JPS5997399A - Liquid feed line pre-cooling method for lng storage apparatus - Google Patents
Liquid feed line pre-cooling method for lng storage apparatusInfo
- Publication number
- JPS5997399A JPS5997399A JP57205895A JP20589582A JPS5997399A JP S5997399 A JPS5997399 A JP S5997399A JP 57205895 A JP57205895 A JP 57205895A JP 20589582 A JP20589582 A JP 20589582A JP S5997399 A JPS5997399 A JP S5997399A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- lng
- liquid supply
- supply line
- gas
- boil
- 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
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 238000001816 cooling Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 abstract 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010575 Pueraria lobata Nutrition 0.000 description 1
- 241000219781 Pueraria montana var. lobata Species 0.000 description 1
- 241000270295 Serpentes Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
【発明の詳細な説明】 本発明はＬＮＧ貯蔵設備に係る。[Detailed description of the invention] The present invention relates to LNG storage equipment.
第１図は従来法の態様を示す図である。第１図において
、ＬＮＧタンク１内のＬＮＧを消費しつつある状態を想
定すると２次のようになる。FIG. 1 is a diagram showing an aspect of the conventional method. In FIG. 1, assuming a state in which the LNG in the LNG tank 1 is being consumed, the situation will be as follows.
すなわち、ＬＮＧの消費過程ではＬＮＧタンクｌの底部
近くに連結している弁８を開、弁４を開、弁１７を閉の
状態にしたまま、ＬＮＧ″はポンプ２によってくみ出し
供給液１０としてまた当該タンクｌ内で蒸発したＬＮＧ
はコンプレッサ２０を介してボイルオフガス、１１とし
てそれぞれ消費設備に供給されている。またこのときの
液面レベルは、ＬＮＧタンクｌおよび給液ライン９とも
に記号１６で示す位置にある。従って、ＬＮ、Ｇの消費
過程では、ＬＮＧタンクへの給液ライン９の液面レベル
１６から給液ノズル１２に至る区間はボイルオフガスは
含むがＬＮＧは含まないため、外気からの熱侵入によっ
て常温近くまで昇温した状態となっている。That is, in the LNG consumption process, the LNG'' is pumped out by the pump 2 and supplied as the supply liquid 10 while keeping the valve 8 connected near the bottom of the LNG tank 1 open, the valve 4 open, and the valve 17 closed. LNG evaporated in the tank
is supplied to the consuming equipment as boil-off gas and 11 via a compressor 20, respectively. Further, the liquid level at this time is at the position indicated by symbol 16 in both the LNG tank 1 and the liquid supply line 9. Therefore, in the LN and G consumption process, the section from the liquid level 16 of the liquid supply line 9 to the liquid supply nozzle 12 to the LNG tank contains boil-off gas but not LNG, so the area reaches room temperature due to heat intrusion from the outside air. The temperature has risen to almost the same level.
そこで、上述のような給液ライン９が冷却されていない
状態から、ＬＮＧタンクへのＬＮＧ充填操作開始するに
当っては、ＬＮＧが上ζ、給液ライン９を通過する際に
一挙に多量のボイルオフガスを発生しないようにする必
要がある。Therefore, when starting the LNG filling operation into the LNG tank from the state where the liquid supply line 9 is not cooled as described above, it is necessary to prevent a large amount of LNG from flowing at once as it passes through the liquid supply line 9. It is necessary to avoid generating boil-off gas.
すなわちＬＮＧ充永過程では、弁３を閉、弁４．１７．
５をそれぞれ開とし、ＬＮＧタンカー＋ λ
７にあるＬＮＧをロープインクアーム６、ＬＮＧパイプ
ライン８さらに給液ライン９を経由して、給液ノズル１
２の先端からＬＮＧタンク１に供給するが、前述のよう
に給液ライン９が予冷されていないた・めに給液開始当
初から多量のＬＮＧを送り込むと、ＬＮＧの激しい突沸
が起り当該配管のほか隣接する配管、ＬＮＧタン°りお
よびボイルオフガス・コンプレッサ２０に対して内圧の
上昇、脈動、振動、衝撃、過負荷などの悪影響を及ぼす
。これらの現象を防止するため従来は、給液開始当初は
徐々にＬｉＮＧを送り込み、前記給液ライン９の予冷操
作に長時間を要していた。That is, in the LNG charging process, valve 3 is closed and valves 4, 17.
