ES2331512T3 - Metodo y aparato para la regasificacion de lng a bordo de un buque transportador. - Google Patents

Metodo y aparato para la regasificacion de lng a bordo de un buque transportador. Download PDF

Info

Publication number
ES2331512T3
ES2331512T3 ES02707906T ES02707906T ES2331512T3 ES 2331512 T3 ES2331512 T3 ES 2331512T3 ES 02707906 T ES02707906 T ES 02707906T ES 02707906 T ES02707906 T ES 02707906T ES 2331512 T3 ES2331512 T3 ES 2331512T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
lng
heat
transport
heat exchanger
vessel
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.)
Expired - Lifetime
Application number
ES02707906T
Other languages
English (en)
Inventor
Alan B. Nierenberg
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Excelerate Energy LP
Original Assignee
Excelerate Energy LP
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Excelerate Energy LP filed Critical Excelerate Energy LP
Application granted granted Critical
Publication of ES2331512T3 publication Critical patent/ES2331512T3/es
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/08—Mounting arrangements for vessels
    • 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
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • 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
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • 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
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F17C2201/05—Size
    • F17C2201/052—Size large (>1000 m3)
    • 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
    • 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
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F17C2227/0318—Water heating using seawater
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/033—Heat exchange with the fluid by heating using solar energy
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0395—Localisation of heat exchange separate using a submerged heat exchanger
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Abstract

Un buque para el transporte de LNG de un lugar a otro, comprendiendo dicho buque para el transporte de LNG: (a) un evaporador (23) a bordo del buque para el transporte de LNG para la evaporación del LNG hasta un estado gaseoso; (b) al menos un intercambiador de calor (21); (c) un fluido intermedio que circula entre dicho evaporador (23) y dicho intercambiador de vapor (21), y (d) al menos una bomba (22) para hacer circular dicho fluido intermedio; caracterizado porque el intercambiador de calor (21) está fijado de forma móvil al buque de transporte de forma que pueda ser descendido desde una primera posición a bordo hasta una segunda posición en la que el intercambiador de calor está al menos parcialmente sumergido en el agua.

