特許 6994464 液化ガス貯蔵タンクの運転方法およびＬＮＧとボイルオフガスを受容するための液化ガス貯蔵タンク

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2021-12-15

(45)【発行日】2022-01-14

(54)【発明の名称】液化ガス貯蔵タンクの運転方法およびＬＮＧとボイルオフガスを受容するための液化ガス貯蔵タンク

(51)【国際特許分類】

   F17C 13/00 20060101AFI20220106BHJP

   B65D 88/06 20060101ALI20220106BHJP

   B63B 25/16 20060101ALI20220106BHJP

【ＦＩ】

F17C13/00 302A

B65D88/06 Z

B63B25/16 D

【請求項の数】 15

(21)【出願番号】P 2018545466

(86)(22)【出願日】2017-02-14

(65)【公表番号】

(43)【公表日】2019-05-09

(86)【国際出願番号】 EP2017000205

(87)【国際公開番号】W WO2017148571

(87)【国際公開日】2017-09-08

【審査請求日】2018-11-30

(31)【優先権主張番号】102016002316.3

(32)【優先日】2016-02-29

(33)【優先権主張国・地域又は機関】DE

(73)【特許権者】

【識別番号】508161827

【氏名又は名称】テーゲーエー、マリン、ガス、エンジニヤリング、ゲーエムベーハー

(74)【代理人】

【識別番号】100124648

【弁理士】

【氏名又は名称】赤岡 和夫

(74)【代理人】

【識別番号】100060368

【弁理士】

【氏名又は名称】赤岡 迪夫

(74)【代理人】

【識別番号】100154450

【弁理士】

【氏名又は名称】吉岡 亜紀子

(72)【発明者】

【氏名】エスラー，ユルゲン

(72)【発明者】

【氏名】ティーデマン，トマス

(72)【発明者】

【氏名】ハムブッカー，アンドレアス

(72)【発明者】

【氏名】ハーマン－キューン，ハンス－クリスティアン

【審査官】金丸 治之

(56)【参考文献】

【文献】特開２０１４－１５９８５７（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１０－２６１５９５（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開平０８－１５９３９６（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０００－３３７５９７（ＪＰ，Ａ）

【文献】国際公開第２０１５／１２８９０３（ＷＯ，Ａ１）

【文献】特表２０１５－５００７５９（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２００８－１９６６８２（ＪＰ，Ａ）

【文献】特表２０１３－５００１９２（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｆ１７Ｃ １３／００

Ｂ６５Ｄ ８８／０６

Ｂ６３Ｂ ２５／１６

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

ＬＮＧ（１０）とボイルオフガス（ＢＯＧ）（１２）を受容するためのタンク容積（２）を有する液化ガス貯蔵タンク（１）を操作するための方法であって、気体状態のＢＯＧ流と液体状態のＬＮＧ流が前記タンク容積に供給され、
前記ＬＮＧ流は冷却されることなく、前記ＢＯＧ流が前記ＬＮＧ流内に導入される結合点（２２，２２２）に供給され、そして、
その後、得られたＢＯＧ－ＬＮＧ混合物が直接、冷却されずに、前記タンク容積内に導入される方法であって、
前記ＢＯＧ流のための前記ＢＯＧの少なくとも一部が、前記液化ガス貯蔵タンクに、前記タンク容積の外側、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージの少なくとも１つの接続された貯留槽（５０）から供給され、
前記ＢＯＧ流のための前記ＢＯＧの少なくとも一部が、前記タンク容積から引き出されることを特徴とする、方法。

【請求項2】

前記ＬＮＧ流のための前記ＬＮＧの少なくとも一部が、前記液化ガス貯蔵タンクに、前記タンク容積の外側、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージの少なくとも１つの接続された貯留槽（５０）から供給される、請求項１に記載の方法。

【請求項3】

前記ＬＮＧ流の前記ＬＮＧの少なくとも一部が前記タンク容積から引き出される、請求項１または請求項２に記載の方法。

【請求項4】

前記タンク容積からと少なくとも１つの接続された貯留槽（５０）からのＬＮＧが前記ＬＮＧ流に供給される、請求項１または請求項２に記載の方法。

【請求項5】

前記ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物が、前記タンク容積のＬＮＧ充填レベル（８）より上の気体状態のＢＯＧ（１２）に導入され、特に、噴霧されて導入される、請求項１から請求項４までのいずれか１項に記載の方法。

【請求項6】

前記ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物が、前記タンク容積のＬＮＧ充填レベルよりも低い液体ＬＮＧ（１０）に導入される、請求項１～４のいずれかに記載の方法。