5 are opened, and the LNG in the LNG tanker +
However, since the liquid supply line 9 is not pre-cooled as mentioned above, if a large amount of LNG is fed from the beginning of the liquid supply, violent bumping of LNG will occur and the pipe will be damaged. In addition, the adjacent piping, LNG tank, and boil-off gas compressor 20 are adversely affected by increased internal pressure, pulsation, vibration, shock, and overload. In order to prevent these phenomena, conventionally, LiNG was gradually fed in at the beginning of liquid supply, and the precooling operation of the liquid supply line 9 required a long time.
本発明は上述の従来法の欠点を解−決したもので、ＬＮ
Ｇの消費過程の段階から、前述の給液ライン９を予冷し
ておく方法に関する。本発明の方法は、ＬＮＧタンクｌ
の内部のＬＮＧを用いて常に給液ラインを冷却しておく
もので、従ってＬＮＧタンクへの充填操作を開始するに
あたって従来長時間を要して予冷を行なう、必要がなく
、ＬＮＧの突沸を生じさせないで直ちにＬＮＧ充填の開
始が可能となるようにしたものである。The present invention solves the above-mentioned drawbacks of the conventional method.
The present invention relates to a method of pre-cooling the liquid supply line 9 from the stage of G consumption process. The method of the present invention is based on the LNG tank l
The liquid supply line is constantly cooled using the LNG inside the tank.Therefore, there is no need for pre-cooling, which conventionally takes a long time, before starting the filling operation into the LNG tank, which can cause LNG bumping. This makes it possible to immediately start LNG filling without having to do so.
すなわち２本発明はＬＮＧタンカー等からＬＮＧを移送
してＬＮＧ貯蔵タンクへ充填するための給液ラインにお
いて、ＬＮ−Ｇ充填操作に先だって実施する当該給液ラ
インの予冷操作として、ＬＮＧ貯蔵タンク底部と当該給
液ラインとを連通させてＬＮＧを給液ラインに導（と共
に。In other words, the present invention provides, in a liquid supply line for transferring LNG from an LNG tanker or the like and filling it into an LNG storage tank, as a pre-cooling operation of the liquid supply line performed prior to the LNG filling operation, the bottom part of the LNG storage tank and The LNG is introduced into the liquid supply line by communicating with the liquid supply line.
ボイルオフガスを給液ライン中のＬＮＧ内部に吹き込ん
で詮無を発生させ、当冷気を接液部以外の給液ラインに
流通させることを特徴とするＬＮＧ貯蔵設備の給液ライ
ン予冷方法であり。This is a method for pre-cooling a liquid supply line of an LNG storage facility, which is characterized by blowing boil-off gas into the inside of LNG in a liquid supply line to generate a sludge, and circulating the cooled air to a liquid supply line other than a part in contact with the liquid.
次のような特徴がある。It has the following characteristics:
■ ボイルオフガス１９をコンプレ、す１８を介して、
給液ライン９の下部でかつＬＮＧ液面レベル１６より−
も低い位置から注入することによって、十分冷たいボイ
ルオフガスを得、これを給液ライン９に流通することに
よって、当該給液ライン９を予冷すること。■ Boil-off gas 19 is compressed and passed through 18.
At the bottom of the liquid supply line 9 and below the LNG liquid level 16 -
By injecting the gas from a low position, sufficiently cold boil-off gas is obtained, and by circulating this gas through the liquid supply line 9, the liquid supply line 9 is precooled.
■ 上記０）の冷却源が、ＬＮＧタンク内のＬＮＧであ
ること。■ The cooling source in 0) above is LNG in the LNG tank.
■ −Ｅ記■のボイルオフカスがＬＮＧタンク内にある
。又は当該タンクで発生したボイルオフガスであること
。■ The boil-off waste from -E note ■ is in the LNG tank. Or boil-off gas generated in the tank concerned.
■ 上記■の予冷操作を、ＬＮＧの消費過程段階で実施
しておくこと。■ The pre-cooling operation described in (■) above must be performed during the LNG consumption process.