Description

Método y aparato para la regasificación de LNG a bordo de un buque transportador.
Campo del invento
El invento se refiere al transporte y regasificación del gas natural licuado (LNG).
Antecedentes del invento
El gas natural normalmente es transportado por una tubería desde el lugar en el que se produce hasta el lugar en el que se consume. Sin embargo, pueden producirse grandes cantidades de gas natural en un país en el cual la producción excede en mucho a la demanda. Sin un modo eficaz de transportar el gas natural a un lugar en el que haya una demanda comercial el gas puede ser quemado a medida que es producido, lo cual es un despilfarro.
La licuefacción del gas natural facilita el almacenamiento y transporte del gas natural. El gas natural licuado ("LNG") ocupa sólo aproximadamente 1/600 del volumen de la misma cantidad de gas natural en su estado gaseoso. El LNG se produce enfriando el gas natural hasta debajo de su temperatura de ebullición (-259ºF a presiones ambiente). El LNG puede ser almacenado en contenedores criogénicos a presión atmosférica o ligeramente superior. Elevando la temperatura del LNG puede ser llevado de nuevo a su forma gaseosa.
La creciente demanda de gas natural ha estimulado el transporte de LNG por buques cisterna especiales. El gas natural producido en lugares alejados, tales como Argelia, Borneo, o Indonesia, puede ser licuado y enviado por barco de esta forma a Europa, Japón, o Estados Unidos. Típicamente, el gas natural es reunido mediante una o más tuberías en una instalación de licuefacción en tierra. El LNG es después cargado sobre un buque cisterna equipado con compartimentos criogénicos (tal buque cisterna puede ser denominado buque para transporte de LNG o "LNGC") bombeándolo a través de una tubería relativamente corta. Después de que el LNGC llegue a su puerto de destino, el LNGC es descargado mediante una bomba criogénica a unas instalaciones de regasificación en tierra, donde puede ser almacenado en un estado líquido o regasificado. Para regasificar el LNG, la temperatura es elevada hasta que supere la temperatura de ebullición del LNG, lo que hace que el LNG vuelva a su estado gaseoso. El gas resultante puede ser distribuido a continuación a través de una red de tuberías a los diversos lugares en donde es consumido.
Por consideraciones de seguridad, ecológicas y/o estéticas se ha propuesto que la regasificación del LNG se produzca mar adentro. Una instalación de regasificación puede ser construida sobre una plataforma fija situada mar adentro, o sobre una barcaza flotante u otro barco fondeado mar adentro. El LNGC puede bien atracar o ser fondeado cerca de la plataforma o barco de regasificación mar adentro, y después descargado por medios convencionales para almacenamiento o regasificación. Después de la regasificación el gas natural puede ser transferido a una red de distribución por tuberías en tierra.
También se ha propuesto que la regasificación se efectúe a bordo del LNGC. Esto tiene unas ciertas ventajas debido a que la instalación de regasificación viaja con el LNGC. Esto puede hacer más fácil acomodar las demandas de gas natural que son más estacionales o que varían de un lugar a otro. Debido a que la instalación de regasificación viaja con el LNGC no es necesario disponer de una instalación independiente de almacenamiento y de regasificación de LNG, bien en la costa o mar adentro, en cada lugar en el que el LNG pueda ser entregado. En lugar de ello, el LNGC provisto de una instalación de regasificación puede ser fondeado mar adentro y conectado a una red de distribución por tuberías a través de una conexión situada en una plataforma o boya mar adentro.
Cuando la instalación de regasificación está situada a bordo de un LNGC la fuente de calor utilizada para regasificar el LNG puede ser transferida mediante la utilización de un fluido intermedio que ha sido calentado por una caldera situada en el LNGC. El fluido calentado puede entonces ser hecho pasar a través de un intercambiador de calor que está en contacto con el LNG. Un ejemplo de esto se explica en el documento US 6.089.022. Por otra parte, documento WO 01/03793 explica un buque para transporte de LNG con un intercambiador de calor sumergido.
También se ha propuesto que la fuente de calor sea agua de mar que rodea al LNGC. Como la temperatura del agua de mar es más alta que la temperatura de ebullición del LNG y que la temperatura mínima de distribución por tubería, puede ser bombeada a través de un intercambiador de calor para calentar y regasificar el LNG. No obstante, a medida que el LNG es calentado, regasificado, y supercalentado, el agua de mar se enfría como consecuencia de la transferencia de calor entre los dos fluidos. Se debe tener cuidado para impedir el enfriamiento del agua de mar por debajo de su punto de congelación. Esto requiere controlar muy cuidadosamente los caudales unitarios del LNG que está siendo calentado y del agua de mar que se está usando para calentar el LNG. El adecuado equilibrio de los caudales unitarios está influido por la temperatura ambiente del agua de mar así como por la tasa de gasificación del LNG deseada. La temperatura ambiente del agua de mar puede verse afectada por el lugar en el que el LNGC va a ser fondeado, la época del año en la que se produce la entrega, la profundidad del agua, e incluso por la forma en la que se descarga el agua de mar enfriada por el calentamiento del LNG. Además, la forma en la que el agua de mar es descargada puede verse afectada por consideraciones medioambientales, esto es impedir que se produzca un efecto medioambiental no deseado en lo relativo a la disminución de la temperatura ambiente del agua en la proximidad del sitio de descarga del agua de mar enfriada. Esto puede afectar a la velocidad a la que el LNG puede ser calentado y, por lo tanto, al volumen de LNG que puede ser gasificado en un período de tiempo dado para la regasificación, por el equipo de regasificación a bordo del LNGC.
Resumen del invento
En un aspecto, el presente invento se refiere a un LNGC que tiene un sistema de regasificación que incluye uno o más intercambiadores de calor fijados de forma móvil a bordo de un buque para transporte de LNG, de forma que el intercambiador de calor está configurado para ser sumergido en el agua para uso, en un evaporador a bordo para evaporar el LNG, y un fluido intermedio que circula a través del evaporador y del intercambiador de calor sumergido.
En otro aspecto, el invento se refiere a un sistema de regasificación de un LNGC, que incluye un evaporador a bordo para evaporar el LNG y un intercambiador de calor sumergido que es conectado con el LNGC después de que el LNGC llegue a la terminal de descarga.
Breve descripción de los dibujos
La Figura 1 es una representación esquemática de un sistema enfriador de quilla de la técnica anterior.
La Figura 2 es una representación esquemática de un intercambiador de calor sumergido usado como una fuente de calor para el evaporador.
La Figura 3 es una representación esquemática de un sistema alternativo de fuente de calor dual.
Descripción detallada
Se pueden realizar diversas mejoras en la forma en la que se regasifica el LNG a bordo de un buque para transporte de LNG. Específicamente hay otras fuentes de calor, de componentes para la transferencia de calor, y de combinaciones de fuentes de calor que pueden usarse para dar una flexibilidad adicional con respecto a los lugares y los impactos medioambientales de la regasificación a bordo de un buque para transporte de LNG.
En el pasado se han usado dispositivos comúnmente denominados "enfriadores de quilla" para proporcionar una fuente de enfriamiento de equipos marinos, tal como los enfriadores de las turbinas de propulsión y para el aire acondicionado. Como se muestra en la Figura 1, el "enfriador de quilla" 2 es un intercambiador de calor sumergido que normalmente está situado en o cerca del fondo del casco 1 del barco, y utiliza agua de mar como "disipador de calor" del calor generado por el equipo a bordo (tal como los elementos de acondicionamiento de aire 3) que requieren capacidad de enfriamiento.
El enfriador de quilla 2 funciona usando una o más cápsulas longitudinales (no mostradas) que están formadas en la parte inferior del casco 1 o pegadas al exterior del casco 1 como un intercambiador de calor que enfría un fluido intermedio (tal como agua dulce o un glicol) que es hecho circular por una bomba 1 a través de la cápsula longitudinal. Este fluido intermedio es después bombeado a uno o más lugares en el barco para absorber el exceso de calor.
Entre las ventajas de tal sistema en comparación con un sistema que introduce y posteriormente descarga agua de mar para usarla como un fluido refrigerante es el reducido riesgo de hundimiento y de corrosión que está asociado con la circulación del agua de mar a diversos lugares a bordo del barco. Solamente el exterior de la cápsula longitudinal del refrigerador de quilla 2 está expuesto al agua de mar, al agua dulce o a otro fluido relativamente no corrosivo que sea hecho circular a través del resto de lo que equivale a un sistema cerrado. Las bombas, tuberías, válvulas, y otros componentes en el sistema en ciclo cerrado no necesitan ser fabricados a partir de materiales más exóticos que los que fueran resistentes a la corrosión del agua de mar. Los refrigeradores de quilla 2 también obvian la necesidad de filtrar el agua de mar, como es necesario en un sistema en el que el agua de mar pasa al interior de los componentes de la maquinaria a bordo del barco.
Como se muestra en la Figura 2, en una realización preferida del invento, se emplean uno o más intercambiadores de calor sumergidos 21 - no para suministrar capacidad de enfriamiento sino para proporcionar capacidad de calentamiento del fluido que circula en ciclo cerrado, que a su vez se usa para regasificar el LNG.
