JP2019011814A - Liquefied gas discharge system and discharge method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、払出設備から受入設備への液化ガスの移送に用いられるフローティングホースにおいて、液化ガスの移送を完了した後に、海上のホース内に残留する液化ガスを排出するための排出システム及び排出方法に関する。 The present invention relates to a floating hose used for transferring liquefied gas from a dispensing facility to a receiving facility, and a discharge system and method for discharging liquefied gas remaining in a marine hose after completing the transfer of liquefied gas. About.
天然ガスは、大半がメタンからなり、他の主な構成要素として、窒素、エタン、プロパン及びブタンがある。液化ガスとしては、メタンが主成分のLNG、エタン、プロパン、ブタンのそれぞれの単成分または混合成分のLPGがある。 Natural gas consists mostly of methane, with other major components being nitrogen, ethane, propane and butane. Examples of the liquefied gas include LNG mainly composed of methane, ethane, propane, and butane.
従来、陸上払出設備から船体、船体から陸上受入設備または船体から船体への液化ガスの移送では、陸上払出/受入設備に付帯する桟橋に船体を横付け、または船体同士の液化ガス移送の場合には船体同士が横付けして配置され、関節型ローディングアームによって、または長さが短めのフレキシブルホースによって実施される。移送完了後の切り離し作業における安全性の確保等を目的として、払出設備および受入設備の間を結ぶ移送ラインに残留する液化ガスを移送ラインから排出する工程が実施されるのが一般的である。ローディングアーム等から液化ガスを排出する際には、排出用ガスとして不活性ガス(窒素ガス等)が用いられる。 Conventionally, in the case of liquefied gas transfer from the land delivery facility to the hull, from the hull to the land receiving facility, or from the hull to the hull, the hull is placed next to the pier attached to the land dispensing / receiving facility, or the liquefied gas transfer between the hulls The hulls are placed side by side and are implemented by an articulating loading arm or by a flexible hose having a shorter length. For the purpose of ensuring safety in the separation work after the completion of transfer, a process of discharging the liquefied gas remaining in the transfer line connecting between the dispensing equipment and the receiving equipment is generally performed. When the liquefied gas is discharged from the loading arm or the like, an inert gas (nitrogen gas or the like) is used as the discharge gas.
ところが船体同士の液化ガス移送で船体同士を横付けして配置することは、海が極めて静穏であるという条件下でのみ可能である。よって荒海の場合は、フローティングホースを用いて船体間を少なくとも50m〜300mほどの安全な距離だけ離して移送する案が提案されている。また、液化ガス陸上払出/受入設備に付帯する桟橋の代替案として船体間の液化ガス移送同様のフローティングホースを用いた移送設備の提案がされている。 However, the liquefied gas transfer between the hulls can be arranged side by side only under the condition that the sea is extremely calm. Therefore, in the case of rough seas, a proposal has been proposed in which a floating hose is used to move the hulls apart by a safe distance of at least about 50 m to 300 m. In addition, a transfer facility using a floating hose similar to the transfer of liquefied gas between hulls has been proposed as an alternative to the pier attached to the liquefied gas on-site delivery / reception facility.
フローティングホースを用いる場合、積出ホースが長くなり、また船体とホースの連結部に立ち上がり部分ができる。そのような移送ラインからLNG(Liquefied Natural Gas)等を排出するためには従来と比べ大量の排出用ガスが必要となるため、例えば、LNGと同等の組成を有するガス(デフロストガス(Defrost Gas)や、ボイルオフガス(BOG)など)を用いる手法も考えられる。一方、そのように排出用ガスとしてLNGと同等の組成を有するガスを用いる場合、排出用ガスを移送ラインに注入した際に、移送ライン内に残留する極低温のLNGと接触した排出用ガスが急激に凝縮することにより、ハンマリングなどのトラブルが生じる可能性がある。 When the floating hose is used, the shipping hose becomes longer and a rising portion is formed at the connecting portion between the hull and the hose. In order to discharge LNG (Liquefied Natural Gas) and the like from such a transfer line, a larger amount of exhaust gas is required than in the past. For example, a gas having the same composition as LNG (Defrost Gas) Alternatively, a method using boil-off gas (BOG) or the like is also conceivable. On the other hand, when a gas having the same composition as LNG is used as the exhaust gas, when the exhaust gas is injected into the transfer line, the exhaust gas in contact with the cryogenic LNG remaining in the transfer line is Abrupt condensation may cause troubles such as hammering.