■ −Ｆ記■〜■の操作によって、当該給液ライン９で
ＬＮＧの突沸の危険性なく、直ちにＬＮＧタンカーから
ＬＮＧタンクへのＬＮＧの充填を開始できること。(2) Filling of LNG from the LNG tanker to the LNG tank can be started immediately without the risk of LNG bumping in the liquid supply line 9 by performing operations (2) to (2) in -F.
本発明は、ＬＮＧタンクへの給液ラインを容易に予冷す
る方法に関するもので、この実施の態様を第２図および
第８図に基づいて、以下に具体的に説明する。The present invention relates to a method for easily precooling a liquid supply line to an LNG tank, and an embodiment thereof will be specifically described below based on FIGS. 2 and 8.
まづ・第２図の例において、ＬＮＧ消費過程ではＬＮＯ
タンクｌの底部に連結した弁８，４および１７はそれぞ
れ開、開、閉の状態となっているが、この状態において
給液ライン９をＬＮＧの沸点近くまで十分冷却するため
２本発明ではＬＮＧタンク１の−Ｆ部からボイルオフカ
ス１９をとり出し、コンプレッサ１３および弁１４を経
由して、給液ライン９の下部に注入するものである。こ
のとき、ボイルオフカスを注入する位置は、少なくとも
ＬＮＧ液面レベル１６の下方とし。First, in the example shown in Figure 2, in the LNG consumption process, LNO
The valves 8, 4, and 17 connected to the bottom of the tank 1 are open, open, and closed, respectively. In order to sufficiently cool the liquid supply line 9 to near the boiling point of LNG in this state, the two valves 8, 4, and 17 of the present invention The boil-off waste 19 is taken out from the -F section of the tank 1 and injected into the lower part of the liquid supply line 9 via the compressor 13 and valve 14. At this time, the position where the boil-off residue is injected is at least below the LNG liquid level 16.
ＬＮＧ中にボイルオフカスをバブリングすればＬＮＧの
蒸発に伴なう冷却効果によってボイルオフガスは冷却さ
れる。さらに、この冷却されたボイルオフガスは、管内
を流動しながら、当該給液ライン９を冷やしてＬＮＧタ
ンク１に戻る。If boil-off gas is bubbled into LNG, the boil-off gas is cooled by the cooling effect accompanying the evaporation of LNG. Furthermore, this cooled boil-off gas cools the liquid supply line 9 and returns to the LNG tank 1 while flowing inside the pipe.
次に１本発明による方法の第３図の−１は、後述するＬ
ＮＧ蒸発に伴なう高沸点成分煮結り現象による蒸発温度
−Ｆ昇を避けるために、第２図の実施例にさらにＬＮＧ
リターンライン１５を設置したものである。このＬＮＧ
リターンライン１５は、給液ライン９の下部とＬ ｆＳ
ｏ、タンクｌの底部を結ぶもので、弁１４を介して吹
き込まれるボイルオフガスと接触するＬＮＧが、絶えず
ＬＮＧタンク内のＬＮＧと置換されるようにしたもので
ある。Next, -1 in FIG. 3 of the method according to the present invention is L, which will be described later.
In order to avoid an increase in evaporation temperature -F due to the boiling phenomenon of high boiling point components accompanying NG evaporation, LNG was added to the embodiment shown in Fig. 2.
A return line 15 is installed. This LNG
The return line 15 connects the lower part of the liquid supply line 9 with L fS
o. Connects the bottom of the tank 1 so that the LNG that comes into contact with the boil-off gas blown through the valve 14 is constantly replaced with the LNG in the LNG tank.
以−Ｆが本発明による方法の概要である。以下に、さら
に詳細に本発明の方法について説明する。The following is an overview of the method according to the present invention. The method of the present invention will be explained in more detail below.
第４図、第５図は、ＬＮＧの一例について加熱した時の
蒸発特性を示す。第４，６図から判るように、加熱前の
温度は約−１６０℃であるが。FIGS. 4 and 5 show the evaporation characteristics of an example of LNG when heated. As can be seen from Figures 4 and 6, the temperature before heating is approximately -160°C.