Uno o más elementos intercambiadores de calor sumergidos 21 pueden estar situados en cualquier lugar adecuado debajo de la línea de flotación del casco 1. Pueden estar montados directamente dentro del casco 1 del LNGC, o montados en una o más estructuras independientes conectadas con el LNGC mediante las tuberías apropiadas. Por ejemplo, el sistema intercambiador de calor sumergido puede estar montado en la boya que se utiliza para fondear el LNGC. Alternativamente, los intercambiadores de calor pueden estar sumergidos parcialmente, más que totalmente sumergidos.
Un fluido intermedio, tal como un glicol o agua dulce, es hecho circular por una bomba 22 a través del evaporador 23 y el intercambiador de calor sumergido 21. Otros fluidos intermedios que tienen características apropiadas, tales como una capacidad calorífica y una temperatura de ebullición aceptables, también pueden utilizarse y son muy conocidos en la industria. El LNG es hecho pasar al evaporador 23 a través de la tubería 24, en donde es regasificado, y sale a través de la tubería 25.
Los intercambiadores de calor sumergidos 21 permiten la transferencia de calor desde el agua de mar de los alrededores al fluido intermedio que es hecho circular sin la toma o bombeo de agua de mar al LNGC, como se ha mencionado antes. El tamaño y el área superficial de los intercambiadores de calor 21 pueden variar ampliamente, dependiendo del volumen de la carga de LNG que es regasificada para entrega y de la gama de temperaturas del agua en la que el LNGC realiza la entrega del gas natural.
Por ejemplo, si la temperatura del fluido intermedio hecho circular es aproximadamente 45ºF tras el retorno al intercambiador de calor sumergido 21 y la temperatura del agua de mar es aproximadamente 59ºF, la diferencia de temperatura entre las dos es aproximadamente 14ºF. Ésta es una diferencia de temperatura relativamente modesta, y por lo tanto, el intercambiador de calor 21 requerirá un área superficial mayor para satisfacer las necesidades de transferencia de calor del presente invento, en comparación con los enfriadores de quilla típicos descritos antes, que fueron diseñados para la eliminación de unos pocos millones de BTUs por hora. En una realización preferida se usó un intercambiador de calor sumergido 21 diseñado para absorber aproximadamente 62 millones de BTUs por hora y con aproximadamente 450.000 pies cuadrados de área superficial. Esta cantidad de área superficial puede estar dispuesta en una variedad de configuraciones que incluyen en la realización preferida múltiples haces de tubos dispuestos igualmente que aquéllos en los enfriadores de quilla convencionales. El intercambiador de calor 21 del presente invento puede también ser un intercambiador de calor de carcasa y tubos, un intercambiador de láminas de tubos curvos y de tubos fijos, un intercambiador de tubos espirales, un intercambiador de láminas delgadas, un intercambiador de placas, u otros intercambiadores de calor comúnmente conocidos por los expertos en la técnica que cumplen las exigencias de absorción de temperatura, volumen y calor para que el LNG sea regasificado.
Además, el intercambiador de calor 21, en vez de estar montado en el barco puede ser un intercambiador de calor 21 independiente que es introducido en el agua después de que el buque para transporte de LNG alcance su instalación de descarga mar adentro, o puede ser una instalación sumergida de forma permanente en la instalación de descarga mar adentro. Cualquiera de estas configuraciones del intercambiador de calor 21 alternativas está conectada con el LNGC para permitir que el fluido intermedio sea hecho circular a través del intercambiador de calor 21
sumergido.
El evaporador 23 preferiblemente es un evaporador de carcasa y tubos, y tal evaporador 23 está representado esquemáticamente en la Figura 2. Este tipo de evaporador 23 es bien conocido en la industria, y es similar a varias docenas de evaporadores de carcasa y tubos calentados por agua en servicio en instalaciones de regasificación situadas en tierra. En aplicaciones a bordo de barcos alternativas, en las que el agua de mar puede ser uno de los medios de calentamiento o que puede hacer contacto con el equipo, el evaporador 23 está preferiblemente hecho de un acero inoxidable superior AL-6XN patentado (ASTM B688) para superficies mojadas en contacto con agua de mar, y acero inoxidable tipo 316L para todas las otras superficies del evaporador 23. Se puede usar una amplia variedad de materiales para el evaporador incluyendo pero no limitado a, compuestos y aleaciones de titanio.
En la realización preferida se usa un evaporador 23 de carcasa y tubos que produce aproximadamente 100 millones de pies cúbicos normales diarios ("mmscf/d") de LNG con un peso molecular de aproximadamente 16,9. Por ejemplo, cuando se opera el LNGC en agua de mar con una temperatura de aproximadamente 59ºF y la temperatura del fluido intermedio es aproximadamente 21ºF, el evaporador 23 requerirá un caudal de agua calentada de aproximadamente 2.000 metros cúbicos por hora. La transferencia de calor resultante de aproximadamente 62 millones de BTUs por hora se consigue preferiblemente utilizando un único haz de tubos con tubos de aproximadamente cuarenta pies de largo, preferiblemente con un diámetro de aproximadamente ¾ de pulgada. En el evaporador 23 se incorporan características de diseño especiales a fin de asegurar la distribución uniforme del LNG en los tubos, para tener en cuenta la contracción térmica diferencial entre los tubos y la carcasa, para impedir la congelación del medio de agua de calentamiento y para tener en cuenta las cargas añadidas de las aceleraciones a bordo del barco. En la realización más preferida, los evaporadores 23 con una capacidad de 100 mmscf/d de la instalación paralela están dispuestos para conseguir la capacidad de producción requerida del barco de regasificación. Los suministradores de estos tipos de evaporadores 23 en EEUU incluyen Chicago Power and Process, Inc y Manning and Lewis, Inc.
En la realización preferida del invento, las bombas de circulación 22 del fluido intermedio son bombas centrífugas 22 de una sola etapa impulsadas por motores eléctricos síncronos. Las bombas centrífugas 22 de una etapa se usan frecuentemente para el bombeo de agua/fluido en unas aplicaciones marinas e industriales, y son bien conocidas por los expertos en la técnica. La capacidad de las bombas de circulación 22 se selecciona basándose en la cantidad de evaporadores 23 instalados y en el grado de redundancia deseado.
Por ejemplo, para hacer frente a aproximadamente 500 millones de pies cúbicos por día ("mmsfcf/d") de capacidad de diseño, se hace una instalación a bordo de un barco de seis evaporadores 23, cada uno con una capacidad de aproximadamente 100 mmscf/d. La circulación de agua de calentamiento total requerida para este sistema es de aproximadamente 10.000 metros cúbicos por hora en el punto característico, y de aproximadamente 12.000 en régimen máximo. Teniendo en cuenta las limitaciones de espacio a bordo del barco, se usan tres bombas 22, cada una con una capacidad de 5.000 metros cúbicos por hora, y se dispone un elemento totalmente redundante en las exigencias de circulación de punto característico de 10.000 metros cúbicos por hora. Estas bombas 22 tienen una carga dinámica total de aproximadamente 30 metros, y la potencia necesaria para cada bomba 22 es aproximadamente 950 kW (kilowatios). La tubería de succión y de descarga de cada bomba 22 es preferiblemente una tubería de 650 mm de diámetro, aunque también se puede usar un tubo con otras dimensiones.
Los materiales usados para las bombas 22 y las tuberías correspondientes preferiblemente pueden resistir los efectos corrosivos del agua de mar, y se dispone de diversos materiales. En la realización preferida las camisas de las bombas están hechas de una aleación de níquel, aluminio y bronce, y los impulsores tienen ejes de bomba Monel. El Monel es una aleación a base de níquel, muy resistente a la corrosión, que contiene aproximadamente un 60-70% de níquel, 22-35% de cobre, y pequeñas cantidades de hierro, manganeso, silicio y carbono.
Si bien la realización preferida del invento está dirigida a una bomba centrífuga de una etapa 22, pueden usarse varios tipos de bombas 22 que cumplan los caudales unitarios exigidos y que estén disponibles en los suministradores de bombas. En realizaciones alternativas, las bombas 22 pueden ser de flujo uniforme y bombas de caudal pulsatorio, bombas de presión de velocidad o volumétricas, bombas de hélice, bombas rotativas de paletas, bombas rotativas, bombas de engranajes, bombas radiales de pistones, bombas de plato oscilante, bombas radiales y bombas de pistones, u otras bombas que cumplan las exigencias de medida de caudal del fluido intermedio.
Un sistema intercambiador de calor 21 sumergido o parcialmente sumergido puede ser usado bien como la única fuente de calor para regasificación del LNG o, en una realización alternativa del invento mostrada en la Figura 3, puede ser usada en conjunción con una o más fuentes secundarias de calor. En el caso de que la capacidad del sistema intercambiador de calor 21 sumergido o parcialmente sumergido, o la temperatura del agua de mar del lugar, no sean suficientes para proporcionar la cantidad de calor necesaria para el nivel deseado de las operaciones de regasificación, esta realización del invento proporciona ventajas operativas.
En una realización alternativa preferida, el fluido intermedio es hecho circular por la bomba 22 a través del calentador de vapor 26, del evaporador 23, y de uno o más intercambiadores de calor 21 sumergidos o parcialmente sumergidos. En la realización más preferida del invento, el intercambiador de calor 21 está sumergido. El vapor procedente de una caldera o de otra fuente entra en el calentador de vapor 26 a través de la tubería 31 y sale como agua de condensación por la tubería 32. Las válvulas 41, 42 y 43 permiten el aislamiento del calentador de vapor 26 y la apertura de la tubería de la válvula de derivación 51, que permite el funcionamiento del evaporador 23 con el calentador de vapor 26 retirado del circuito. Alternativamente, las válvulas 44, 45 y 46 permiten el aislamiento del intercambiador de calor 21 sumergido y la apertura de la tubería de la válvula de derivación 52, que permite el funcionamiento del evaporador 23 con el intercambiador de calor 21 sumergido retirado del circuito.