【請求項7】

ＬＮＧ（１０）とボイルオフガス（ＢＯＧ）（１０）を受容するためのタンク容積を有し、
気体状態のＢＯＧを導くためのＢＯＧ管（１４，１１４，２１４）と、
液体状態のＬＮＧを導くためのＬＮＧ管（１６，１１６，２１６）とを備え、
前記ＢＯＧ管と前記ＬＮＧ管は、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物を導くために形成されて前記タンク容積内に開口する共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管（２４，２２４，３２４）内に開口されており、前記ＬＮＧ管（１６，１１６，２１６）と前記ＢＯＧ－ＬＮＧ管（２４，２２４，３２４）のいずれも冷却装置を含まず、
前記ＢＯＧ管は、気体状態のＢＯＧをＬＮＧ充填レベル（８）より上で前記タンク容積から引き出すために構成され、
前記ＢＯＧ管は、特に前記タンク容積から離れた端部において、少なくとも１つの接続可能な貯留槽（５０）、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）、ＬＮＧ輸送船、または、再ガス化バージへの流体インタフェイス（１５，１７）を含み、接続された貯留槽から前記タンク容積にＢＯＧを供給するように構成される、液化ガス貯蔵タンク（１）。

【請求項8】

前記ＬＮＧ管は、特に前記タンク容積から離れた端部において、少なくとも１つの接続可能な貯留槽（５０）、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）、ＬＮＧ輸送船、または、再ガス化バージへの流体インタフェイス（１５，１７）を含み、ＬＮＧを接続された貯留槽から前記タンク容積に供給するように構成される、請求項７に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項9】

前記ＬＮＧ管は、液体のＬＮＧをＬＮＧ充填レベルより下で前記タンク容積から引き出すように構成されている、請求項７または請求項８に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項10】

前記タンク容積への前記共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管のオリフィス（２６，３２６）は、前記タンク容積のＬＮＧ充填レベル、特に予め定められたＬＮＧ充填レベルの上方に配置されている、請求項７から請求項９までのいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項11】

前記オリフィスは、前記ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物を噴霧するための噴霧ノズル（３０）を含む、請求項１０に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項12】

前記タンク容積の中への前記共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管のオリフィスは、前記タンク容積のＬＮＧ充填レベルの下、特に予め定められたＬＮＧ充填レベルの下方に配置されている、請求項７から請求項９までのいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項13】

前記ＬＮＧ管は、ＬＮＧを前記タンク容積から消費者ネットワークへ与えるように構成されている、消費者ネットワーク（３６）へのインタフェイスを含む、請求項７から請求項１２までのいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項14】

前記ＢＯＧ管は、ＢＯＧを前記タンク容積から消費者ネットワークに与えるように構成されている消費者ネットワーク（５２）へのインタフェイスを含む、請求項７から請求項１３までのいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵タンク。

【請求項15】

請求項７から請求項１４までのいずれか１項に記載の液化ガス貯蔵タンク（１）を少なくとも１つ備える、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージまたはＬＮＧ車またはＬＮＧ発電所。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、液化ガス貯蔵タンクの運転方法、および、液化天然ガス（ＬＮＧ）とボイルオフガス（ＢＯＧ）を受容するためのタンク容積を有する液化ガス貯蔵タンク、および、そのような液化ガス貯蔵タンクを有する浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）、ＬＮＧ輸送船、再ガス化バージ、ＬＮＧ車、ＬＮＧ発電所等に関する。

【背景技術】

【0002】

ＬＮＧを貯蔵するための液化ガス貯蔵タンクは、とりわけ、ＬＮＧ輸送船の輸送タンクとして、または、例えば海外輸送の後、消費者ネットワークに供給する前に（例えばＦＳＵまたは再ガス化バージのような）ホールドアップタンクとして、または、（例えば、ＬＮＧ海上車または陸上車または静止ガス発電所内の）貯蔵／燃料タンクとして、用いられる。

【0003】

液化ガス貯蔵タンクの使用の種類とは無関係に、原則として、その中に存在するＬＮＧは、タンクの周囲の空気との温度差が大きいため、大量の断熱手段を使用するにもかかわらず、ゆっくりではあるが安定した加熱にさらされる。

【0004】

このＬＮＧの加熱が進むほど、貯蔵されているＬＮＧの液体から気相へと流れる量が大きくなり、その結果、いわゆるＢＯＧとして液化ガス貯蔵タンクのタンク容積内の内圧が上昇する。加熱と同様、この圧力上昇もまたゆっくりと起こるが、着実に起こる。対策が間に合わない限り、タンクシェルはタンク構造に応じて遅かれ早かれ破損する恐れがある。