加熱に伴なって徐々に蒸発の進行と温度の上昇が起り、
ＬＮＧｌｋｇ当り約１６０Ｋｃａｌの加熱でほぼ全量が
蒸発し、このときの温度は約−７８℃となる。With heating, evaporation progresses and the temperature gradually increases,
Almost the entire amount is evaporated by heating about 160 Kcal per kg of LNG, and the temperature at this time is about -78°C.
上述のように蒸発過程で温゛度が一定値を示さないのは
、ＬＮＧはメタンを主成分とするが。As mentioned above, the temperature does not show a constant value during the evaporation process, although LNG has methane as its main component.
エタン、プロパン等のやや沸点の高い成分も含むからで
ある。これを高沸点成分の煮詰り現象と称したもので、
メタン純度の低いＬＮＧについては１時間と共に沸点の
上昇が起るため当該給液ラインの予冷に不都合が生じる
。そこで。This is because it also contains components with slightly high boiling points such as ethane and propane. This is called the boiling down phenomenon of high boiling point components.
Since the boiling point of LNG with low methane purity increases over one hour, it is inconvenient to pre-cool the liquid supply line. Therefore.
メタン純度の低いＬＮＧの場合には、第３図のダ１で示
したように給液ライン中のＬＮＧがＬＮＧタンク内のそ
れと置換するようにＬＮＧリターンライン１５を設置し
たわけである。In the case of LNG with low methane purity, the LNG return line 15 is installed so that the LNG in the supply line replaces that in the LNG tank, as shown by D1 in FIG.
ところで１本発明による第２図、第８図の方法において
・当該給液ラインを所定の温度に予冷しておくために必
要なボイルオフガス量は。By the way, in the method of FIGS. 2 and 8 according to the present invention, what is the amount of boil-off gas required to pre-cool the liquid supply line to a predetermined temperature?
次のようにして決める。Decide as follows.
すなわち、当該給液ライン中を流れるボイルオフガスの
温度は少な・べとも所定のライン予冷温度よりも低く、
その量は当該給液ラインへの外部からの入熱を相殺□す
るに十分であることが必要である。That is, the temperature of the boil-off gas flowing through the liquid supply line is at least lower than the predetermined line precooling temperature,
The amount needs to be sufficient to offset the external heat input into the supply line.
第８図に示した本発明の方法を実施した時の状況を以下
に示す。The situation when the method of the present invention shown in FIG. 8 was implemented is shown below.
給液ラインの寸法：直径２０イ♂テ（５０８Ｍφ）×長
さ１００ｍ
給液ラインの保冷層：ウレタンフォーム厚さ１４０ｍ１
１１ウレタンフオームの熱伝導率： λ＝０．０２ ＋
０．０００１２０ＫＣａＩ／ｎ１．６１℃ ここで
、θは温度（℃）
一１２０℃で、λ＝０．００５（ｉＫｃａｌ／ｍ−ｈ・
℃
給液ラインの予冷温度： −１２０℃
気温 ＝２６℃
給液ライン９における外部入熱量Ｑ ｉ ｎを概算する
と。Dimensions of liquid supply line: Diameter 20 ♂te (508Mφ) x length 100m Cooling layer of liquid supply line: Urethane foam thickness 140m1
11 Thermal conductivity of urethane foam: λ=0.02 +
0.000120KCaI/n1.61℃ Here, θ is the temperature (℃) - 120℃, λ=0.005(iKcal/m-h・
℃ Pre-cooling temperature of the liquid supply line: -120℃ Air temperature = 26℃ Roughly estimate the amount of external heat input Q in in the liquid supply line 9.
Ｑｉｎ −ｙｒ Ｄａｖ Ｌ −２−△Ｔ＝ π（０，
５０８＋０．１４０ ） Ｘ １００ Ｘ １停ｖμ（
２５−（−１２０））０．１４
＝ １１８０ＫＣａｌ／ｈ
測定によると上記人熱分を冷却するために、給液ライン
を流れるボイルオフガスが、 −ｘ５ｏｔ：：から−１
２５″Ｃに温度上昇していた。これらの結果に基づいて
給液ラインの予冷に必要なボイルオフガス流量ｗＧＡｓ
を以下に推定する。Qin −yr Dav L −2−△T= π(0,
508+0.140) x 100 x 1 stop vμ(
25-(-120)) 0.14 = 1180 KCal/h According to the measurement, in order to cool the human heat, the boil-off gas flowing through the liquid supply line is -x5ot:: to -1
The temperature had risen to 25"C. Based on these results, the boil-off gas flow rate wGAs required for pre-cooling the liquid supply line was determined.
is estimated as follows.