El calentador de vapor 26 preferiblemente es un intercambiador de calor con una carcasa y tubos convencional equipado con un enfriador de drenaje para permitir el calentamiento del agua que se hace circular, y puede proporcionar bien todo o una parte del calor requerido para la regasificación del LNG. Al calentador de vapor 26 preferiblemente se le suministra vapor desrecalentado a aproximadamente 10 bares de presión y aproximadamente a una temperatura de 450ºF. El vapor es condensado y subenfriado en el calentador de vapor 26 y en el enfriador de drenaje y es devuelto a la planta de vapor del buque a aproximadamente 160ºF.
En otra realización alternativa el medio de agua de calentamiento en el calentador de vapor 26 y el enfriador de drenaje es agua de mar. Se usa preferiblemente una aleación 90-10 de cobre-níquel para todas las superficies mojadas en contacto con el medio de agua de calentamiento. Los componentes laterales de la carcasa en contacto con vapor y agua de condensación son preferiblemente de acero con carbono.
Para la instalación a bordo del barco descrita anteriormente se utilizan tres calentadores de vapor 26 con enfriadores de drenaje, proporcionando cada uno de ellos el 50% de la capacidad total necesaria. Cada sistema calentador de vapor 26 con un enfriador de drenaje tiene una capacidad para un caudal de agua de calentamiento de aproximadamente 5.000 metros cúbicos por hora y un caudal de vapor de aproximadamente 30.000 kilogramos por hora. Los intercambiadores de calor 26 apropiados son similares a los condensadores superficiales de vapor utilizados a bordo de muchos barcos, aplicaciones industriales y de instalaciones, y están disponibles en todo el mundo en los fabricantes de intercambiadores de calor.
La adición de una entrada de agua de mar 61 y de una salida de agua de mar 62 para un flujo a través del sistema de agua de mar permite que el agua de mar sea usada como una fuente directa de calor para el evaporador 23 o como una fuente adicional de calor para ser en conjunción con el calentador de vapor 26, en lugar de los intercambiadores de calor sumergidos 21. Esto se muestra en la Figura 3 mediante las líneas discontinuas.
Alternativamente, el sistema intercambiador de calor 21 sumergido o parcialmente sumergido puede ser usado como la fuente de calor secundaria, en tanto que otra fuente de calor se usa como la fuente primaria de calor para operaciones de regasificación. Ejemplos de otra fuente de calor incluirían el vapor de una caldera, o un sistema de flujo a través de agua de mar en el que el agua de mar se introduce como una fuente de calor del océano (u otro cuerpo de agua en el que el LNGC esté situado) y es descargada al mar después de ser usada para calentar el LNG o un fluido intermedio que posteriormente se usa para calentar el LNG. Otras fuentes de calor podrían incluir un evaporador de combustión sumergido o de energía solar. También se considera ventajoso tener una fuente secundaria o alternativa de calor además de la fuente primaria de calor, ya sea o no alguna de las fuentes un sistema intercambiador de calor sumergido.
El uso de una fuente primaria de calor unido a la disponibilidad de al menos una fuente secundaria de calor proporciona una flexibilidad adicional en la forma en la que el LNG puede ser calentado con fines de regasificación. La fuente primaria de calor puede ser usada sin requerir que la fuente de calor sea ampliada para tener en cuenta todas las circunstancias ambientales en las que se puede producir la regasificación. En lugar de esto, la fuente secundaria de calor puede ser usada solamente en los casos en los que sea necesaria una fuente adicional de calor.
La disponibilidad de una fuente de calor secundaria que está basada en una principal totalmente diferente de la fuente primaria también garantiza la disponibilidad de al menos alguna energía calorífica en el caso de fallo de la fuente de calor primaria. Mientras que la capacidad de regasificación puede reducirse sustancialmente en el caso de un fallo de la fuente primaria de calor, la fuente secundaria de calor proporcionaría al menos una capacidad de regasificación parcial que podría ser usada mientras la fuente primaria de calor sea reparada o sea corregida la causa del fallo.
En una realización de tal sistema la fuente primaria de calor puede ser el vapor de una caldera, y la fuente secundaria un sistema intercambiador de calor sumergido. Alternativamente, la fuente primaria de calor puede ser el vapor de una caldera, y la fuente secundaria puede ser el uso de un sistema abierto de flujo a través de agua de mar. También pueden usarse otras combinaciones de fuentes de calor dependiendo de la disponibilidad, aspectos económicos, o de otro tipo de consideraciones. Otras fuentes de calor potenciales incluyen el uso de calderas de calentamiento de agua, de intercambiadores de calor con fluido intermedio, o intercambiadores de calor por combustión sumergidos, cada uno de los cuales es un producto comercialmente disponible.
En otra realización del sistema, el LNGC puede estar equipado con una fuente de calor primaria, y preparada para la adición de una fuente de calor secundaria mediante la inclusión de tuberías y otros elementos que de otro modo requerirían una sustancial modificación del barco para adecuarlo. Por ejemplo, el LNGC podría estar equipado para utilizar el vapor de una caldera como fuente de calor primaria, aunque también podría estar equipado con tuberías y lugares apropiados para bombas u otros equipos para facilitar la posterior instalación de un sistema de intercambiador de calor sumergido o de un sistema de flujo a través de agua de mar sin necesidad de una modificación de la estructura del barco propiamente dicho. Teniendo en cuenta que esto puede incrementar ligeramente los gastos iniciales de construcción del LNGC o reducir la capacidad del LNGC, podría ser económicamente preferible a tener sufrir una modificación importante de la estructura del barco en una fecha posterior.
El método preferido de este invento es un proceso mejorado para regasificar LNG a bordo de un buque para transporte de LNG. El LNGC, provisto de instalaciones para regasificación como se ha descrito anteriormente, puede estar fondeado mar adentro y conectado a un sistema de distribución por tuberías a través de una conexión situada en una boya o plataforma mar adentro, por ejemplo. Una vez realizada esta conexión mediante la bomba 22 se hace circular un fluido intermedio, tal como glicol o agua dulce, a través del intercambiador de calor 21 sumergido o sumergido parcialmente y el evaporador 23. También se pueden usar, como se ha descrito antes, otros fluidos intermedios con características apropiadas, tales como una capacidad calorífica y una temperatura de ebullición aceptables. El intercambiador de calor 21 está preferiblemente sumergido y permite la transferencia de calor del agua de mar próxima al fluido intermedio que se hace circular debido a la diferencia de temperaturas entre los dos. El fluido intermedio circula después al evaporador 23, el cual preferiblemente es un evaporador de carcasa y tubos. En la realización preferida el fluido intermedio atraviesa evaporadores en paralelo para aumentar la capacidad de producción de LNGC. El LNG es pasado al evaporador 23 a través de la tubería 24, donde es regasificado y sale a través de la tubería 25. Desde la tubería 25 el LNG pasa a un sistema de de distribución por tubería unido a la plataforma o boya en la que el LNGC está fondeado.
En otro método del invento el fluido intermedio es hecho circular a través de intercambiadores de calor sumergidos 21 que están montados en una o más estructuras conectadas al LNGC mediante unas tuberías adecuadas. En otra alternativa más del invento los intercambiadores de calor sumergidos 21 están montados en la boya o en otra estructura mar adentro en la que el LNGC está fondeado, y conectado al barco después del atraque.
En otro método preferido del invento una o más fuentes secundarias de calor están dispuestas para la regasificación del LNG. En una realización el fluido intermedio es hecho circular por una bomba 22 a través del calentador de vapor 26, el evaporador 23, y uno o más intercambiadores de calor 21 sumergidos o parcialmente sumergidos. El vapor procedente de una caldera o de otra fuente entra en el calentador de vapor 26 a través de una tubería 31 y sale como agua de condensación a través de la tubería 32. Las válvulas 41, 42 y 43 permiten el funcionamiento del evaporador 23 con o sin el calentador de vapor 26. Además, el evaporador 23 puede ser operado solamente con el uso de las fuentes secundarias de calor tales como el calentador de vapor 26. Las válvulas 44, 45 y 46 permiten el aislamiento de estos intercambiadores de calor sumergidos 21, de forma que el evaporador 23 puede funcionar sin ellos.
En otro método del invento un sistema de flujo a través de agua de mar, con una entrada 61 y una salida 62, permiten que el agua de mar sea usada como una fuente directa de calor para el evaporador 23 o como una fuente adicional de calor para ser usada en conjunción con el calentador de vapor 26 en lugar del intercambiador de calor sumergido 21. Por supuesto, el sistema intercambiador de calor sumergido o parcialmente sumergido 21 puede ser usado como una fuente de calor secundaria, mientras que una de las otras fuentes de calor descritas se usa como fuente de calor primaria. Más adelante se describen ejemplos de esto.
Diversas realizaciones del invento a modo de ejemplo han sido mostradas y descritas anteriormente. No obstante, el invento no está limitado a ellas. Más bien, el invento deberá ser considerado limitado solamente por el alcance de las reivindicaciones anejas.

