JPS5997399A - Ｌｎｇ貯蔵設備の給液ライン予冷方法 - Google Patents
Ｌｎｇ貯蔵設備の給液ライン予冷方法Info
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- 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
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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
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- Engineering & Computer Science (AREA)
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- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
本発明はＬＮＧ貯蔵設備に係る。
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。
、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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
次のような特徴がある。
■ 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。
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。
■ 上記０）の冷却源が、ＬＮＧタンク内のＬＮＧであ
ること。
ること。
■ −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
。
。又は当該タンクで発生したボイルオフガスであること
。
■ 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。
しておくこと。
■ −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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
に詳細に本発明の方法について説明する。
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。
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。
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。
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。
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。
、ＬＮＧはメタンを主成分とするが。
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。
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。
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。
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。
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。
・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。
次のようにして決める。
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。
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。
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。
に示す。
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。
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。
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。
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。
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。
求めると。
Ｈ−１，。℃＝ ２９８ Ｋｃ ａ ｌ４Ｈ−１２５℃
＝８１１ ７／ したがって。
＝８１１ ７／ したがって。
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
。
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
。
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。
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。
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。
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。
Ｗ（ｉＡ８−ＷＬＮＯφ＋ＷＢＬＯＷ
ＷＬＮｃ２°Ｑ＝ＷｎｈｏＷ（Ｈ，、＝ｃＨ−＋６０℃
）−Ｆ式に数値を代入すると。
）−Ｆ式に数値を代入すると。
９１ ＝＝ ＷＬＮ、 Ｘ ０．５８ ＋ ＷＢＬＯｗ
ＷＬＮＱ Ｘ ７６°ＷＢＬＯＷ（８４６−２９８）連
立させて解くと。
ＷＬＮＱ Ｘ ７６°ＷＢＬＯＷ（８４６−２９８）連
立させて解くと。
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 ＝ 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。
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
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
Claims (1)
- ＬＮＧタンカー等からＬＮＧ’＆移送してＬＮＧ貯蔵タ
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
。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57205895A JPS5997399A (ja) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Ｌｎｇ貯蔵設備の給液ライン予冷方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57205895A JPS5997399A (ja) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Ｌｎｇ貯蔵設備の給液ライン予冷方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS5997399A true JPS5997399A (ja) | 1984-06-05 |
| JPH0243079B2 JPH0243079B2 (ja) | 1990-09-27 |
Family
ID=16514516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP57205895A Granted JPS5997399A (ja) | 1982-11-24 | 1982-11-24 | Ｌｎｇ貯蔵設備の給液ライン予冷方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS5997399A (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH01120500A (ja) * | 1987-11-02 | 1989-05-12 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Ｌｎｇ受入配管の予冷保持方法 |
| JP2008291817A (ja) * | 2007-05-28 | 2008-12-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電プラント及び発電プラントの発電方法 |
| CN101855130A (zh) * | 2007-11-12 | 2010-10-06 | 瓦锡兰芬兰有限公司 | 操作以lng作燃料的船舶的方法 |
| WO2016052374A1 (ja) * | 2014-09-30 | 2016-04-07 | 川崎重工業株式会社 | 液化水素移送システム |
-
1982
- 1982-11-24 JP JP57205895A patent/JPS5997399A/ja active Granted
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH01120500A (ja) * | 1987-11-02 | 1989-05-12 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Ｌｎｇ受入配管の予冷保持方法 |
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| CN101855130A (zh) * | 2007-11-12 | 2010-10-06 | 瓦锡兰芬兰有限公司 | 操作以lng作燃料的船舶的方法 |
| WO2016052374A1 (ja) * | 2014-09-30 | 2016-04-07 | 川崎重工業株式会社 | 液化水素移送システム |
| JP2016070377A (ja) * | 2014-09-30 | 2016-05-09 | 川崎重工業株式会社 | 液化水素移送システム |
| CN106715997A (zh) * | 2014-09-30 | 2017-05-24 | 川崎重工业株式会社 | 液化氢输送系统 |
| AU2015325623B2 (en) * | 2014-09-30 | 2018-02-08 | Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha | Liquefied hydrogen transport system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0243079B2 (ja) | 1990-09-27 |
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