク内のLNGをLNG気化
器に供給するための移送ポンプを省略することが
可能となる。
ようにしたことにより、コースタルタンカーの
LNGタンク内のLNGを同タンク内のポンプによ
り温度圧力がこれよりも充分高い陸上のLNGタ
ンク内に揚荷した場合フラツシユガスの発生量が
抑制され、このガスをガスホルダーに入れるため
のB.O.Gヒータ及びB.O.Gコンプレツサーの容量
の増加量を小さくすることができる。さらに陸上
LNGタンクの内部の圧力がコースタルタンカー
のタンクの内部の圧力より高いので、陸上タンク
からB.O.Gを船内のタンクに戻すためのリターン
ブロワ及び陸上LNGタンク内のLNGをLNG気化
器に供給するための移送ポンプを省略することが
可能となる。
実施例
第１図は、本発明の揚荷方法が適用される
LNG二次基地システムの基本フローの一例を第
２図に示す従来の考え方の例と比較して示す図で
ある。
LNG二次基地システムの基本フローの一例を第
２図に示す従来の考え方の例と比較して示す図で
ある。
この実施例では、陸上LNGタンク１１は、コ
ースタルタンカー２のLNGガスの貯蔵圧力P1以
上に加圧可能な加圧タンクとされている。
ースタルタンカー２のLNGガスの貯蔵圧力P1以
上に加圧可能な加圧タンクとされている。
陸上LNGタンク１１よりB.O.Gをコースタル
タンカー２のLNGタンク３に戻す配管にはリタ
ーンブロワ８は設けられておらず、又、陸上
LNGタンク内のLNGを気化するためのLNG気化
器１０に移送する配管には移送ポンプ９は設けら
れていない。又、陸上LNGタンク１１内のB.O.
Gヒータ５及びB.O.Gコンプレツサー６の能力は
第２図に示す例の場合よりも小さくすることがで
きる。
タンカー２のLNGタンク３に戻す配管にはリタ
ーンブロワ８は設けられておらず、又、陸上
LNGタンク内のLNGを気化するためのLNG気化
器１０に移送する配管には移送ポンプ９は設けら
れていない。又、陸上LNGタンク１１内のB.O.
Gヒータ５及びB.O.Gコンプレツサー６の能力は
第２図に示す例の場合よりも小さくすることがで
きる。
この実施例のLNG二次基地におけるLNGの揚
荷方法の作用は既に作用の項で述べたことより明
らかである。
荷方法の作用は既に作用の項で述べたことより明
らかである。
効 果
以上の如く、本発明によれば、LNG二次基地
でのコースタルLNGタンカーより陸上LNGタン
クへの揚荷時のフラツシユガスの発生量を抑制
し、ガス処理のための設備の能力を小さくするこ
とができ、又陸上LNGタンクからLNG、ガスを
移送するための機器の一部を省略することができ
るのでコストを低減させることができ、又荷役作
業が容易になり作業時間を短縮することができ
る。
でのコースタルLNGタンカーより陸上LNGタン
クへの揚荷時のフラツシユガスの発生量を抑制
し、ガス処理のための設備の能力を小さくするこ
とができ、又陸上LNGタンクからLNG、ガスを
移送するための機器の一部を省略することができ
るのでコストを低減させることができ、又荷役作
業が容易になり作業時間を短縮することができ
る。
第１図は本発明のLNGの揚荷方法が適用され
るLNG二次基地システムの一例の概要を示す図
式図、第２図は従来の考え方に基くLNG二次基
地システムの概要を示す図式図である。 ２…コースタルLNGタンカー、３…LNGタン
ク、４…ガスホルダー、５…B.O.Gヒータ、６…
B.O.Gコンプレツサー、８…リターンブロワ、９
…移送ポンプ、１０…LNG気化器、１１…陸上
LNGタンク（本発明による）。
るLNG二次基地システムの一例の概要を示す図
式図、第２図は従来の考え方に基くLNG二次基
地システムの概要を示す図式図である。 ２…コースタルLNGタンカー、３…LNGタン
ク、４…ガスホルダー、５…B.O.Gヒータ、６…
B.O.Gコンプレツサー、８…リターンブロワ、９
…移送ポンプ、１０…LNG気化器、１１…陸上
LNGタンク（本発明による）。
Claims (1)
- １ 蓄圧タンク方式のコースタルLNGタンカー
により運搬されてくるLNGを揚荷し陸上のLNG
タンクに受入れて貯蔵し需要先に分配するLNG
二次基地におけるLNG揚荷方法において、上記
の陸上のLNGタンクを上記のコースタルLNGタ
ンカーのタンクの貯蔵圧力以上に加圧可能な加圧
タンクとし、その内部の圧力を上記のコースタル
LNGタンカーのタンク内圧力より大きい圧力に
し揚荷するようにしたことを特徴とするLNGの
揚荷方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59165628A JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Ｌｎｇ二次基地におけるｌｎｇの揚荷方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59165628A JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Ｌｎｇ二次基地におけるｌｎｇの揚荷方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS6145837A JPS6145837A (ja) | 1986-03-05 |
| JPH0424598B2 true JPH0424598B2 (ja) | 1992-04-27 |
Family
ID=15815972
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP59165628A Granted JPS6145837A (ja) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Ｌｎｇ二次基地におけるｌｎｇの揚荷方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS6145837A (ja) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6112528A (en) * | 1998-12-18 | 2000-09-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers |
| KR100805022B1 (ko) * | 2007-02-12 | 2008-02-20 | 대우조선해양 주식회사 | Ｌｎｇ 운반선용 ｌｎｇ 저장탱크 및 이를 이용한 증발가스처리 방법 |
| JP5583820B2 (ja) * | 2013-05-16 | 2014-09-03 | 中国電力株式会社 | 液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法 |
| CN111094121B (zh) * | 2017-09-01 | 2022-06-14 | 三星重工业有限公司 | 加压型用于输送液体货物的装置和方法 |
| FR3117086B1 (fr) | 2020-12-03 | 2023-12-08 | Gaztransport Et Technigaz | Procédé et système d’aide à la gestion d’un navire de transport de gaz liquéfié du type consommant du gaz d’évaporation pour sa propulsion |
| JP7719707B2 (ja) * | 2021-12-10 | 2025-08-06 | 川崎重工業株式会社 | 液化ガスの荷役方法および液化ガスの荷役システム |
| JP2025152456A (ja) * | 2024-03-28 | 2025-10-09 | 大陽日酸株式会社 | 液化ガス充填システム及び液化ガスの充填方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5761898A (en) * | 1980-09-30 | 1982-04-14 | Ishii Tekkosho:Kk | Reliquefaction for vapor gas |
-
1984
- 1984-08-09 JP JP59165628A patent/JPS6145837A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS6145837A (ja) | 1986-03-05 |
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