【0005】

したがって、公知の液化ガス貯蔵タンクでは、通常、ＢＯＧを排出し、続いてそれを自由に燃焼させるか、または消費者に供給する可能性がある。

【0006】

また、ＢＯＧを圧縮して再び液化し、その後ＬＮＧとして液化ガス貯蔵タンクのタンク容積に再循環させる解決策も知られている。しかし、この点で知られている解決策は、ＬＮＧおよび／またはＢＯＧの後者を液相に再び移送するために、ＬＮＧおよび／またはＢＯＧのための複雑かつ設置スペースを要する処理回路を必要とする。

【0007】

米国特許明細書第３，７３３，８３８号から、液体のＬＮＧがタンクから回収され、熱交換器およびヒーターによって加熱され、気相に移送される、ＢＯＧを再液化するためのシステムが知られている。この気体のＬＮＧは、その後、同様にタンクから排出され、上記熱交換器で冷却され、膨張弁を通過した後に液相のタンクに再び導入されるＢＯＧと混合される。この過程には、ライン経路の柔軟性を制限する熱交換器と、熱エネルギーを最小化する目的に反するアクティブヒーターと、それによりタンク内の圧力上昇が要求される。

【0008】

欧州特許出願第ＥＰ１，９５６，２８７Ａ２号による別の解決策は、アクティブヒータなしで行うことができるが、要求される凝縮性能を提供するために２つの別個の流体回路を必要とする。第１の回路では、タンクの上部からのＢＯＧがタンクの下部に押し込まれ、第２の回路では、ＬＮＧはタンクの下部からタンクの上部に噴霧される。従って、必要な凝縮は、最終的に互いに分離された２つの措置によって達成され、両者は、タンクとタンク内に大きな支出をもって搭載されなければならない。

【発明の概要】

【0009】

そこで、本発明の目的は、簡単な方法でＢＯＧの液化のための十分な容量を提供することである。

【0010】

この目的は、独立請求項１の特徴を有する方法と、独立請求項７の特徴を有する液化ガス貯蔵タンクを用いて解決される。ＦＳＵ、ＬＮＧ輸送船、再ガス化バージ、ＬＮＧ輸送船、および、ＬＮＧ発電所が請求項１５に記載されている。

【0011】

本発明の１つの局面に従えば、ＬＮＧおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）を受容するためのタンク容積を有する液化ガス貯蔵タンクを操作するための方法が提案され、気体状態のＢＯＧの流れと液体のＬＮＧの流れがタンク容積に供給される。この方法では、ＢＯＧの流れをＬＮＧの流れに導入し、続いて得られたＢＯＧ－ＬＮＧ混合物をタンク容積に導入する。

【0012】

本発明の別の局面に従えば、気体状態のＢＯＧを導くためのＢＯＧ管と液体のＬＮＧを導くためのＬＮＧ管とを含む、ＬＮＧおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）を受け入れるためのタンク容積を有する液化ガス貯蔵タンクが提案される。ＢＯＧ管およびＬＮＧ管は、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物を導くために形成されてタンク容積内に開口する共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管内に開口する。

【0013】

本発明のさらなる局面に従って、それぞれ少なくとも１つの本発明に従った液化ガス貯蔵タンクを有する、液化ガス供給チェーン、ＦＳＵ、ＬＮＧ輸送船、再ガス化バージ、ＬＮＧ洋上車または陸上車、または、ＬＮＧ発電所のいくつかの点に適用することによって、本発明を可能な限り広く適用すること、および／または、本発明の利点をさらに強化することが提案される。

【0014】

本発明に従った設計によれば、構造上、非常に簡単に実現されるＢＯＧ液化プロセスが、設置空間を削減し、ラインおよび熱管理構成の最小限の需要で達成され、また、液化の性能を改善することができる。また、タンクシェル内の必要な開口数がより少ない液化ガス貯蔵タンクを提供することができる。

【0015】

本発明は、液体のＬＮＧと気体状態のＢＯＧを液化回路の上流側で可能な限り一緒にし、同時に、流れており、静的でないＬＮＧにＢＯＧが流入することを確実にするという思想に基づいている。一方、余分なパイプ管に沿った熱の入力を省略することができ、一方、液体のＬＮＧ中の気体状態のＢＯＧの取り込みと凝縮を単純化することができる。

【0016】

ＢＯＧ流をＬＮＧ流に押し込むことは、ＢＯＧ流の圧力がＬＮＧ流の飽和圧力を上回るほどより良好に働く。ＢＯＧ流の圧力が上流端の圧縮機によって増加されるか、ＢＯＧが比較的高い圧力の既に存在する別のタンク（同義語：貯留槽）から直接供給されるかは無関係である。