これに対し、排出用ガスとして不活性ガス(窒素ガス等)を用いる技術が知られており、例えば、運搬船のタンクから受入基地へ液化ガスを移送した後に、移送ラインを構成するローディングアーム内を不活性ガスで自動的に置換するようにした技術が存在する(特許文献1参照)。 On the other hand, a technique using an inert gas (nitrogen gas or the like) as a discharge gas is known. For example, after the liquefied gas is transferred from the tank of the carrier ship to the receiving base, the inside of the loading arm constituting the transfer line is There is a technique for automatically replacing with an inert gas (see Patent Document 1).
ところで、上記特許文献1に記載された従来技術では、排出用ガスとして用いる不活性ガスを準備する必要があるが、移送ラインのローディングアームに残留する液化ガスを排出することのみを目的として、FLNG(Floating Liquefied Natural Gas)を含む生産基地から運搬船、運搬船から受入基地側への移送ライン全体に残留する液化ガスの排出については目的とされておらず、また移送ライン全体に残留する液化ガスを排出するための不活性ガス必要量が大きく、生産基地、運搬船や受入基地に必要量に見合った不活性ガスの製造装置を設置することは、コストに見合わないという問題がある。 By the way, in the prior art described in the above-mentioned Patent Document 1, it is necessary to prepare an inert gas used as a discharge gas. However, for the purpose of discharging only the liquefied gas remaining in the loading arm of the transfer line, FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) is not intended for the discharge of liquefied gas remaining in the entire transfer line from the production base to the transport ship and from the transport ship to the receiving base, and the liquefied gas remaining in the entire transfer line is discharged. There is a problem that the necessary amount of the inert gas is large, and it is not suitable for the cost to install the production apparatus of the inert gas corresponding to the necessary amount at the production base, the transport ship or the receiving base.
一方、生産設備、運搬船または受入基地において他の用途で使用される不活性ガスの製造装置を流用することも考えられるが、移送ラインに残留する液化ガスの排出に必要な流量や圧力を確保することが難しいという問題がある。 On the other hand, it may be possible to divert the production equipment for inert gas used for other purposes in production facilities, transport ships or receiving terminals, but ensure the flow rate and pressure necessary for discharging the liquefied gas remaining in the transfer line. There is a problem that it is difficult.
特に、海面に浮遊するフローティングホースを移送ラインに用いる場合には、ローディングアーム等を用いる場合と比べて、液化ガスの排出経路により大きな高低差が生じる(例えば、海上のフローティングホース内の液化ガスを海面位置から運搬船上まで押し上げる必要がある)ため、排出用ガスについてより大きな流量や圧力を確保する必要が生じ得る。 In particular, when a floating hose floating on the sea surface is used for a transfer line, there is a large difference in height depending on the discharge path of the liquefied gas (for example, the liquefied gas in the floating hose on the sea Therefore, it may be necessary to ensure a larger flow rate and pressure for the exhaust gas.
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、排出用ガスを製造するガス製造装置の性能に拘わらず、海上のフローティングホース内に残留する液化ガスを安定的に排出可能とする液化ガスの排出システム及び排出方法を提供することを主目的とする。 The present invention has been devised in view of such problems of the prior art, and stably stabilizes the liquefied gas remaining in the floating hose at sea regardless of the performance of the gas production apparatus for producing the exhaust gas. The main object of the present invention is to provide a liquefied gas discharge system and discharge method that can be discharged.
本発明の第1の側面では、払出設備(1)から受入設備(2)への液化ガスの移送に用いられた海上のフローティングホース(3)内に残留する液化ガスの排出システム(5)であって、前記液化ガスよりも低い凝縮点を有する排出用ガスを製造するガス製造装置(15)と、前記ガス製造装置によって製造された前記排出用ガスを圧縮するコンプレッサ(22)と、前記コンプレッサによって圧縮された前記排出用ガスが充填される蓄圧容器(25)と、前記蓄圧容器に充填された前記排出用ガスを前記フローティングホースに供給するための排出用ガス供給用ライン(31)と、を備えたことを特徴とする。 In the first aspect of the present invention, there is provided a discharge system (5) for liquefied gas remaining in the floating hose (3) at sea used for transferring the liquefied gas from the dispensing facility (1) to the receiving facility (2). A gas production device (15) for producing an exhaust gas having a lower condensation point than the liquefied gas, a compressor (22) for compressing the exhaust gas produced by the gas production device, and the compressor An accumulator container (25) filled with the exhaust gas compressed by the exhaust gas supply line (31) for supplying the exhaust gas filled in the accumulator container to the floating hose; It is provided with.
