JP2002532668A - コンテナからの圧縮液化天然ガスの排出方法 - Google Patents
コンテナからの圧縮液化天然ガスの排出方法Info
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Abstract
Description
収容したコンテナの排出(unloading)方法に関する。
うになってきている。多くの天然ガス源は、いずれの商業的市場から大きく離れ
た遠隔地に位置している。たまには、産出した天然ガスを商業的市場に輸送する
のに、パイプラインが利用可能である。パイプライン輸送が利用できない場合、
産出天然ガスは、多くの場合、液化天然ガス(“LNG”と称する)に加工して市場
に輸送している。 最近、天然ガスを‐112℃(‐170°F)より高い温度およびその圧縮液がその泡
立ち点以下となるに十分な圧力で輸送することが提案されている。殆どの天然ガ
ス組成物において、‐112℃より高い温度での天然ガスの圧力は、約1、380 kPa
(200 psi)〜約3,500 kPa (500 psi)であろう。この圧縮液体天然ガスは、PLNGと
称されてLNGとは区別されており、大気圧近くおよび約‐160℃(‐260°F)の温度
で輸送される。
せる場合、PLNGの減圧により、コンテナ内の温度が、コンテナの許容設計温度よ
りも低くなり得る。コンテナ内の圧力をPLNGの除去時に維持してそのような温度
低下を回避する場合、コンテナ内の残存蒸気は、有意量の元々のコンテナ収容物
を含有するであろう。貯蔵圧と温度、さらにはPLNGの組成にもよるが、残存蒸気
は、液を除去する前のコンテナ内PLNG量の約10〜20%を占める。望ましいのは、
このガスを経済的に可能な限りの量で、コンテナを排出前のPLNGと同じ温度に維
持しながら取出すことである。
ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナまたはコンテナ群に供給して、そ
の1番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させる。次いで、置換
ガスを、好ましくはコンプレッサーを用いて、1番目のコンテナまたはコンテナ
群から吸引し、置換ガスを第1蒸気流と第2蒸気流に分離する。コンプレッサーか
ら引出した第1蒸気流を加熱し、1番目のコンテナまたはコンテナ群に通し、それ
によって1番目のコンテナまたはコンテナ群の内容物を設定温度以上に維持する
。コンプレッサー出口の第2蒸気流を吸引して上記複数のコンテナの2番目のコン
テナまたはコンテナ群に供給し、その2番目のコンテナまたはコンテナ群から液
化ガスを排出させる。1番目のコンテナまたはコンテナ群と2番目のコンテナまた
はコンテナ群間の連結を遮断し、これらの工程を1連のコンテナすべてにおいて
繰返し、液体を排出させた最後のコンテナのみは置換ガスの圧力にあり、最後の
コンテナを除いた工程終了時のすべてのコンテナは低めの圧力蒸気で満たされて
いる。
で押出し、そのタンクを液体は空であるが圧縮ガスで満たされているようにする
ことによって空にする。次いで、このコンテナまたはコンテナ群内に残存するガ
スを部分的に取出し、およそ同じ容量を有する次のコンテナまたはコンテナ群に
押出す。ガスを液体が空のコンテナから除去し、次の液体が空のコンテナまたは
コンテナ群に“押し流す(rolled)”工程においては、圧力は、液体が空のコンテ
ナ内で低下する。ガスを除去するコンテナ内でその温度を臨界温度よりも高く維
持するためには、吸引されるガスの幾分かを加熱して、これらのタンクに再循環
させる。工程の終了時においては、液体は各コンテナから除去され、最後のコン
テナまたはコンテナ群を除いたすべてのコンテナは、好ましくは約690 kPa (100
psia)〜1,380 kPa (200 psia)の圧力にあり、一方、最後のコンテナは、泡立ち
点圧力よりも僅かに高い。コンテナ内に残存する低めの圧力蒸気は、コンテナが