【0017】

導入後の最初の気体状態のＢＯＧのＬＮＧ流への凝縮は、液化ガス貯蔵タンクのタンク容積内の圧力条件に基づいて、ＬＮＧ流の過冷却により顕著に働く。ＬＮＧ流がこの意味で過冷却される限り、導入されたＢＯＧ流は凝縮され得る（同義語：凝縮、溶解、圧入、注入）。

【0018】

本発明に従った液化ガス貯蔵タンクの操作は、そのタンク容積のＬＮＧおよび／またはＢＯＧの充填と排出の両方と、時間の経過と共に上昇するＢＯＧ含量の増加によって引き起こされるタンク圧力の上昇を抑える必要性がある場合の貯蔵操作とを含むことができ、「操作」という用語は、ここでは、ＬＮＧおよび／またはＢＯＧの充填量の変化（したがって、大部分はＢＯＧ圧力の変化でもある）と、充填量が実質的に同じに保たれる圧力調整の両方を含む。

【0019】

この場合、ボイルオフガス（ＢＯＧ）は、気体状態のＬＮＧ、特に、タンク内の温度または圧力条件の変化が液相から気相に移行することによるＬＮＧであると理解される。本発明に従えば、ＢＯＧは、本発明に従った、または、開発の液化ガス貯蔵タンクのタンク容積内に「形成」され得るが、しかし、本発明に従ってタンク容積が充填された従来のタンクを源とすることもできる。

【0020】

本発明に従った管は、特に、パイプ管またはいくつかのパイプ組であると理解され、パイプ管は、好ましくは、液化したガスを輸送するための温度および／または圧力の慣習的な条件下でＬＮＧおよび／またはＢＯＧを輸送するために装備される。このために、対応する補強材および／または絶縁材料を備えることができる。

【0021】

本発明に従った方法を使用して液化ガス貯蔵タンクに充填することができ、それにより設置スペースおよびおそらくはライン構成要素をさらに節約できるようにするために、ＢＯＧ流のためのＢＯＧの少なくとも一部、および／または、より好ましい開発によるＬＮＧ流のためのＬＮＧの少なくとも一部は、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージの少なくとも１つの接続貯留槽から、タンク容積の外側から、特に、浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージの少なくとも１つの接続貯留槽から液化ガス貯蔵タンクに供給される。この目的のために、ＢＯＧおよび／またはＬＮＧ用の装荷用管が備えられることが好ましい。

【0022】

液化ガス貯蔵タンクの操作における種々の機能、例えば、液化ガス貯蔵タンク内に既に存在するＢＯＧの充填および圧力調整などは、同時に組み合わせることもできるし、同時に行うこともできる。

【0023】

好ましい展開によれば、ＢＯＧ流のＢＯＧの少なくとも一部、および／または、ＬＮＧ流のＬＮＧの少なくとも一部は、特に、充填作業または排出作業とは無関係にタンク容積内の圧力調整を行うことができるようにするために、液化ガス貯蔵タンク自体のタンク容積から引き出される。この目的のために、本発明に従ってＢＯＧ流およびＬＮＧ流が一緒にされるＢＯＧおよび／またはＬＮＧ用の再循環管が備えられる。

【0024】

これにより、タンク容積内の圧力および／または温度条件を、より長い時間、所望の範囲に維持することができる。

【0025】

好ましくは、ＬＮＧは、ポンプによってタンク容積の下部領域からＬＮＧ管にポンプ輸送され、および／または、ＢＯＧは、ＢＯＧ管およびその中に配置された圧縮機によってタンク容積の上部領域から吸い出される。ＬＮＧおよびＢＯＧの得られた流れは、好ましくは、本発明に従って互いに一緒にされる。

【0026】

液化ガス貯蔵タンク内の圧力調整を可能な限り柔軟にかつ細かく調整可能に行うために、好ましい展開に従って、タンク容積からのＢＯＧおよび少なくとも１つの接続された貯留槽からのＢＯＧ、および／または、タンク容積からのＬＮＧおよび少なくとも１つの接続貯留槽からのＬＮＧがＬＮＧ流に供給される。

【0027】

好ましくは、充填管（同義語：充填アセンブリ）および／または再循環管（同義語：再循環回路）が互いの中に導かれて形成され、共同してタンク容積内に開口することができる。例えば、一方ではＬＮＧ充填管およびＬＮＧ再循環管、他方ではＢＯＧ充填管およびＢＯＧ再循環管が最初に、流れの方向に、一緒にされ得、すなわち、組み合わされ得、次に、組み合わされたＬＮＧ管および組み合わされたＢＯＧ管が、本発明に従って結合され得る。