すなわち、第６図からボイルオフガスのエノタルピＨな
求めると。That is, from Fig. 6, the enothalpy H of the boil-off gas is determined.
Ｈ−１，。℃＝ ２９８ Ｋｃ ａ ｌ４Ｈ−１２５℃
＝８１１ ７／
したがって。H-1. ℃=298 Kc a l4H-125℃
=811 7/ Therefore.
次に、−１５０℃のボイルガスを給液ライン下部のＬＮ
Ｇの蒸発で発生させるには、第４図、第５図から加熱量
はＱ ＝ ７６ Ｋ Ｃａ ’ ／ｋｇ−ＬＮ（ｌでよ
く、このときのＬＮＧの蒸発率はφ＝ ０．５８である
。Next, boil gas at -150°C is added to the LN at the bottom of the liquid supply line.
To generate G by evaporation, the amount of heating is Q = 76 K Ca' / kg-LN (l, as shown in Figures 4 and 5), and the evaporation rate of LNG in this case is φ = 0.58. .
ｔたＬＮＧタンク１の内部から取り出したボイルオフガ
ス温度は約−８０℃であったが、これをさらにコンプレ
ッサで圧縮した時の温度つまり吹き込みガス温度は約−
５０℃であり、このときの吹き込みガスのエンタルピを
求めるとＨ−５０’Ｃ＝８４６ ＫＣ”／ｋｇ ドア’
Ｊ： ル。The boil-off gas temperature taken out from inside the LNG tank 1 was approximately -80°C, but when this was further compressed by the compressor, the temperature of the blown gas was approximately -80°C.
The temperature is 50℃, and the enthalpy of the blown gas at this time is H-50'C=846 KC"/kg Door'
J: Lu.
加熱は吹き込みカスの顕然であるから、吹き込み前後の
物質・熱収支をとると、つきのようになる。すなわちＷ
ＬＮＧ 、 ＷＢＬＯＷをそれぞれ、吹き込みガスと接
触するＬＮＧの量、吹き込みガス量とすると。Since heating is a manifestation of the blown residue, if we take the material and heat balance before and after blowing, we get the following. That is, W
Let LNG and WBLOW be the amount of LNG in contact with the blowing gas and the amount of blowing gas, respectively.
Ｗ（ｉＡ８−ＷＬＮＯφ＋ＷＢＬＯＷ
ＷＬＮｃ２°Ｑ＝ＷｎｈｏＷ（Ｈ，、＝ｃＨ−＋６０℃
）−Ｆ式に数値を代入すると。W(iA8-WLNOφ+WBLOW WLNc2°Q=WnhoW(H,,=cH-+60℃
) - Substituting the numerical value into the F formula.
９１ ＝＝ ＷＬＮ、 Ｘ ０．５８ ＋ ＷＢＬＯｗ
ＷＬＮＱ Ｘ ７６°ＷＢＬＯＷ（８４６−２９８）連
立させて解くと。91 == WLN, X 0.58 + WBLOw
WLNQ
Ｗ ＬＮＧ ＝＝ ４２ Ｋ ｃａ ｌ ／ｈＷＢＬＯ
Ｗ ＝ ６７ Ｋｃａｌ ／ｈすなわち ６７Ｋｃａｌ
／ｈの吹き込みボイルカスに対して ４２Ｋｃａｌ／ｈ
のＬＮＧが接触し、 ４２Ｘ０．５８＝２４ Ｋ ｃ
ａ ｌ ／ｂが蒸発し、吹き込みと蒸発分合わせて２４
＋６７ ＝９１ＫＣａｌ／ｈ 、 −１５０℃のガス
で当該給液ラインを予冷したことになる。W LNG == 42 K cal /hWBLO
W = 67 Kcal/h or 67 Kcal
42Kcal/h for blown boiling gas/h
of LNG contacts, 42X0.58=24 K c
a l /b evaporated, and the total amount of blowing and evaporation was 24
+67 = 91 KCal/h, which means that the liquid supply line was pre-cooled with gas at -150°C.