Claims (10)

1. Un buque para el transporte de LNG de un lugar a otro, comprendiendo dicho buque para el transporte de LNG:
(a) un evaporador (23) a bordo del buque para el transporte de LNG para la evaporación del LNG hasta un estado gaseoso;
(b) al menos un intercambiador de calor (21);
(c) un fluido intermedio que circula entre dicho evaporador (23) y dicho intercambiador de vapor (21), y
(d) al menos una bomba (22) para hacer circular dicho fluido intermedio;
caracterizado porque el intercambiador de calor (21) está fijado de forma móvil al buque de transporte de forma que pueda ser descendido desde una primera posición a bordo hasta una segunda posición en la que el intercambiador de calor está al menos parcialmente sumergido en el agua.
2. El buque de transporte de la reivindicación 1, en el que el intercambiador de calor (21) está fijado a una superficie exterior del buque de transporte de LNG.
3. El buque de transporte de la reivindicación 1 ó 2, en el que el intercambiador de calor (21) es parte integrante del casco del buque de transporte de LNG.
4. El buque de transporte de las reivindicaciones 1, 2 ó 3, en el que el intercambiador de calor (21) está totalmente sumergido.
5. El buque de transporte de cualquiera de las anteriores reivindicaciones, en el que el intercambiador de calor (21) es descendido al agua por el equipo mecánico para uso.
6. El buque de transporte de cualquiera de las anteriores reivindicaciones, en el que dicho intercambiador de calor (21) está rígidamente fijado al buque para transporte de LNG después de ser descendido al agua.
7. El buque de transporte de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que dicho intercambiador de calor (21) está fijado de forma flexible al buque para transporte de LNG después de ser descendido al agua.
8. Un método para regasificar LNG a bordo de un buque para transporte de LNG, comprendiendo dicho método:
(a) descender uno o más intercambiadores de calor (21) al agua;
(b) hacer circular un fluido intermedio entre un evaporador (23) a bordo del buque para transporte de LNG y el intercambiador de calor sumergido (21), estando dicho intercambiador de calor (21) al menos parcialmente sumergido;
(c) calentar el LNG hasta una temperatura por encima de una temperatura de evaporación utilizando energía calorífica transportada por dicho fluido intermedio; y
(d) calentar el fluido intermedio utilizando energía suministrada por el intercambiador de calor.
9. El método de la reivindicación 8, en el que el intercambiador de calor (21) está fijado al casco del buque para transporte de LNG.
10. El método de las reivindicaciones 8 ó 9, en el que el intercambiador de calor (21) está totalmente sumergido después de ser descendido.
ES02707906T 2002-02-27 2002-02-27 Metodo y aparato para la regasificacion de lng a bordo de un buque transportador. Expired - Lifetime ES2331512T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US83920 2002-02-27
US10/083,920 US7293600B2 (en) 2002-02-27 2002-02-27 Apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2331512T3 true ES2331512T3 (es) 2010-01-07

Family

ID=27753387

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES02707906T Expired - Lifetime ES2331512T3 (es) 2002-02-27 2002-02-27 Metodo y aparato para la regasificacion de lng a bordo de un buque transportador.

Country Status (11)

Country Link
US (4) US7293600B2 (es)
EP (1) EP1478875B1 (es)
JP (1) JP4343703B2 (es)
KR (1) KR100868281B1 (es)
CN (1) CN1294377C (es)
AU (1) AU2002242275A1 (es)
CA (1) CA2477446C (es)
ES (1) ES2331512T3 (es)
MX (1) MXPA04008283A (es)
TW (1) TW568863B (es)
WO (1) WO2003072993A1 (es)