液化ガスを空にし高圧ガスで満たされている場合よりも、実質的に少ない量を含
む。コンテナ内のガスは、典型的には、再液化するか或いはコンテナを液化ガス
で再充填する場合の燃料ガスとして使用する。
施態様のフローダイアグラムである添付図面を参照することによってより良好に
理解されるであろう。 添付図面に例示したフローダイアグラムは、本発明方法を実施する各種の実施
態様を示す。添付図面は、これらの特定の実施態様の通常且つ予期され得る修正
および変形の結果である他の実施態様を除外するものではない。ポンプ、バルブ
、流動流ミキサー、制御システムおよび流体水準センサーのような各種の必要な
下位システムは、説明の簡素化および明確さを目的として、各図面において省略
している。 本発明のこの説明により、PLNG輸送用の多数の垂直縦型コンテナ即ち容器を有
する適切な船舶の立面図である図1Aにおいて一般的に示されているPLNG船からの
PLNGの取出しを説明する。しかしながら、本発明の実施は、特別設計のコンテナ
の排出に限定するものではないことを理解すべきである。本発明の実施は、船舶
上のコンテナには限定されない。船上設備であれ、陸上設備であれ、PLNG貯蔵用
の任意の適当なコンテナを本発明の排出方法において使用できる。図1Aおよび図
1Bは船上の複数の垂直縦型コンテナを示しているけれども、それらのコンテナは
、水平型或いは垂直型と水平型の両方でもあり得る。また、配管および排出方法
も、タンク配列および管理法規体制によって、本発明の教示に従ってで修正でき
る。現在のところ、幾つかの管轄政府法制当局は、船上コンテナが上部連結のみ
を有すること要求しており、それによって、排出工程において圧力が維持されて
いる場合、排出はポンプ吸引または加圧排出に制限される。底部連結が許容され
る陸上設備においては、排出工程は簡素化されるであろう。
、換気および排出するための配管システムに連結している。各コンテナは、PLNG
を冷熱温度に保つ適切な断熱性を有する寒冷ボックス内に収容されている。また
、個々のタンクを断熱することも可能である。各コンテナは、高さ約15〜60メー
トルの範囲にあり、およそ3〜10メートルの外径を有する。これらのコンテナは
、泡立ち点温度以下の温度でPLNGを保つに必要な圧力下での冷熱温度における暴
露とストレスに耐え得る任意の適当な材料から構築できる。 本説明において使用する“泡立ち点”なる用語は、液体がガスに転化し始める
温度と圧力を意味する。例えば、ある容量のPLNGを一定圧に保ってその温度を上
昇させた場合、ガスの泡がPLNG中で生成し始める温度が泡立ち点である。同様に
、ある容量のPLNGを一定温度に保つがその圧力を低下させた場合に、ガスが生成
し始める圧力が泡立ち点である。泡立ち点においては、液化ガスは飽和液体であ
る。殆どの天然ガス組成物において、約‐112℃より高い温度での天然ガスの圧
力は、約1、380 kPa (200 psia)〜約4,500 kPa (650 psia)である。
出に限定されない。本発明の方法は、あらゆる圧縮液化ガスを排出させるのに使
用できる。 本発明を実施する1つの利点は、液化ガスを、排出工程においてPLNGの圧力を
有意に低下させることなく、コンテナから排出させることである。コンテナ内で
のPLNGの有意の減圧は、PLNGはその圧力が泡立ち点より低く低下したときに蒸発
するので、PLNGの温度をコンテナの設定温度よりも低く低下させ得る。
天然ガスは、主としてメタンであり、周囲温度では単純に圧力を上昇させること
によって液化できず、エネルギー目的で使用するより重質の炭化水素における場
合と同様である。メタンの臨界温度は、‐82.5℃(‐116.5°F)である。このこと
は、メタンが、加圧した圧力の如何に拘らず、その温度以下でのみしか液化でき
ないことを意味する。天然ガスは、液体ガスの混合物であるので、ある温度範囲
において液化する。天然ガスの臨界温度は、典型的に、‐85℃(‐121°F)〜‐62
℃(‐80°F)である。この臨界温度は、船上コンテナ内のPLNGの理論的最高温度