第１図は、従来のＬＮＧタンク給液ライう予冷方法を説
明する図、第２図、第３図は本発明によるＬＮＧタンク
への給液ラインの予冷方法を示す図である。
第４図、第５図は単位質量のＬＮＧに対して熱を加えた
場合に観察される蒸発特性を示す図であり、それぞれ加
熱量に対する蒸発率、蒸発カスの温度を示す図である。
第６図は、温度に対するボイルオフカスのエンタルピの
図である。
１・・・Ｌ Ｎ Ｇタンク、２・・・ＬＮＧ＜み出しポ
ンプ、８・・・弁、４・・・弁、５・・・弁、６・・・
ＬＮＧローディングアーム、７・・・ＬＮＧタンカー、
８・・・ＬＮＧパイプライン、９・・・給液ライン、１
０・・・消費設備への供給液、１１・・・ボイルオフガ
ス、 １２・・・給液ノズル、１８・・・コンプレッサ
、１４・・・弁、１５・・・ＬＮＧリターンライン、１
６・・・ＬＮＧ液面レベし。
１７・・・弁、１８・・・ボイルオフガス、１９・・・
ボイルオフガス、２０・・・ボイルオフガス・コンプレ
・ノサ０葛２閃
ガロも牲１１ ｇ （Ｈａり升シー乙Ｎと）第４
巳
［ｕ Ｍ ％ Ｑ （”４ｇ−ｔｓｔ、
）第５図
）口１Ｌ ｆ：、 （′Ｃン
第す図FIG. 1 is a diagram illustrating a conventional method for precooling a liquid supply line to an LNG tank, and FIGS. 2 and 3 are diagrams illustrating a method for precooling a liquid supply line to an LNG tank according to the present invention. FIG. 4 and FIG. 5 are diagrams showing evaporation characteristics observed when heat is applied to a unit mass of LNG, and are diagrams showing the evaporation rate and the temperature of evaporated residue with respect to the amount of heating, respectively. FIG. 6 is a diagram of enthalpy of boil-off scum versus temperature. 1...LNG tank, 2...LNG<pump, 8...valve, 4...valve, 5...valve, 6...
LNG loading arm, 7... LNG tanker,
8... LNG pipeline, 9... Liquid supply line, 1
0... Liquid supplied to consumption equipment, 11... Boil-off gas, 12... Liquid supply nozzle, 18... Compressor, 14... Valve, 15... LNG return line, 1
6...LNG liquid level. 17... Valve, 18... Boil-off gas, 19...
Boil-off gas, 20... Boil-off gas compre Nosa 0 kudzu 2 Sengaro mo sacrifice 11 g (Harisho Sea Otsu N) 4th
Snake [u M % Q ("4g-tst,
) Figure 5) Mouth 1L f:, ('C Figure
Claims (1)
ンクへ充填すまための給液ラインにおいて、ＬＮＧ充′
填操作に先だって実施する当該給液ラインの予冷操作と
して、ＬＮＧ貯蔵タンク底部と当該給液ラインとを連通
させてＬＮＧを給液ラインに導（と共に、ボイルオフガ
スを給液ライン中のＬＮ、Ｇ内部に吹き込んで冷気を発
生させ、当冷気を接液部以外の給液ラインに流通させる
ことを特徴とするＬＮＧ貯蔵設備の給液ライン予冷方法
。In the liquid supply line for transporting LNG from LNG tankers, etc. and filling it into LNG storage tanks,
As a pre-cooling operation of the liquid supply line to be carried out prior to the filling operation, the bottom of the LNG storage tank and the liquid supply line are communicated to introduce LNG to the liquid supply line (and boil-off gas is cooled to the LN and G in the liquid supply line). A method for pre-cooling a liquid supply line for an LNG storage facility, characterized by blowing into the interior to generate cold air, and distributing the cold air to a liquid supply line other than a liquid-contacting part.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57205895A JPS5997399A (en) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Liquid feed line pre-cooling method for lng storage apparatus |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57205895A JPS5997399A (en) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Liquid feed line pre-cooling method for lng storage apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS5997399A true JPS5997399A (en) | 1984-06-05 |
| JPH0243079B2 JPH0243079B2 (en) | 1990-09-27 |
Family
ID=16514516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP57205895A Granted JPS5997399A (en) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Liquid feed line pre-cooling method for lng storage apparatus |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS5997399A (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH01120500A (en) * | 1987-11-02 | 1989-05-12 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Method for holding lng receiving piping in precooling |