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4343703B2 (ja) * 2002-02-27 2009-10-14 エクセルレイト・エナジー・リミテッド・パートナーシップ 運搬体上におけるｌｎｇの再ガス化装置及びその方法
EP1495257B1 (en) * 2002-03-29 2009-09-09 Excelerate Energy Limited Partnership Improved lng carrier
KR100697797B1 (ko) 2002-03-29 2007-03-20 익셀러레이트 에너지 리미티드 파트너쉽 운반선상의 ｌｎｇ의 재기화를 위한 방법 및 장치
AU2003269731A1 (en) * 2002-10-04 2004-04-23 Hamworthy Kse A.S. Regasification system and method
WO2005056377A2 (en) * 2003-08-12 2005-06-23 Excelerate Energy Limited Partnership Shipboard regasification for lng carriers with alternate propulsion plants
WO2005043034A1 (en) * 2003-10-29 2005-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Vaporizing systems for liquified natural gas storage and receiving structures
US20050115248A1 (en) * 2003-10-29 2005-06-02 Koehler Gregory J. Liquefied natural gas structure
ES2235646B1 (es) * 2003-12-22 2006-03-16 Ros Roca Indox Equipos E Ingenieria, S.L. Planta movil de regasificacion de gnl.
US7080673B2 (en) 2004-04-30 2006-07-25 Sbm-Imodco, Inc. Quick LNG offloading
JP2008519210A (ja) * 2004-11-05 2008-06-05 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇ輸送容器及び炭化水素を輸送するための方法
KR20070085870A (ko) * 2004-11-08 2007-08-27 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 액화천연가스 부유식 저장 재기화 설비
FR2882129A1 (fr) * 2005-02-17 2006-08-18 Inst Francais Du Petrole Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
US8069677B2 (en) * 2006-03-15 2011-12-06 Woodside Energy Ltd. Regasification of LNG using ambient air and supplemental heat
US20070214805A1 (en) * 2006-03-15 2007-09-20 Macmillan Adrian Armstrong Onboard Regasification of LNG Using Ambient Air
MX2009002551A (es) * 2006-09-11 2009-03-20 Exxonmobil Upstream Res Co Terminal de importacion de lng de atraque en mar abierto.
KR20090057298A (ko) * 2006-09-11 2009-06-04 우드사이드 에너지 리미티드 Ｌｎｇ의 선박 대 선박 이송과정 중의 액체기화가스 처리
WO2008033183A2 (en) 2006-09-11 2008-03-20 Exxonmobil Upstream Research Company Transporting and managing liquefied natural gas
US20080120983A1 (en) * 2006-11-04 2008-05-29 Dirk Eyermann System and process for reheating seawater as used with lng vaporization
KR100805022B1 (ko) * 2007-02-12 2008-02-20 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선용 ｌｎｇ 저장탱크 및 이를 이용한 증발가스처리 방법
FI125981B (fi) * 2007-11-30 2016-05-13 Waertsilae Finland Oy Kelluva nestekaasun varastointi- ja jälleenkaasutusyksikkö sekä menetelmä nestekaasun jälleenkaasuttamiseksi mainitussa yksikössä
EP2180231A1 (en) * 2008-10-24 2010-04-28 Cryostar SAS Convenrsion of liquefied natural gas
JP5254716B2 (ja) * 2008-09-08 2013-08-07 三菱重工業株式会社 浮体構造物
ES2547329T3 (es) * 2009-04-17 2015-10-05 Excelerate Energy Limited Partnership Transferencia de GNL de buque a buque en muelle
US20110030391A1 (en) * 2009-08-06 2011-02-10 Woodside Energy Limited Mechanical Defrosting During Continuous Regasification of a Cryogenic Fluid Using Ambient Air
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
ATE552423T1 (de) * 2010-02-12 2012-04-15 Allweiler Ag Betriebssteuerungsvorrichtung für eine verdrängerpumpe, pumpensystem und verfahren zum betreiben eines solchen
US9919774B2 (en) 2010-05-20 2018-03-20 Excelerate Energy Limited Partnership Systems and methods for treatment of LNG cargo tanks
AP3645A (en) * 2010-11-18 2016-03-16 Shell Internationale Res Maatcvhappij B V Water intake riser assembly for an off-shore structure, and method of producing a liquefied hydrocarbon stream and method of producing a vaporous hydrocarbon stream
KR101219365B1 (ko) * 2010-11-30 2013-01-08 에스티엑스조선해양 주식회사 선박의 액화천연가스 재기화 장치 및 방법
JP2012176670A (ja) * 2011-02-25 2012-09-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 洋上高圧ガス配管構造
JP5611476B2 (ja) * 2011-03-11 2014-10-22 デウ シップビルディング アンド マリーン エンジニアリング カンパニー リミテッド 再液化装置及び高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システム
US8978769B2 (en) * 2011-05-12 2015-03-17 Richard John Moore Offshore hydrocarbon cooling system
AU2012216352B2 (en) 2012-08-22 2015-02-12 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Modular LNG production facility
KR101875900B1 (ko) * 2012-10-31 2018-08-02 현대중공업 주식회사 액화천연가스 기화 시스템 및 그 방법
US20140123916A1 (en) * 2012-11-05 2014-05-08 Electro-Motive Diesel, Inc. Utilizing Locomotive Electrical Locker to Warm Liquid Natural Gas
US8662149B1 (en) 2012-11-28 2014-03-04 Robert E. Bernert, Jr. Frost free cryogenic ambient air vaporizer
EP2951083B1 (en) * 2013-01-29 2018-12-19 Keppel Offshore&Marine Technology Centre Pte Ltd Lng carrier construction method
KR101402381B1 (ko) * 2013-04-11 2014-06-03 한국가스공사 Lng 탱크 컨테이너를 이용한 원격지 천연가스 공급 스테이션 및 이를 이용한 천연가스 공급 방법
KR101586118B1 (ko) * 2013-07-23 2016-01-25 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템 및 방법
CN103615659A (zh) * 2013-11-22 2014-03-05 江苏现代造船技术有限公司 一种lng的汽化及自增压装置
US9810478B2 (en) 2014-03-05 2017-11-07 Excelerate Energy Limited Partnership Floating liquefied natural gas commissioning system and method
CN104075108A (zh) * 2014-06-18 2014-10-01 上海交通大学 新型螺旋管结构lng中间流体汽化器
CN104048161B (zh) * 2014-06-25 2016-10-26 江苏中圣高科技产业有限公司 一种液态天然气（lng）的联合气化装置
JP6519839B2 (ja) * 2014-09-18 2019-05-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 冷却設備、及びこれを備えるコンバインドサイクルプラント
CN104315339B (zh) * 2014-10-27 2016-02-24 中国海洋石油总公司 应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统及再气化方法
CN107107991B (zh) * 2014-12-16 2019-05-14 韩国Gas公社 用于开架式气化器的海水供给装置
TWI537865B (zh) 2015-03-11 2016-06-11 Liquid Gas Transmission and Distribution and Gasification Management System
CN104806878B (zh) * 2015-05-07 2017-01-18 镇江飞利达电站设备有限公司 一种水浴汽化器
CA3000004A1 (en) * 2015-10-01 2017-04-06 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Liquid cryogen vaporizer method and system
US20170097178A1 (en) 2015-10-05 2017-04-06 Crowley Maritime Corporation Lng gasification systems and methods
US10823335B2 (en) * 2016-02-01 2020-11-03 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Ship including gas re-vaporizing system
CN108698673B (zh) * 2016-03-18 2022-03-01 现代重工业株式会社 具有气体再汽化系统的船舶
CN113022792A (zh) * 2016-04-07 2021-06-25 现代重工业株式会社 具有气体再汽化系统的船舶
JP7030104B2 (ja) * 2016-07-06 2022-03-04 サイトロニック カンパニー リミテッド 冷熱を利用するシステム
CA3038985C (en) * 2016-11-11 2021-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite
WO2018087731A1 (en) * 2016-11-14 2018-05-17 Priserve Engineering Inc An open loop vaporization system and a method thereof
WO2018163768A1 (ja) * 2017-03-06 2018-09-13 株式会社神戸製鋼所 洋上浮体式施設
CN108980602A (zh) * 2018-08-24 2018-12-11 杰瑞石油天然气工程有限公司 一种带有潜液泵的气化站
US10613006B1 (en) * 2018-09-24 2020-04-07 Mustang Sampling, LLC. Liquid vaporization device and method
MX2020000632A (es) 2019-01-16 2020-08-13 Excelerate Energy Lp Sistema flotante de extracción por inyección de gas, aparato y metodo.