これによれば、コンプレッサによって圧縮された排出用ガスが充填された蓄圧容器を用いることにより、排出用ガスに必要な流量や圧力を容易に確保することができる。したがって、排出用ガスを製造するガス製造装置の性能に拘わらず、海上のフローティングホース内に残留する液化ガスを安定的に排出することが可能となる。 According to this, by using the pressure accumulating container filled with the discharge gas compressed by the compressor, it is possible to easily ensure the flow rate and pressure required for the discharge gas. Therefore, it becomes possible to stably discharge the liquefied gas remaining in the floating hose at sea regardless of the performance of the gas manufacturing apparatus for manufacturing the exhaust gas.
本発明の第2の側面では、前記蓄圧容器における前記排出用ガスの充填量は、充填された前記排出用ガスの全量を用いて前記フローティングホース内に残留する前記液化ガスの排出を完了可能なように設定されることを特徴とする。 In the second aspect of the present invention, the exhaust gas filling amount in the pressure accumulating vessel can complete the discharge of the liquefied gas remaining in the floating hose using the entire amount of the exhaust gas filled. It is set as follows.
これによれば、充填された排出用ガスの全量を液化ガスの排出に用いるため、蓄圧容器からの排出用ガスの送出を適切なタイミングで停止する等の制御や操作等が不要となる。また、排出用ガスの使用量の調整が容易となるため、過剰な排出用ガスが受入設備に送出されることにより、受入設備に悪影響を及ぼす(例えば、液化ガスの貯蔵タンクの設計圧を超過する)ことを防止できる。あるいは、過剰な排出用ガスがリターンガスとして受入設備から払出設備に戻ることにより、払出設備から発生するボイルオフガスと混ざることによりボイルオフガス中の不活性ガス濃度を増加させるなどのトラブルを防止することができる。 According to this, since the entire amount of the filled exhaust gas is used for the discharge of the liquefied gas, it is not necessary to perform control, operation, or the like such as stopping the delivery of the exhaust gas from the pressure accumulating container at an appropriate timing. In addition, since it is easy to adjust the amount of exhaust gas used, excess exhaust gas is sent to the receiving equipment, adversely affecting the receiving equipment (for example, exceeding the design pressure of the storage tank for liquefied gas) Can be prevented. Alternatively, troubles such as increasing the inert gas concentration in the boil-off gas by mixing excess boil-off gas generated from the pay-out facility by returning the exhaust gas as return gas from the receiving facility to the discharge facility Can do.
本発明の第3の側面では、前記蓄圧容器の容量は、前記フローティングホース内に残留する前記液化ガスの排出を1回のみ実施するのに必要な前記排出用ガスの量を充填可能なように設定されることを特徴とする。 In the third aspect of the present invention, the capacity of the pressure accumulating vessel is such that the amount of the exhaust gas necessary for discharging the liquefied gas remaining in the floating hose only once can be filled. It is characterized by being set.
これによれば、蓄圧容器のサイズが不必要に大きくなることが防止され、コンパクトな設備を実現することができる。 According to this, the size of the pressure accumulating container is prevented from becoming unnecessarily large, and a compact facility can be realized.
本発明の第4の側面では、前記排出用ガス供給用ラインに設けられ、前記蓄圧容器から前記フローティングホースに供給される前記排出用ガスの流量を調整する流量調整装置(37、62、162)を更に備えたことを特徴とする。 In the fourth aspect of the present invention, a flow rate adjusting device (37, 62, 162) provided in the exhaust gas supply line and for adjusting the flow rate of the exhaust gas supplied from the pressure accumulator to the floating hose. Is further provided.