| JP2008291817A (en) * | 2007-05-28 | 2008-12-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Power generation plant and power generation method of power generation plant |
| CN101855130A (en) * | 2007-11-12 | 2010-10-06 | 瓦锡兰芬兰有限公司 | Method of operating a LNG fuelled marine vessel |
| WO2016052374A1 (en) * | 2014-09-30 | 2016-04-07 | 川崎重工業株式会社 | Liquefied hydrogen transport system |
-
1982
- 1982-11-24 JP JP57205895A patent/JPS5997399A/en active Granted
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH01120500A (en) * | 1987-11-02 | 1989-05-12 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Method for holding lng receiving piping in precooling |
| JP2008291817A (en) * | 2007-05-28 | 2008-12-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Power generation plant and power generation method of power generation plant |
| CN101855130A (en) * | 2007-11-12 | 2010-10-06 | 瓦锡兰芬兰有限公司 | Method of operating a LNG fuelled marine vessel |
| WO2016052374A1 (en) * | 2014-09-30 | 2016-04-07 | 川崎重工業株式会社 | Liquefied hydrogen transport system |
| JP2016070377A (en) * | 2014-09-30 | 2016-05-09 | 川崎重工業株式会社 | Liquefaction hydrogen transfer system |
| CN106715997A (en) * | 2014-09-30 | 2017-05-24 | 川崎重工业株式会社 | Liquefied hydrogen transport system |
| AU2015325623B2 (en) * | 2014-09-30 | 2018-02-08 | Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha | Liquefied hydrogen transport system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0243079B2 (en) | 1990-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7024885B2 (en) | System and method for storing gases at low temperature using a cold recovery system | |
| US3191395A (en) | Apparatus for storing liquefied gas near atmospheric pressure | |
| US3413817A (en) | Liquefaction of natural gas at supercritical pressure employing a single refrigeration cycle | |
| US2254587A (en) | Apparatus for dispensing gas material | |
| JP5746202B2 (en) | LNG re-vaporization plant | |
| JP2000337597A (en) | Method and device for maintaining low temperature of liquefied gas string and conveying chamber | |
| US1969643A (en) | Beer cooling and dispensing apparatus | |
| US2783624A (en) | Method of liquefying gas | |
| TWM572422U (en) | Bog recondenser and lng storage system provided with same | |
| US3246479A (en) | Heat-insulated tank having tank contents refrigerating, foundation warming, and loading and unloading systems | |
| US3661542A (en) | Short term peak shaving of natural gas | |
| JPH07218033A (en) | LNG tank cooling device | |
| JP3610251B2 (en) | BOG reliquefaction method using LNG | |
| US3364689A (en) | Sub-cooled pipe line for removal of liquid from refrigerated storage tank | |
| CN101430046A (en) | Liquid gas supply device and method | |
| JPH0243079B2 (en) | ||
| US1505095A (en) | Device for developing gas under pressure from liquefied gases | |
| JPH01120500A (en) | Method for holding lng receiving piping in precooling | |
| US3271967A (en) | Fluid handling | |
| US10976102B2 (en) | Liquiefying a gaseous medium | |
| US830248A (en) | Appliance for storage vessels for liquid gases. | |
| US2488813A (en) | Liquefied gas storage | |
| US2880594A (en) | Method of and apparatus for storing and dispensing liquid carbon dioxide | |
| US2859594A (en) | Transfer of volatile liquids and recovery of vapors of same | |
| US3303661A (en) | Fluid handling |