【0028】

ＢＯＧ流中に存在しないＢＯＧも凝縮させることができるように、好ましい展開に従ったＢＯＧ－ＬＮＧ混合物は、タンク容積のＬＮＧ充填レベルより上において、気体状態のＢＯＧ中に導入され、特に、噴霧される。好ましくは、共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管中で得られるＢＯＧ－ＬＮＧ混合物全体は、導入時に、既に液相中に存在し、および／または、特に好ましくは、相対的に温かいＢＯＧの導入によって既に影響されているにも関わらす、タンク容積の圧力条件に応じてまだ過冷却である。

【0029】

これに代えて、または、加えて、好ましい展開に従ったＢＯＧ－ＬＮＧ混合物は、タンク容積のＬＮＧ充填レベルより下において液体ＬＮＧに導入される。これは、特に温度分布に関してタンク容積の内容の最適な混合を提供することができる。

【0030】

液化ガス貯蔵タンクが、本発明による共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管によっても充填され得、ひいては設置スペースおよびおそらくはライン構成要素をさらに節約できることを確実にするために、好ましい展開に従ったＢＯＧ管および／またはＬＮＧ管は、特に、タンク容積から離れた端部において、少なくとも１つの接続可能な貯留槽、特に浮遊貯蔵ユニット（ＦＳＵ）またはＬＮＧ輸送船または再ガス化バージへの流体インタフェイスを含み、および／または、接続された貯留槽からタンク容積にＢＯＧまたはＬＮＧを供給するように構成されている。

【0031】

このような流体インタフェイスは、どのような種類の管を終端するかに応じて、ＬＮＧインタフェイスおよび／またはＢＯＧインタフェイスとして構成することができる。これは、ＬＮＧまたはＢＯＧの取り扱いのために標準化されたインタフェイスでもよいが、特定の種類の貯留槽を液化ガス貯蔵タンクに接続するのに適したインタフェイスでもあり得る。

【0032】

充填作業とは無関係にタンク容積内の圧力調整を提供するために、好ましい展開によるＢＯＧ管は、ＬＮＧ充填レベルの上方においてタンク容積から気体状態のＢＯＧを引き出すように構成され、および／または、ＬＮＧ管は、ＬＮＧ充填レベルの下方においてタンク容積からのＬＮＧを引き出すように構成されている。

【0033】

本発明に従ったＬＮＧ充填レベルは、例えば、例えば、液体ＬＮＧを有するタンク容積の最大および最小充填レベルを示す予め決定される充填レベルおよび／または高さ領域であり得る。好ましくは、第２の場合には、ＢＯＧを引き出すためのＢＯＧ管が高さ領域の上限値の上方に配置され（通常の場合、ＢＯＧが常にそこに存在するため）、ＬＮＧの引き出しのためのＬＮＧ管は、高さ領域の下限値の下方に配置される（通常はＬＮＧが常にそこに存在するため）。

【0034】

ＢＯＧ流中に存在しないＢＯＧも凝縮させることができるように、好ましい展開に従ったタンク容積内への共通ＢＯＧ－ＬＮＧ管のオリフィスは、タンク容積のＬＮＧ充填レベルの上方、特に予め定められたＬＮＧ充填レベルの上方に配置される。

【0035】

好ましくは、オリフィスは、特にＬＮＧ充填レベルより上に存在するＢＯＧに関して最適化された凝縮効果を達成するために、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物を噴霧するための噴霧ノズルを含む。

【0036】

これに代えて、または、これに加えて、タンク容積内の液体ＬＮＧの最適な混合を達成するために、タンク容積内への共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管のオリフィスは、タンク容積の、特に所定の、ＬＮＧ充填レベルの下方に配置され、 特に一様な温度分布に関する。

【0037】

顧客または消費者ネットワークへの組み込みに必要な配管も削減するために、好ましい展開に従ったＬＮＧ管は、タンク容積から顧客／消費者ネットワークにＬＮＧを供給するために設けられた顧客／消費者ネットワークへのインタフェイスを含む。同じ理由で、好ましい展開に従ったＢＯＧ管は、タンク容積から顧客／消費者ネットワークにＢＯＧを供給するように装備された顧客／消費者ネットワークへのインタフェイスを含む。

【0038】

本発明の様々な態様の有利な実施形態は、従属請求項の主題である。本発明のさらなる特徴、利点および可能な用途は、図と関連した以下の説明から理解され得、異なる図面における同様の構成要素は、同じ参照番号で示され得る。図面において、以下が部分的に強く略図的に示されている。