これによれば、排出用ガスに必要な流量を容易に実現することができ、海上のフローティングホース内に残留する液化ガスをより安定的に排出することが可能となる。 According to this, it is possible to easily realize the flow rate required for the discharge gas, and it is possible to discharge the liquefied gas remaining in the floating hose at sea more stably.
本発明の第5の側面では、前記液化ガスは、液化天然ガスであり、前記排出用ガスは、窒素であることを特徴とする。 In the fifth aspect of the present invention, the liquefied gas is liquefied natural gas, and the exhaust gas is nitrogen.
これによれば、液化天然ガスの払出設備または受入設備において他の用途で使用される窒素ガスの製造装置を流用することが容易となる。 According to this, it becomes easy to divert the manufacturing apparatus of the nitrogen gas used for other uses in the liquefied natural gas paying-out facility or receiving facility.
本発明の第6の側面では、前記蓄圧容器は、前記フローティングホースの巻き取り装置(4)と共に前記払出設備または前記受入設備に設置されたことを特徴とする。 The sixth aspect of the present invention is characterized in that the pressure accumulating container is installed in the dispensing facility or the receiving facility together with the floating hose winding device (4).
これによれば、液化ガスの移送に使用されるフローティングホースが限定されるため、蓄圧容器に必要なサイズをより確実に設定可能となる。 According to this, since the floating hose used for the transfer of the liquefied gas is limited, the size required for the pressure accumulating container can be set more reliably.
本発明の第7の側面では、前記排出用ガス供給用ラインは、前記払出設備または前記受入設備において前記フローティングホースが接続される液化ガス移送用ライン(32)に接続されたことを特徴とする。 The seventh aspect of the present invention is characterized in that the exhaust gas supply line is connected to a liquefied gas transfer line (32) to which the floating hose is connected in the dispensing facility or the receiving facility. .
これによれば、液化ガスの移送工程が完了した後に、液化ガスの排出工程に容易に移行することが可能となる。 According to this, after the liquefied gas transfer process is completed, it is possible to easily shift to the liquefied gas discharge process.
本発明の第8の側面では、前記液化ガス移送用ラインにおける前記排出用ガス供給用ラインの接続部位(33)の上流側に設けられ、前記液化ガスの前記フローティングホースへの供給を遮断するための遮断用弁を更に備えたことを特徴とする。 In the eighth aspect of the present invention, the liquefied gas transfer line is provided on the upstream side of the connection portion (33) of the exhaust gas supply line in the liquefied gas transfer line, and shuts off the supply of the liquefied gas to the floating hose. Further, a shut-off valve is provided.
これによれば、液化ガス移送ラインの一部を液化ガスの排出のために流用することができ、システム構成が簡易となる。 According to this, a part of the liquefied gas transfer line can be used for discharging the liquefied gas, and the system configuration is simplified.
本発明の第9の側面では、払出設備(1)から受入設備(2)への液化ガスの移送に用いられた海上のフローティングホース(3)内に残留する液化ガスの排出方法であって、前記液化ガスよりも低い凝縮点を有する排出用ガスを製造する製造工程と、前記製造工程において製造された前記排出用ガスを圧縮する圧縮工程と、前記圧縮工程において圧縮された前記排出用ガスを蓄圧容器(25)に充填する充填工程と、前記蓄圧容器に充填された前記排出用ガスを前記フローティングホースに供給することにより、前記フローティングホース内に残留する液化ガスを排出する排出工程と、を含むことを特徴とする。 According to a ninth aspect of the present invention, there is provided a method for discharging liquefied gas remaining in a floating hose (3) at sea used for transferring liquefied gas from a dispensing facility (1) to a receiving facility (2), A production process for producing an exhaust gas having a lower condensation point than the liquefied gas; a compression process for compressing the exhaust gas produced in the production process; and the exhaust gas compressed in the compression process. A filling step of filling the pressure accumulating vessel (25), and a discharging step of discharging the liquefied gas remaining in the floating hose by supplying the exhaust gas filled in the pressure accumulating vessel to the floating hose. It is characterized by including.