Family Cites Families (110)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE530808A (es) * 1954-05-10
BE544515A (es) * 1955-01-19
US2795937A (en) * 1955-03-31 1957-06-18 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for storage or transportation of volatile liquids
US2938359A (en) * 1955-07-21 1960-05-31 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for storage and transportation of acetylene
NL112932C (es) * 1958-06-11
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
BE625373A (es) * 1961-11-27
US3177936A (en) * 1963-06-05 1965-04-13 Walter Gustave Fluted heat exchange tube with internal helical baffle
NL6501473A (es) * 1965-02-05 1966-08-08
GB1084295A (es) * 1965-06-03 1900-01-01
US3350876A (en) * 1966-01-19 1967-11-07 Roy W P Johnson Internal combustion engine plant
US3438216A (en) * 1967-05-09 1969-04-15 Texas Eastern Trans Corp Cryogenic recovery vaporizer
US3834174A (en) * 1969-06-02 1974-09-10 W Strumbos Cryogenic transportation method and apparatus therefor
US3561524A (en) * 1969-10-08 1971-02-09 Satterthwaite James G Marine keel cooler
US3724229A (en) * 1971-02-25 1973-04-03 Pacific Lighting Service Co Combination liquefied natural gas expansion and desalination apparatus and method
US3755142A (en) * 1971-05-21 1973-08-28 W Whipple Process and apparatus for the purification of a natural body of water
GB1424665A (en) * 1972-02-04 1976-02-11 Secretary Trade Ind Brit System for controlling the position of a moored floating vessel
CH570296A5 (es) * 1972-05-27 1975-12-15 Sulzer Ag
US3850001A (en) * 1973-06-15 1974-11-26 Chicago Bridge & Iron Co Lng ship tank inert gas generation system
NL7414096A (nl) * 1973-11-06 1975-05-09 Ishikawajima Harima Heavy Ind Meerinrichting.
CH573571A5 (es) * 1974-01-11 1976-03-15 Sulzer Ag
US3897754A (en) * 1974-10-16 1975-08-05 Ransome Gas Ind Inc LPG vaporizer
CH584837A5 (es) * 1974-11-22 1977-02-15 Sulzer Ag
NL7600308A (nl) * 1975-02-07 1976-08-10 Sulzer Ag Werkwijze en inrichting voor het verdampen en verwarmen van vloeibaar natuurlijk gas.
US3986340A (en) * 1975-03-10 1976-10-19 Bivins Jr Henry W Method and apparatus for providing superheated gaseous fluid from a low temperature liquid supply
US3975167A (en) * 1975-04-02 1976-08-17 Chevron Research Company Transportation of natural gas as a hydrate
DE2523672C3 (de) * 1975-05-28 1980-03-20 Gutehoffnungshuette Sterkrade Ag, 4200 Oberhausen Einrichtung zur Verdampfung von verflüssigtem Erdgas mit Hilfe einer Gasturbinenanlage mit geschlossenem Kreislauf
US4041721A (en) * 1975-07-07 1977-08-16 The Lummus Company Vessel having natural gas liquefaction capabilities
US4040476A (en) * 1975-07-09 1977-08-09 The Johnson Rubber Company Keel cooler with spiral fluted tubes
JPS5911076B2 (ja) 1975-07-16 1984-03-13 住友精密工業 （株） 液化天然ガス気化装置
JPS591920B2 (ja) 1975-07-16 1984-01-14 住友精密工業 （株） 液化天然ガス気化装置
US4043289A (en) * 1975-08-22 1977-08-23 The Walter Machine Company, Inc. Marine keel cooler
JPS535207A (en) * 1976-07-05 1978-01-18 Osaka Gas Co Ltd Vaporizer of liquefied natural gas
JPS53115666A (en) 1977-03-18 1978-10-09 Jgc Corp Liquefied gas evaporator
JPS53126003A (en) 1977-04-11 1978-11-02 Osaka Gas Co Ltd Equipment for gasifying liquefied natural gas (lng)
US4106424A (en) * 1977-05-26 1978-08-15 General Dynamics Corporation Insulated marine container for liquefied gas
JPS5422404A (en) 1977-07-21 1979-02-20 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd Method of regasfication liquefied petroleum gas
NO773076L (no) * 1977-09-06 1979-03-07 Moss Rosenberg Verft As Flytende anlegg for off-shore flytendegjoering, mellomlagring og lasting av lng
JPS5491648A (en) * 1977-12-29 1979-07-20 Toyokichi Nozawa Lnggfleon generation system
US4255646A (en) * 1978-03-03 1981-03-10 Sam Dick Industries, Inc. Electric liquefied petroleum gas vaporizer
JPS54136413A (en) 1978-03-28 1979-10-23 Osaka Gas Co Ltd Liquefied natural gas gasifier
GB2018967B (en) * 1978-03-28 1982-08-18 Osaka Gas Co Ltd Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas
JPS54136414A (en) 1978-03-28 1979-10-23 Osaka Gas Co Ltd Liquefied natural gas gasifier
US4219725A (en) * 1978-08-01 1980-08-26 The Dow Chemical Company Heating apparatus for vaporizing liquefied gases
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
JPS5838678B2 (ja) 1979-07-17 1983-08-24 東京電力株式会社 液化天然ガスの冷熱回収装置
EP0029768B1 (fr) * 1979-11-12 1986-04-23 FMC EUROPE S.A. Société anonyme dite: Procédé et installation de surveillance et de commande d'un bras articulé de transfert de fluide destiné à relier un navire à une plate-forme en mer
JPS5674190A (en) 1979-11-20 1981-06-19 Hitachi Ltd Vaporization of liquefied gas
US4338993A (en) * 1980-02-22 1982-07-13 R. W. Fernstrum & Co. Underwater outboard marine heat exchanger
US4292062A (en) * 1980-03-20 1981-09-29 Dinulescu Horia A Cryogenic fuel tank
NO800935L (no) * 1980-03-31 1981-10-01 Moss Rosenberg Verft As Fremdriftsmaskineri for lng-skip.
US4329842A (en) * 1980-07-02 1982-05-18 Hans D. Linhardt Power conversion system utilizing reversible energy of liquefied natural gas
DE3035349C2 (de) 1980-09-19 1985-06-27 Uhde Gmbh, 4600 Dortmund Anlage zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
JPS5939638B2 (ja) 1981-07-01 1984-09-25 千代田化工建設株式会社 低負荷安定を目的とした液化天然ガスからの動力回収法
US4557319A (en) * 1982-07-02 1985-12-10 Arnold Alanson J Marine keel cooler
DE3225299A1 (de) 1982-07-07 1984-01-12 Drago Dipl.-Ing. 5020 Frechen Kober Waermetauscher, insbesondere fuer das cargomedium eines fluessiggastankers
US4632622A (en) * 1983-02-28 1986-12-30 Robinson James S Marine cargo transfer device
JPS59166799A (ja) 1983-03-11 1984-09-20 Tokyo Gas Co Ltd 液化天然ガスの気化装置
US4464904A (en) * 1983-05-19 1984-08-14 Union Carbide Corporation Process for the transfer of refrigeration
US4519213A (en) * 1983-08-01 1985-05-28 Zwick Energy Research Organization, Inc. Ambient air heated electrically assisted cryogen vaporizer
GB2162270B (en) * 1984-07-27 1987-09-16 Flow Engineering Limited Sa Emergency release couplers
JPS6138300A (ja) 1984-07-31 1986-02-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 液化ガス気化装置
US4693304A (en) * 1985-08-19 1987-09-15 Volland Craig S Submerged rotating heat exchanger-reactor
JPS62141398A (ja) 1985-12-13 1987-06-24 Tokyo Gas Co Ltd 低温ｌｐｇの常温化方法及びその装置
CH669829A5 (es) * 1986-03-20 1989-04-14 Sulzer Ag
JPH0654101B2 (ja) * 1987-06-02 1994-07-20 三菱重工業株式会社 ガス焚きディ−ゼルエンジンのガス供給装置
JPS6469898A (en) 1987-09-11 1989-03-15 Tokyo Gas Co Ltd Lng gasification apparatus
EP0308567A1 (de) * 1987-09-22 1989-03-29 Cryomec AG Vorrichtung zum Verdampfen eines cryogenen Fluidums
US4819454A (en) * 1988-01-22 1989-04-11 Zwick Energy Research Organization, Inc. Liquid cryogenic vaporizer utilizing ambient air and a nonfired heat source
US5529521A (en) * 1991-11-27 1996-06-25 Breivik; Kare Locking mechanism for securing a loading buoy to a vessel
CA2087459C (en) * 1992-01-23 2000-03-21 Jack Lewis Stolz Internal combustion engine with cooling of intake air using refrigeration of liquefied fuel gas
JP2668484B2 (ja) 1992-06-03 1997-10-27 東京瓦斯株式会社 液化天然ガス気化装置
JP3499258B2 (ja) * 1992-10-16 2004-02-23 株式会社神戸製鋼所 液化天然ガスを燃料として用いるガスタービンの運転方法およびガスタービン機構
BR9405757A (pt) 1993-12-10 1995-11-28 Cabot Corp Processo para aumentar capacidade e eficiencia de instalação de ciclos combinados e sistema de instalação de ciclo combinado de gás natural liquefeito
NO179986C (no) * 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO180426C (no) * 1995-03-16 1997-04-16 Kvaerner Moss Tech As Anordning ved varmevekslere
CN1112505C (zh) * 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
JPH0914869A (ja) 1995-06-23 1997-01-17 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 液化ガス気化装置
JP3869854B2 (ja) * 1995-10-05 2007-01-17 ビーエイチピー ペトロリウム ピーティーワイ リミテッド 液化装置
DK174242B1 (da) * 1996-01-15 2002-10-14 Man B & W Diesel As Fremgangsmåde til styring af brændselstilførslen til en dieselmotor, der ved højtryksindsprøjtningbåde kan tilføres brændselsolie og brændselsgas, og en højtryks gasindsprøjtningsmotor af dieseltypen
US5762119A (en) * 1996-11-29 1998-06-09 Golden Spread Energy, Inc. Cryogenic gas transportation and delivery system
DE19717267B4 (de) * 1997-04-24 2008-08-14 Alstom Verfahren zur Aufbereitung von tiefgekühltem Flüssiggas
JPH11125397A (ja) 1997-10-22 1999-05-11 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 液化ガス気化装置
JPH11148599A (ja) 1997-11-17 1999-06-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 液化ガス気化装置
NO315194B1 (no) * 1998-01-30 2003-07-28 Navion As Fremgangsmåte og system for eksport av LNG og kondensat fra et flytende produksjons-, lagrings- og lossefartöy
US6089022A (en) * 1998-03-18 2000-07-18 Mobil Oil Corporation Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
TW414851B (en) * 1998-03-27 2000-12-11 Exxon Production Research Co Producing power from liquefied natural gas
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
GB9809102D0 (en) * 1998-04-28 1998-07-01 Oceantech Plc Stabilsed ship-borne apparatus
US6336316B1 (en) * 1998-12-21 2002-01-08 Japan Science And Technology Corp. Heat engine
JP3676604B2 (ja) * 1999-02-04 2005-07-27 株式会社神戸製鋼所 中間媒体式気化器及び当該気化器を用いた天然ガスの供給方法
NO308714B1 (no) * 1999-07-09 2000-10-16 Moss Maritime As Undervannsfordamper for LNG
MXPA02000764A (es) * 1999-07-22 2002-07-22 Bechtel Corp Un metodo y aparato para vaporizar gas liquido en una planta de energia de ciclo combinado.
JP3946398B2 (ja) * 2000-01-18 2007-07-18 株式会社神戸製鋼所 中間媒体式気化器及び当該気化器を用いた天然ガスの供給方法
DK1254335T3 (da) * 2000-02-03 2011-09-19 Gdf Suez Gas Na Llc Dampgenvindingssystem, der anvender turboekspanderdrevet kompressor
GB0002703D0 (en) * 2000-02-08 2000-03-29 Victoria Oilfield Dev Limited Mooring and flowline system
JP2001263592A (ja) 2000-03-23 2001-09-26 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd Ｌｎｇ気化方法および装置
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
MY126134A (en) * 2000-09-11 2006-09-29 Shell Int Research Floating plant for liquefying natural gas
US6474069B1 (en) * 2000-10-18 2002-11-05 General Electric Company Gas turbine having combined cycle power augmentation
US20020073619A1 (en) * 2000-12-14 2002-06-20 William Perkins Method and apparatus for delivering natural gas to remote locations
US20020134455A1 (en) * 2001-03-23 2002-09-26 Leif Hoegh & Co. Asa Vessel and unloading system
US6546739B2 (en) * 2001-05-23 2003-04-15 Exmar Offshore Company Method and apparatus for offshore LNG regasification
US6816669B2 (en) * 2001-06-08 2004-11-09 Algas-Sdi International Llc Vaporizer with capacity control valve
JP4343703B2 (ja) * 2002-02-27 2009-10-14 エクセルレイト・エナジー・リミテッド・パートナーシップ 運搬体上におけるｌｎｇの再ガス化装置及びその方法
US6598408B1 (en) * 2002-03-29 2003-07-29 El Paso Corporation Method and apparatus for transporting LNG
EP1495257B1 (en) * 2002-03-29 2009-09-09 Excelerate Energy Limited Partnership Improved lng carrier
US6644041B1 (en) * 2002-06-03 2003-11-11 Volker Eyermann System in process for the vaporization of liquefied natural gas
WO2005056377A2 (en) * 2003-08-12 2005-06-23 Excelerate Energy Limited Partnership Shipboard regasification for lng carriers with alternate propulsion plants