【0039】

図１は、外部から供給されるＢＯＧ－ＬＮＧ管を備えた本発明の一実施形態による液化ガス貯蔵タンクの断面図を示す。

【0040】

図２は、タンク容積から供給されるＢＯＧ－ＬＮＧ管を有する本発明の別の実施形態による液化ガス貯蔵タンクの断面図を示す。

【0041】

図３は、本発明の別の実施形態による液化ガス貯蔵タンクの断面図であって、ＢＯＧ管とＬＮＧ管がタンクシェル内に完全に配置されている。

【0042】

図４は、本発明の別の実施形態による液化ガス貯蔵タンクの断面図であり、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物は、ＬＮＧ充填レベルの下方に注入されている。

【0043】

図５は、本発明の別の実施形態による液化ガス貯蔵タンクの断面図であって、連結可能な輸送タンクおよび顧客ネットワークが接続されている。

【0044】

図６は、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物がＬＮＧ充填レベルの下方に注入されるという点で特に図５によるものと異なる液化ガス貯蔵タンクの断面図である。

【0045】

図７は、結合可能な貯蔵タンクと顧客ネットワークとの間に、しっかりと設置された貯蔵タンクも接続されている液化ガス貯蔵タンクの断面図である。

【0046】

図１は、本発明を充填アセンブリ３に適用したタンク容積２を有する液化ガス貯蔵タンク１を示す。

【0047】

液化ガス貯蔵タンク１は、断熱層６によって液化ガス貯蔵タンク１の周囲に対して断熱されたタンクシェル４によって区切られている。液化ガス貯蔵タンク１は液体ＬＮＧ１０によってＬＮＧ充填レベル８まで満たされ、ＬＮＧ充填レベル８の上方では、液化ガス貯蔵タンク１は気体状態のＢＯＧ１２で満たされている。

【0048】

液化ガス貯蔵タンク１は、気体状態のＢＯＧを導くためのＢＯＧ管１４を含み、これを介してＢＯＧが外部の源からタンク容積２に供給され得る。液化ガス貯蔵タンク１はまた、液体ＬＮＧを導くためのＬＮＧ管１６を含み、これを介してＬＮＧが外部の源からタンク容積２に供給され得る。この例示的な実施形態では、管圧縮機１８がＢＯＧ管１４に取り付けられ、管ポンプ２０がＬＮＧ管１６に取り付けられて十分な搬送または圧縮が行われる。

【0049】

管圧縮機１８および管ポンプ２０の下流には、ＢＯＧ管１４のパイプ管要素およびＬＮＧ管１６のパイプ管要素が共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管２４内に開口する結合点２２が設けられている。例示的な実施形態では、共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管２４はパイプ管要素として構成され、結合点２２からタンク容積２内のオリフィス点２６まで延在し、ここでパイプ管要素はブレークスルーポイント２８でタンクシェル４を横切る。

【0050】

オリフィス点２６において、ＢＯＧ－ＬＮＧ管２４は噴霧ノズル３０で終わり、オリフィス点２６はＬＮＧ充填レベル８の上方に配置されている。

【0051】

ＬＮＧ充填レベル８の下方には、液体ＬＮＧ１０を排出管３４を介してＬＮＧ消費者ネットワーク３６のインタフェイスに向けて搬送するための排出ポンプ３２が設けられている。

【0052】

したがって、本実施形態による液化ガス貯蔵タンク１は、図示されていないＬＮＧおよび／またはＢＯＧの外部供給源、例えばＬＮＧ輸送船から積み込まれ、ＬＮＧ消費者ネットワーク３６の方向に別個に再び積み降ろされることができる。

【0053】

本発明の結合点２２において、ＢＯＧ管１４内のＢＯＧ流とＬＮＧ管１６内のＬＮＧ流とを結合することにより、気体状態のＢＯＧはいずれにしても、液化ガス貯蔵タンク１のタンク容積２に入る前に既に液体ＬＮＧに凝縮され得る。

【0054】

この例示的な実施形態では、必要な圧力は圧縮機１８によって与えられる。しかしながら、外部源からのＢＯＧには既に十分に高い圧力が供給されていることも考えられる。既存の条件に基づいて、供給されたＬＮＧは過冷却され、押し込まれたＢＯＧを液化することができる。

【0055】

結合点２２で既に早期に接合することにより、必要とされるパイプ管要素の長さを明確に減らすことができる。さらに、別個の管の場合には、少なくとも２つの開口の代わりに、タンクシェル４を通る必要な１つのブレイクスルー点２８のみが存在する。これにより、従来の設計と比較して、液化ガス貯蔵タンク１の製造が容易になる。