これによれば、コンプレッサによって圧縮された排出用ガスを蓄圧容器に充填することにより、排出用ガスに必要な流量や圧力を容易に確保することができる。したがって、排出用ガスを製造する製造工程を実施するガス製造装置の性能に拘わらず、海上のフローティングホース内に残留する液化ガスを安定的に排出することが可能となる。 According to this, by filling the pressure accumulating container with the discharge gas compressed by the compressor, it is possible to easily ensure the flow rate and pressure required for the discharge gas. Therefore, it is possible to stably discharge the liquefied gas remaining in the floating hose at sea regardless of the performance of the gas manufacturing apparatus that performs the manufacturing process for manufacturing the exhaust gas.
本発明の第10の側面では、前記排出工程は、前記充填工程において前記蓄圧容器に充填された前記排出用ガスの全量を用いて行われることを特徴とする。 The tenth aspect of the present invention is characterized in that the discharge step is performed using the entire amount of the discharge gas filled in the pressure accumulating container in the filling step.
これによれば、充填された排出用ガスの全量を液化ガスの排出に用いるため、蓄圧容器からの排出用ガスの送出を適切なタイミングで停止する等の制御や操作等が不要となる。また、排出用ガスの使用量の調整が容易となるため、過剰な排出用ガスが受入設備に送出されることにより、受入設備に悪影響を及ぼすことを防止できる。あるいは、過剰な排出用ガスがリターンガスとして受入設備から払出設備に戻ることにより、払出設備から発生するボイルオフガスと混ざることによりボイルオフガス中の不活性ガス濃度を増加させるなどのトラブルを防止することができる。 According to this, since the entire amount of the filled exhaust gas is used for the discharge of the liquefied gas, it is not necessary to perform control, operation, or the like such as stopping the delivery of the exhaust gas from the pressure accumulating container at an appropriate timing. In addition, since the amount of exhaust gas used can be easily adjusted, it is possible to prevent the exhaust facility from being adversely affected by sending excessive exhaust gas to the accept facility. Alternatively, troubles such as increasing the inert gas concentration in the boil-off gas by mixing excess boil-off gas generated from the pay-out facility by returning the exhaust gas as return gas from the receiving facility to the discharge facility Can do.
このように本発明によれば、簡易な構成により、海上のフローティングホース内に残留する液化ガスを排出することが可能となる。 As described above, according to the present invention, the liquefied gas remaining in the floating hose at sea can be discharged with a simple configuration.
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
図1は本発明の実施形態に係る液化ガスの排出システム5の適用例を示す説明図であり、図2は液化ガスの排出システム5の詳細を示す構成図であり、図3はフローティングホース3内に残留するLNGの排出方法を示す説明図である。
FIG. 1 is an explanatory view showing an application example of a liquefied
LNGの海上輸送では、例えば、図1に示すように、LNGを払い出す払出設備としてのFLNG1からLNGを受け入れる受入設備としてのLNG船2へのフローティングホース3を介したLNGの移送が行われる。
In LNG sea transportation, for example, as shown in FIG. 1, LNG is transferred via a floating