であるが、好ましい貯蔵温度は、その臨界温度よりも数度低く、臨界圧よりも低
い圧力においてであろう。
るコンテナ1、2および3からのPLNGの排出を示すを図2、3および4に沿って説明す
る。本発明の説明を簡素にするため、3基のみのコンテナを各図面において示す
。本発明は特定数のコンテナまたはコンテナ群に限定するものではないことを理
解すべきである。圧縮液化ガス輸送用に設計された船舶は、数百基の圧縮PLNGコ
ンテナを有し得る。複数タンク間の配管は、各コンテナを1つのコンテナから連
続した時間で排出できるように或いはコンテナ群において排出できるように配列
でき、1連の任意のコンテナまたはコンテナ群を任意の順序で空にあるいは排出
させ得る。漂泊担体からの排出順序は、コンテナ担体のトリムおよび安定性を勘
案すべきであり、当業者であれば、精通していることである。 各コンテナまたはコンテナ群は、圧力安全バルブ、圧力センサー、流体水準指
示器、並びに圧力警報装置および冷熱操作用の適切な断熱材を備えている。これ
らの装置は、当業者であればそのような装置の構造および操作については精通し
ていることであるので、図面からは省略している。これらの装置は、本発明の実
施を理解するのに不可欠なものではない。
置換ガスをライン10から通して、コンテナ1からPLNGをライン11により排出させ
る;ライン11は、コンテナ1の頂部からコンテナ1の底部近くに延びており、ライ
ン16に連結している。PLNGを排出させる配管系は、排出工程前に、好ましくは予
冷し適切な圧力に加圧して、蒸発(flashing)を最小にし且つ過度の温度低下を防
止する。ライン11は、コンテナ1の底部近くまで延びており、置換ガスによるPLN
Gの排出を最大にする。コンテナ1において使用する置換ガスは、任意の適当な供
給源に由来し得る。例えば、置換ガスは、1基以上の補助貯蔵タンクまたはコン
テナから、PLNGを前以って取出した船上のコンテナから、或いは気化させたPLNG
から供給し得る。この後者の供給源は、図2に示す気化工程を参照することによ
って、以下でもっと詳細に説明する。
。ポンプサージタンク50からは、PLNGは、ライン17からポンプ51に通し、このポ
ンプ51によってPLNGを所望の商業ガス搬送圧にする。その高圧PLNGは、ポンプ51
を出てライン18から気化装置52に通るが、流れ18の小割合、例えば、約5〜10%
は、ジュール・トムソン(Joule-Thmson)バルブのような適当な膨張装置55に通し
、分離手段56に通す。 蒸発器52は、当業者にとって周知である液化ガス再気化用の任意の通常の装置
であり得る。蒸発器52は、例えば、空気、海水または真水のような周囲の供給源
からの熱伝導媒体を使用でき、或いは蒸発器内のPLNGが動力サイクルにおける吸
熱源として機能して電気エネルギーを発生し得る。PLNG蒸発器52を出る1部の、
好ましくは約5〜10%の商業ガス(ライン20)は、ライン21に吸引してジュール・ト
ムソンバルブのような膨張装置53に通す。膨張装置53から、膨張ガスは、ライン
22により分離手段に入る。分離手段56は、充填カラム、トレー型カラム、スプレ
ー塔または分留器のような蒸気流と液体流を生成させるのに適する任意の装置を
含み得る。液体流23は、分離手段56の底部から吸引し、膨張装置54に通して、PL
NGポンプサージタンク50に通す前に液圧を低下させる。分離手段56からのオーバ
ーヘッド蒸気は、ライン25からジュール・トムソンバルブのような膨張装置57に
通して、ガス圧を低下させる。膨張装置57を出た後、置換ガスをライン26により
ライン10に通し(ライン26と10は互いに連結している)、コンテナ1の頂部に通す
。コンテナ1内のPLNGが実質的に排出されると同時に、コンテナ1への置換ガスの
注入を停止する。工程のこの段階で、コンテナ1は、比較的高圧の置換ガスで満
たされる。この高圧ガスは、コンテナ1から除去してコンテナ1内の炭化水素量を
さらに減少させるのが望ましい。