【0056】

噴霧ノズル３０によってタンク容積２内に既に存在するＢＯＧ１２内にＢＯＧ－ＬＮＧ混合物を噴霧することにより、気体状態のＢＯＧ１２がさらに液化され、したがって、相対的にタンク容積２内の圧力が低下する。

【0057】

図２は、本発明を再循環回路３８に適用した液化ガス貯蔵タンク１を示す。

【0058】

この実施形態の液化ガス貯蔵タンク１は、ＬＮＧをＬＮＧ管１１６に搬送するための管ポンプ１２０を含む。液化ガス貯蔵タンク１はまた、管圧縮機１１８が配置されたＢＯＧ管１１４を含む。ＬＮＧ管１１６およびＢＯＧ管１１４は、結合点２２に収束し、共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管２４内に開口する。

【0059】

液化ガス貯蔵タンク１にＢＯＧまたはＬＮＧ（充填アセンブリ１０３）を充填するために、タンク容積２内のＬＮＧ充填レベルの上方に開口するＢＯＧ充填管４０と、ＬＮＧ充填レベルの下方に開口するＬＮＧ充填管４２とが設けられる。

【0060】

液化ガス貯蔵タンクの排出を提供するために、排出管４４が標準インタフェイスを介してＬＮＧ消費者ネットワーク３６に接続できるＬＮＧ管１１６から分岐する。分離点４６では、ＬＮＧが結合点２２の方向および／または消費者ネットワーク３６の方向に導かれるかどうかは、適切に切り替え可能な図示しないバルブを介して切り替えられ得る。

【0061】

この実施形態に係る液化ガス貯蔵タンク１では、気体形態で存在するＢＯＧ１２の量は、再循環回路３８によって、充填および／または取出し操作とは無関係に減少することができ、したがって、タンク容積２内の圧力は、低減され得る。

【0062】

この目的のために、気体状態のＢＯＧ１２は、管１１４および関連する圧縮機１１８によってタンク容積の上部から（ＬＮＧ充填レベルよりも上方に）吸い出され、それをポンプ１２０によって管１１６に輸送された過冷却されたＬＮＧ内に圧入することによって液化される。これは、結合点２２から共通の管２４内で達成される。

【0063】

後続の噴射（噴霧ノズル３０はここには示されていない）のために、追加的に吸引されなかったＢＯＧ１２の一部は、タンク容積内で液化され、これにより、タンク容積２内の圧力がさらに低下する。比較的暖かい気体状態のＢＯＧ１２を供給することによって加熱される液体ＬＮＧ１０が、タンク内の圧力条件に基づいて依然として過冷却されるので、したがって、外部から供給される比較的冷たいＬＮＧによる冷却は、明らかに後の時間にのみ必要となる。

【0064】

図３は、再循環回路３８のＢＯＧ管およびＬＮＧ管が完全にタンクシェル４内に配置された液化ガス貯蔵タンク１を示す。この液化ガス貯蔵タンクはまた、充填アセンブリ１０３と、図１と同様に構成されたＬＮＧ消費者ネットワーク３６へのへのインタフェイスを含む。

【0065】

再循環回路３８を形成するために、ＬＮＧ管２１６および基本のＢＯＧ管２１４がタンクシェル４内に形成される。２つの管２１６および２１４の両方が、ＬＮＧ充填レベル８の上方に配置されたベンチュリノズル４８内に開口する。結合点２２２はベンチュリノズル４８の入口に配置され、オリフィス点２６は、ベンチュリノズル４８の下流端から進む共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管２２４に配置される。

【0066】

したがって、再循環回路３８は、タンクシェル４の開口が必要でないように設計され、比較的短いパイプ管要素のみを必要とする。

【0067】

この実施形態の圧力調整のために、液体ＬＮＧ１０は、ポンプ１２０によってベンチュリノズル４８に運ばれ、ノズル４８では、タンク容積２の圧力下にある気体状態のＢＯＧ１２を同伴することができる。図３には非常に短いＢＯＧ管２１４が示されているが、これはベンチュリノズル４８が適切な入口を有する限り省略することもできる。

【0068】

図４は、図１の充填アセンブリ３と図２の再循環回路３８とが実質的に組み合わされた液化ガス貯蔵タンク１を示し、ここで説明された実施形態では、再循環回路３３８および充填アセンブリ３０３を有する一体化されたラインアセンブリが形成されていることを説明する。

【0069】

図１および図２による実施形態以外では、図４に示すＢＯＧ－ＬＮＧ混合物は、ＬＮＧ充填レベル８の下方の共通のＢＯＧ－ＬＮＧ管の端部で液体ＬＮＧ１０に押し込まれる。この構成により、例えば、図１による噴霧ノズル３０は、それによって実現される追加の液化能力が必要でないときに節約することができる。