FLNG1は、浮体式のLNG液化設備であり、海底のガス田から産出された天然ガス(原料ガス)を海上で精製および液化することによりLNGを生成する。FLNG1は、生成したLNGをLNG船2等に移送するためのフローティングホース3およびそれを収容するための巻き取り装置4を備えている。また、FLNG1は、LNGの移送完了後に、フローティングホース3内に残留するLNGを排出するための排出システム5(図2参照)を備えている。
FLNG1 is a floating type LNG liquefaction facility, and generates LNG by refining and liquefying natural gas (raw material gas) produced from a gas field on the sea floor. The FLNG 1 includes a floating
フローティングホース3は、LNGの移送ラインを構成し、海面6に浮遊させた状態で使用される公知のフレキシブルホースからなる。FLNG1からLNG船2にLNGが移送される際には、フローティングホース3は、巻き取り装置4から停泊したLNG船2に向けて繰り出され、図1に示すように、ホース末端部7がLNG船2(図示しないLNG受入用の配管)に接続された状態となる。
The floating
また、フローティングホース3は、FLNG1からLNG船2にLNGを供給するための2本のLNG供給用ホース3Aと、LNG船2側からのリターンガスをFLNG1に戻すための1本のリターンガス用ホース3Bとから構成される。ただし、フローティングホース3の構成(ホースの本数、径、長さ等)は種々の変更が可能である。
The floating
LNG船2は、LNGの輸送に用いられる公知のLNGタンカーであり、FLNG1から移送されるLNGを貯蔵可能なLNGタンク11を備える。
The LNG ship 2 is a known LNG tanker used for transporting LNG, and includes an
図2に示すように、排出システム5は、LNGよりも低い凝縮点を有する窒素を製造する窒素製造装置(ガス製造装置)15を備えている。この窒素製造装置15で製造される窒素は、通常は、例えば、FLNG1におけるコンプレッサ類の潤滑油のシール用、フレア・ベント設備における主配管のエアの逆流防止用、及びメンテナンス時の可燃性ガスのパージ用などに用いることができる。ここでは、フローティングホース3内に残留する液化ガスを排出するための排出用ガスとして、窒素製造装置15により製造された窒素が用いられる。なお、排出用ガスとして用いられる窒素は、その特性(特に、液化ガスよりも低い凝縮点を有すること)に影響を及ぼさない程度の窒素を含むガスであればよい。
As shown in FIG. 2, the
このように、排出用ガスとして窒素を用いることにより、FLNG1において他の用途で使用される既設の窒素製造装置15を流用することが可能となる。また、窒素は、LNGよりも低い凝縮点を有するため、フローティングホース3内に残留する極低温のLNGと接触した場合でも急激に凝縮してハンマリングなどのトラブルを発生させることもない。
Thus, by using nitrogen as the exhaust gas, it is possible to divert the existing
また、排出システム5では、窒素製造装置15によって製造された窒素が、窒素輸送管21を介してコンプレッサ22に導入されることにより圧縮(すなわち、昇圧)される。さらに、コンプレッサ22によって圧縮された窒素は、弁23が設けられた窒素輸送管24を介して蓄圧容器25に導入される。これにより、蓄圧容器25には、窒素製造装置15によって製造された窒素よりも高い圧力の窒素が充填される。
Further, in the
さらに、排出システム5では、蓄圧容器25に充填された窒素は、窒素輸送管(排出用ガス供給用ライン)31を介してフローティングホース3(LNG供給用ホース3A)に供給される。より詳細には、窒素輸送管31の下流端は、LNGの移送の際に用いられるLNG輸送管(液化ガス移送用ライン)32への接続部位33まで延びており、これにより、蓄圧容器25からの窒素は、LNG輸送管32の一部(LNG輸送管32における接続部位33の下流側部分)を介してフローティングホース3に供給される。このような構成により、後述するLNGの移送工程が完了した後に、LNGの排出工程に容易に移行することが可能となる。
Further, in the
また、窒素輸送管31には、フローティングホース3に供給される窒素の流量を調整するための流量調整部(流量調整装置)35を備えている。この流量調整部35には、フローティングホース3に供給される窒素の流量を検出する流量計36と、流量計36の上流側に配置され、流量計36の検出値に基づき窒素の流量を制御する流量制御弁37とが設けられている。さらに、流量調整部35では、弁38、39が流量計36および流量制御弁37を挟み込むように配置されている。
Further, the
このような流量調整部35により、フローティングホース3内に残留するLNGの排出に必要とされる窒素の流量を容易に実現することができ、LNGをより安定的に排出することが可能となる。なお、蓄圧容器25の圧力は、弁41を介して窒素輸送管31(あるいは蓄圧容器25)に接続された圧力計42によって検出することができる。
With such a flow
LNG輸送管32では、接続部位33の上流側および下流側にそれぞれ弁51、52が設けられている。また、LNG輸送管32の下流端53は、フローティングホース3(LNG供給用ホース3A)の上流端54に接続されている。なお、図2では、フローティングホース3が収容される巻き取り装置4は省略されている。
In the