の蒸気は、本排出システムの設計に依存する任意の適当な装置に連結させ得るフ
ローライン27によって除去できる。図示してないが、過剰の蒸気は、例えば、圧
縮して分離手段56に通すか、タービンまたはエンジンを出力させるための燃料ガ
スシステムに通すか、或いは図3および4のガス流31と混合してリサイクルガスの
1部とし得る。 図3は、コンテナ2から液体を置換させるために本方法において使用する主なガ
スと液体のフローラインを示す。本説明における図3および他の図面において、
同し参照数字を有するフローラインおよび他の装置は、同じプロセス機能を有す
る。しかしながら、当業者であれば、フローラインの大きさおよび流量は、種々
の流体流量および温度を取扱うサイズと能力においてコンテナ間で変動し得るこ
とを理解し得るであろう。
ガスは、ライン10から除去し、ライン30(ライン10に連結している)に通し、1基
以上のコンプレッサー58に通す。圧縮置換ガスの1部は、コンプレッサー58から
ライン31に吸引して熱交換器59に通す。任意の適当な熱伝導媒体が、熱交換器59
内での圧縮置換ガスとの間接熱交換において使用できる。適し得る熱源の非限定
的な例としては、船舶エンジンからの排気ガス、並びに空気、塩水および真水の
ような環境源があり得る。 熱交換器59から、加熱ガスをコンテナの底部にライン11(ライン32を経て熱交
換器59と連結している)から導入する。コンプレッサー58により圧縮された置換
ガスの残り部分は、ライン33と12を経てコンテナ2に通してPLNGをコンテナ2から
ライン13に排出させる。次いで、PLNGを、コンテナ1から除去したPLNGについて
上述したのと同じ方法で再気化させる。コンテナ2における置換ガスはコンテナ1
における高圧ガスから得ているので、分離手段56およびそれからの蒸気は、コン
テナ2または1連の他の排出させるコンテナにおける置換ガスを提供する必要はな
い。
コンテナ2からの高圧置換ガスの少なくとも1部を除去するために、本方法におい
て使用するガスと液体の主なフローラインを示す。高圧置換ガスは、コンテナ2
からPLNGを置換させるに用い、コンプレッサー58の吸引によりコンテナ2から吸
引する。この高圧ガスは、コンテナ2からライン12および30を経て1基以上のコン
プレッサー58に通ってガス圧を増大させる。圧縮置換ガスの1部をコンプレッサ
ー58からライに31に吸引し、熱交換器59に通し、そこでガスを加熱する。熱交換
器59から、加熱置換ガスは、コンテナ2の底部にライン13から導入する;ライン1
3は、ライン13を経て熱交換器と流体連結している。コンプレッサー58によって
圧縮されたガスの残りの部分は、ライン33と14を経てコンテナ3に通し、コンテ
ナ3からライン15にPLNGを排出する。その後、コンテナ3からのPLNGは、コンテナ
2から除去したPLNGについて上述したのと同じ方法で再気化される。搬送船また
は陸上設備上のコンテナすべての排出を、最後のコンテナ(またはコンテナ群)を
排出させるまで、上述のようにして続ける。本排出方法に実施においては、最後
のコンテナまたはコンテナ群を除いたすべてのコンテナが低圧ガスで満たされる
。1連における最後のコンテナ、即ち、本説明におけるコンテナ3は、PLNGの泡立
ち点圧力以上にあり、PLNG再充填のための折返し航海でのPLNGの再充填を容易に
する。
各コンテナ内に残存する低圧ガスの量は、PLNGのもとの充填量約1〜3%を示すあ
ろう。ガスの温度と圧力は、排出工程の間は常時、コンテナにおける最低設定温
度と最高設定圧力内にである。 置換ガスをコンテナに導入してPLNGを排出させるので、コンテナ底部でのPLNG
の圧力は、好ましくはコンテナ底部でのPLNGの圧力を本質的に一定に保つように
調整する。このことは、一定の壁厚において最高設定圧力を最小にしてコンテナ
収容物容量を増大させるのに、また排出中に降水管(downcomer)頂部でのPLNGの
蒸発を防止するのに望ましい。コンテナ構築における設定基準により、コンテナ