【0070】

図５は、結合可能な輸送タンク５０（例えばＬＮＧ輸送船の）および顧客ネットワーク（ＬＮＧ顧客ネットワーク３６およびＢＯＧ顧客ネットワーク５２）が接続される、または、接続され得る液化ガス貯蔵タンク１を示す。

【0071】

以下に説明する偏差とは別に、図５に示す液化ガス貯蔵タンク１の実施形態は、輸送タンク５０と接続された「外部供給源」が明示的にＢＯＧ接続ライン５１（機能的には、少なくとも一部は図１のＢＯＧ管１４に対応する）とそのＬＮＧ接続ライン５３（機能的には、図１のＬＮＧ管１６に機能的に対応する）で示されていることを除いて、図４と実質的に同じである。ＢＯＧ接続ライン５１は、ＢＯＧ流体インタフェイス１５によって図５のＢＯＧ管１１４に接続され、ＬＮＧ接続ライン５３は、図５のＬＮＧ管１１６にＬＮＧ流体インタフェイス１７によって接続される。

【0072】

さらに、図５による実施形態は、図４によるものとは異なり、図示しないバルブと排出ライン５８を介して、ＢＯＧを（タンク容積２および輸送タンク５０の両方から）ＢＯＧ消費者ネットワーク５２に供給することができる。図４とは異なり、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物は、ＬＮＧ充填レベル８の上方に噴霧される。

【0073】

図６に示す実施形態は、図４に示すように、ＢＯＧ－ＬＮＧ混合物がＬＮＧ充填レベル８の下方に押し込まれるという点で、図５によるものと異なるだけである。

【0074】

図７は、結合可能な輸送タンク５０および顧客ネットワーク３６および５２のほかに、しっかりと設置された貯蔵タンク６０も接続されている液化ガス貯蔵タンク１を示す。

【0075】

貯蔵タンク６０は、実質的に、液化ガス貯蔵タンク１に対してＢＯＧとＬＮＧに関するインタフェイスのみを含む。（両方のタンクの）ＬＮＧ充填レベルの下方において、ＬＮＧを液化ガス貯蔵タンク１から貯蔵タンク６０内へ輸送するＬＮＧポンプ５４と、ＬＮＧを貯蔵タンク６０から液化ガス貯蔵タンク１に輸送するためのＬＮＧポンプ５６が備えられる。ＬＮＧ充填レベルの上方において、液化ガス貯蔵タンク１から貯蔵タンク６０内へＢＯＧを運ぶためのＢＯＧ圧縮機６２と、貯蔵タンク６０から液化ガス貯蔵タンク１へＢＯＧを運ぶＢＯＧ圧縮機６４とが設けられている。従って、貯蔵タンク６０は、液化ガス貯蔵タンク１の下流に設けられているか、液化ガス貯蔵タンク１に従属しており、いわば容積および／または低温容量の拡張である。

【0076】

貯蔵タンク６０は、例えば、過冷却ＬＮＧが大量に入手可能な場合、例えば、到着する積み荷の結果として過冷却ＬＮＧで満たされることによって、強く過冷却されたＬＮＧの貯留槽として使用することができる。後の運転段階、例えば比較的暖かいＢＯＧを大量にＬＮＧ輸送船の別の輸送タンク５０から引き取らなければならない場合、冷たいＬＮＧが貯蔵タンク６０から供給され得るので、液化ガス貯蔵タンク１内で長時間再凝縮され得る。

【0077】

貯蔵タンク６０は、輸送タンク５０から温かいＢＯＧを引き出す必要性にも無関係に、液化ガス貯蔵タンク１内のＬＮＧの過冷却の長期的な安定化に役立ち、ガス貯蔵タンク１からの温かいＬＮＧは、貯蔵タンク６０内にポンプ輸送され、そこで比較的低温のＬＮＧと混合され、後で、または同時に、より冷たいＬＮＧが貯蔵タンクから液化ガス貯蔵タンク１へとポンプ輸送される。

【0078】

図５、図６および図７に示す本発明による液化ガス貯蔵タンク１の実施形態は、（本発明による液化ガス貯蔵タンク１を収容する）再ガス化バージの典型的な場合を示しており、ＬＮＧ輸送船（ここでは輸送タンク５０）によって配送された後、消費者ネットワーク３６および／または５２に供給される前のＢＯＧ１２および／またはＬＮＧ１０のためのホールドアップタンクとして役立つ。本発明に従った液化ガス貯蔵タンク１を使用することによって、外部からの影響を受けない再ガス化バージにおける一時的貯蔵期間を非常に簡単な構成で明確に延長することができる。

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】