排出システム5では、FLNG1からLNG船2へのLNGの移送工程が実施される前に、その移送工程で必要となる量の窒素が予め窒素製造装置15により製造される(製造工程)。製造された窒素は、コンプレッサ22によって順次圧縮され(圧縮工程)、蓄圧容器25に順次導入される(充填工程)。このとき、窒素輸送管24の弁23は開状態にあり、また、窒素輸送管31の弁38、39は閉状態にある。
In the
その後、規定された圧力(または容量)で蓄圧容器25への窒素の充填が完了すると、弁23が閉じられ、LNGをフローティングホース3から排出する工程の準備が完了する。
Thereafter, when filling of the
次に、LNGの移送工程では、弁51、52を開放した状態でLNG輸送管32からLNG供給用ホース3Aに対してLNGが供給される。このとき、LNGの供給と並行して、LNG船2で発生したBOG等がリターンガス用ホース3Bを介してFLNG1側に戻される。
Next, in the LNG transfer step, LNG is supplied from the
移送工程が完了すると、弁52を開状態としたままで弁(遮断用弁)51が閉じられる。このとき、フローティングホース3内は、残留したLNGでほぼ満たされた状態にあるため、フローティングホース3をLNG船2から切り離す前に、その残留したLNGをフローティングホース3から排出させる工程(排出工程)が必要となる。
When the transfer process is completed, the valve (shutoff valve) 51 is closed while the
LNGの排出工程では、弁38、39が開放され、弁37の開放により、蓄圧容器25からフローティングホース3(LNG供給用ホース3A)に対して窒素が供給される。これにより、図3に示すように、フローティングホース3内のLNGは、FLNG1側から供給された窒素によってLNG船2側に徐々に押し出される。最終的に、フローティングホース3内のLNGが窒素に置換されると蓄圧容器25の圧力がフローティングホースの圧力に近い圧力まで減圧し、弁38、39が閉じられてLNGの排出工程が完了する。
In the LNG discharging process, the
このように、LNGの排出システム5では、排出用ガス(ここでは、窒素)が充填された蓄圧容器25を用いることにより、フローティングホース3からLNGを排出させるために必要な流量や圧力を容易に確保することができる。したがって、窒素製造装置15の性能に拘わらず(すなわち、既存の窒素製造装置15からの窒素の流量や圧力ではフローティングホース3からLNGを排出させることが難しい場合でも)、海上のフローティングホース3内に残留するLNGを安定的に排出することが可能となる。
Thus, in the
この場合、蓄圧容器25における窒素の充填量は、充填された窒素の全量を用いてフローティングホース3内に残留するLNGの排出工程を完了可能なように設定するとよい。これにより、蓄圧容器25からの窒素の送出を適切なタイミングで停止する等の制御や操作等が不要となる。また、排出用ガスとしての窒素の使用量の調整が容易となるため、過剰な窒素がLNG船2に送出されることにより、LNG船2の設備に悪影響を及ぼす(例えば、LNGタンク11の設計圧を超過する)ことを防止できる。さらに、過剰な窒素がリターンガス用ホース3Bを介してリターンガスとしてFLNG1に戻ることにより、払出設備から発生するボイルオフガスと混ざることによりボイルオフガス中の不活性ガス濃度を増加させるなどのトラブルを防止することができる。なお、排出工程では、蓄圧容器25の窒素の圧力(例えば、圧力計42の圧力)が所定の圧力以下となった場合に、充填された窒素の全量が使用されたと判断することができる。
In this case, the filling amount of nitrogen in the
また、蓄圧容器25の容量は、フローティングホース3内に残留するLNGの排出工程を1回のみ実施するのに必要な窒素の量を充填可能なように設定するとよい。これにより、蓄圧容器25のサイズ(容量)が不必要に大きくなることが防止され、コンパクトな設備を実現することができる。
Moreover, the capacity | capacitance of the
また、蓄圧容器25は、フローティングホース3の巻き取り装置4と共にFLNG1(またはLNG船2)に設置するとよい。これにより、LNGの移送に使用されるフローティングホース3が限定されるため、蓄圧容器25に必要なサイズをより確実に設定可能となる。したがって、海上のフローティングホース3内に残留するLNGをより安定的に排出することができる。
Further, the
(実施例1)
次に、上述のLNGの排出システム5による排出工程に関するCFD解析に基づくシミュレーション結果について説明する。ここで、フローティングホース3については、内径を20インチとし、長さを280mとし、海面とLNG船2側のホース末端部7との高低差(図3中の長さH参照)を25mとした。また、蓄圧容器25からフローティングホース3への窒素の供給条件については、圧力を3.0bara(0.3MPa)とし、流量を3.0kg/s(約8600Nm3/h)とした。
Example 1
Next, the simulation result based on the CFD analysis regarding the discharge process by the above-mentioned
このような条件により、LNGの排出工程では、フローティングホース3に窒素を約3分間供給し続けることにより、フローティングホース3内に残留するLNGが約10vol%以下となった。
Under such conditions, in the LNG discharging step, LNG remaining in the floating