内のPLNGの温度低下を回避することは、コンテナにおける設定温度よりも低い温
度に低下するのを回避するために望ましい。 PLNG排出工程における温度低下をさらに防止するためには、置換ガスは、コン
テナに入る前に、必要に応じて加熱してもよい。
の均衡化を実施した。結果を下記の表1、2、3および4に示す。 各表に示したデータは、図2、3および4に示した流体の温度とあつりょくをよ
り良好に理解するために提示したものであり、本発明を不必要にこれらに限定す
るものと解釈すべきではない。表1は、種々の条件下でのコンテナ収容物の組成
上のデータを提供する。各コンテナは、828 m3の容量を有し、コンテナの頂部か
ら底部までに46メートルの高低差を有するものと想定した。充填速度と置換ガス
源はこれらの組成に影響を与えることに留意すべきである。表2は、図2に関連し
たフローラインにおけるデータを提供し;表3は、図3に関連したフローラインに
おけるデータを提供し;表4は、図4に関連したフローラインにおけるデータを提
供する。これらの温度、圧力および組成は、本発明に限定を与えるものとみなす
べきでなく、本明細書における教示に照らして、内容物組成および流量において
多くの変化を有し得る。本実施例においては、各液体充填コンテナは、98容量%
の液体と2容量%の蒸気空間を有する。
する多くの修正と変形を認めるであろう。例えば、温度と圧力は、装置の全体的
設計およびPLNGの組成によって、本発明に従って変更できる。また、PLNGコンテ
ナ間の配管接続も、最適且つ効率的な熱交換条件を達成するための全体的設計条
件により、追加または再構築できる。上述したように、上記の特定的に開示した
実施態様および実施例は、本発明の範囲を限定または制約するために使用すべき
ではなく、本発明の範囲は、特許請求の範囲およびその等価物によって決定すべ
きである。
。
取除いた図1の船舶の平面図である。
るフローダイアグラムである。
コンテナまたはコンテナ群からPLNGを置換するフローダイアグラムである。
テナまたはコンテナ群からPLNGを置換するフローダイアグラムである。
Claims (13)
- 【請求項1】 圧縮液化ガスを収容する複数のコンテナからそのような液化
ガスを排出させる方法において、 (a)圧縮置換ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナまたはコンテナ群に供
給して、その1番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させること
; (b)1番目のコンテナまたはコンテナ群から上記置換ガスを取りだし、取り出した
置換ガスを第1蒸気流と第2蒸気流に分離すること; (c)第1蒸気流を加熱し、加熱した蒸気流を上記1番目のコンテナまたはコンテナ
群に通すこと、1番目のコンテナまたはコンテナ群内の加熱蒸気の圧力は、排出
工程開始時の液化ガスの圧力よりも実質的に低いこと; (d)第2蒸気流を取出し、この蒸気流を上記複数のコンテナの2番目のコンテナま
たはコンテナ群に供給して、その2番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガ
スを排出させること;および、 (e)上記1番目のコンテナまたはコンテナ群と2番目のコンテナまたはコンテナ群
間の連結を遮断し、1連の上記複数のコンテナすべてにおいて、工程(b)〜工程(d
)を繰返すこと、それによって最後の排出コンテナまたはコンテナ群のみが排出
工程終了時において上記置換ガスの圧力のままであること、最後のコンテナまた
はコンテナ群を除いたすべてのコンテナを上記圧力より低めの圧力蒸気で満たす
こと; の各工程を含むことを特徴とする上記方法。 - 【請求項2】 置換ガスの温度が‐112℃よりも高い請求の範囲第1項記載の
方法。 - 【請求項3】 置換ガスを液化ガスから誘導する請求の範囲第1項記載の方
法。 - 【請求項4】 工程(a)において、置換ガスを1番目のコンテナの上部末端に