Also Published As

Publication number Publication date
KR100868281B1 (ko) 2008-11-11
CN1294377C (zh) 2007-01-10
JP2005519239A (ja) 2005-06-30
MXPA04008283A (es) 2005-07-26
US20080148742A1 (en) 2008-06-26
US20100192597A1 (en) 2010-08-05
TW568863B (en) 2004-01-01
US7293600B2 (en) 2007-11-13
US20030159800A1 (en) 2003-08-28
EP1478875A4 (en) 2006-05-03
KR20060042859A (ko) 2006-05-15
AU2002242275A1 (en) 2003-09-09
CN1623063A (zh) 2005-06-01
CA2477446A1 (en) 2003-09-04
JP4343703B2 (ja) 2009-10-14
US20140338371A1 (en) 2014-11-20
CA2477446C (en) 2007-07-17
EP1478875B1 (en) 2009-07-22
EP1478875A1 (en) 2004-11-24
WO2003072993A1 (en) 2003-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2331512T3 (es) Metodo y aparato para la regasificacion de lng a bordo de un buque transportador.
ES2333301T3 (es) Buque metanero mejorado.
US6598408B1 (en) Method and apparatus for transporting LNG
AU2007224990B2 (en) Continuous regasification of LNG using ambient air
ES2746978T3 (es) Método y aparato de suministro de gas natural
ES2406279T3 (es) Planta para regasificación de GNL
ES2372685T3 (es) Procedimiento y equipo para la regasificación de gnl a bordo de un carguero.
JP4584589B2 (ja) 改良型ｌｎｇ運搬体