導入する請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項5】 工程(a)の置換ガスの圧力が、液化ガスの泡立ち点圧力より
も高い約20 kPa〜345 kPa (3〜50 psia)の範囲である請求の範囲第1項記載の方
法。 - 【請求項6】 1番目のコンテナに供給した置換ガスの圧力を調整して、コ
ンテナ底部での液化ガスの圧力が、1番目のコンテナまたはコンテナ群からの液
化ガスの排出中に、本質的に一定のままであるようにすることをさらに含む請求
の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項7】 圧縮液化ガスが、‐112℃よりも高い温度と本質的にその泡
立ち点圧にある圧力とを有する天然ガスである請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項8】 1番目のコンテナまたはコンテナ群に注入した加熱蒸気流が
、その1番目のコンテナまたはコンテナ群内に含まれる流体を所定の最低温度以
上に維持する請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項9】 排出工程終了時における1番目のコンテナまたはコンテナ群
内のガス圧が、排出工程開始時の液化ガスの泡立ち点圧力よりも低い少なくとも
345 kPa (50 psia)である請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項10】 1番目のコンテナまたはコンテナ群に導入した置換ガスの
圧力を調整して、各コンテナ底部での液化ガスの圧力を、1番目のコンテナまた
はコンテナ群からの液化ガスの排出中に、本質的に一定に保つことをさらに含む
請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項11】 2番目のコンテナまたはコンテナ群に導入した置換ガスの
圧力を調整して、2番目のコンテナまたはコンテナ群底部での液化ガスの圧力を
、2番目のコンテナまたはコンテナ群からの液化ガスの排出中に、本質的に一定
に保つことをさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項12】 液化ガスを排出すべき複数のコンテナが船舶内にあり、工
程(b)の置換ガスの吸引および工程(c)の第1蒸気流の加熱の各工程を、船舶から
離れた位置の適切な処理装置を用いて実施する請求の範囲第1項記載の方法。 - 【請求項13】 ‐112℃よりも高い温度と本質的にその泡立ち点にある圧
力とを有する液化ガスを収容する複数のコンテナの排出方法において、 (a)圧縮置換ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナ群に供給して、これら
のコンテナ群から液化ガスを排出させること、上記置換ガスが液化ガスの圧力よ
りも高い圧力を有すること; (b)1番目のコンテナ群から上記置換ガスを取りだし、取り出した置換ガスを第1
蒸気流と第2蒸気流に分離すること; (c)第1蒸気流を加熱し、加熱した蒸気流を1番目のコンテナ群に通し、それによ
って1番目のコンテナ群に上記置換ガスの圧力より低めの圧力蒸気を十分に残存
させること; (d)第2蒸気流を圧縮し、この圧縮蒸気流を上記複数のコンテナの2番目のコンテ
ナ群に供給して、その2番目のコンテナ群から液化ガスを排出させること;およ
び、 (e)上記1番目のコンテナ群と2番目のコンテナ群間の連結を遮断し、1連の上記複
数のコンテナすべてにおいて、工程(b)〜工程(d)を繰返すこと、それによって最
後の排出コンテナ群のみが排出工程終了時において上記置換ガスの圧力のままで
あること、最後のコンテナ群を除いたすべてのコンテナを上記置換ガスの圧力よ
り低めの圧力蒸気で満たすこと; の各工程を含むことを特徴とする上記方法。
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