LNG船2側に大量の窒素が流れすぎないようにするためには、−163℃、3.0baraの窒素の条件で窒素の総供給量は約56m3となる。この場合、蓄圧容器25については、窒素の蓄圧条件は30℃、25bara(2.5MPa)とし、また、排出工程実施後の蓄圧容器25における窒素の圧力は、4.0baraとすると、蓄圧容器25のサイズについては、例えば、円筒状の断面の内径を2300mmとし、タンジェントライン間の長さ(図2中の長さL参照)を5000mmとすることができる。なお、一般的な窒素製造装置15では、例えば、製造される窒素の圧力は6〜8baraであり、また、その供給量は1000〜2000Nm3/h程度であるため、LNGを排出にそのまま用いるには不十分である。
In order to prevent a large amount of nitrogen from flowing to the LNG ship 2 side, the total supply amount of nitrogen is about 56 m 3 under the condition of −163 ° C. and 3.0 bara nitrogen. In this case, regarding the
(実施例2)
上述の実施例1と同様の窒素の供給条件で、フローティングホース3の形態を変更した場合のシミュレーション結果について説明する。ここで、フローティングホース3については、内径を6インチとし、長さを280mとし、海面とLNG船2側のホース末端部7との高低差を15mとした。
(Example 2)
A simulation result in the case where the form of the floating
上記同様LNG船2側に大量の窒素が吹き抜けないようにするためには、−163℃、3.0baraの窒素の条件で窒素の総供給量は5.2m3となる。また、蓄圧容器25のサイズについては、例えば、円筒状の断面の内径と1000mmとし、タンジェントライン間の長さを2500mmとすることができる。
In order to prevent a large amount of nitrogen from blowing through the LNG ship 2 as described above, the total supply amount of nitrogen is 5.2 m 3 under the condition of −163 ° C. and 3.0 bara nitrogen. Moreover, about the size of the
なお、排出システム5は、上述の例に限らず、種々の形態のフローティングホース3及び受入設備2に対して排出工程を実施することが可能である。
The
図4は図2に示した液化ガスの排出システム5の変形例を示す構成図である。ここで、図2に示した排出システム5と同様の構成要素については同一の符号が付されている。また、以下で特に言及しない事項については、図2に示した排出システム5と同様とする。
FIG. 4 is a block diagram showing a modification of the liquefied
図4に示した変形例の排出システム5では、図2に示した排出システム5と流量調整部35の構成において異なる。窒素輸送管31の流量調整部35には、弁38の下流側に制限オリフィス62が設けられ、また、弁38の上流側において窒素輸送管31の本体から分岐して並列に延びる分岐配管131にも同様の構成(弁138および制限オリフィス162)が設けられている。分岐配管131の下流端は、弁39の上流側において窒素輸送管31の本体に接続される。
4 differs from the
LNGの排出工程では、弁38、39がまず開放状態となり、蓄圧容器の圧力が徐々に低下後、次に弁138が次に開放状態となり、フローティングホース3に供給される窒素の流量が複数の制限オリフィス62、162によって調整される。
In the LNG discharging process, the
以上、本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。上述の実施形態では、FLNGを払出設備とし、LNG船を受入設備とした例を示したが、これに限らず、少なくともフローティングホースを用いたLNGの移送が可能な限りにおいて、任意の設備(例えば、FSO(Floating Storage & Offloading Unit):浮体式貯蔵積出設備、FSU(Floating Storage Unit):浮体式LNG受入基地、FSRU(Floating Storage & Regasification Unit):浮体式貯蔵再ガス化設備、FPSO(Floating Production, Storage & Offloading Unit):浮体式生産貯蔵積出設備など)がそれぞれ払出設備および受入設備となり得る。また、払出設備および受入設備の一方が陸上に設置された構成も可能である。 As mentioned above, although this invention was demonstrated based on specific embodiment, these embodiment is an illustration to the last, Comprising: This invention is not limited by these embodiment. In the above-described embodiment, an example in which FLNG is a payout facility and an LNG ship is a receiving facility is shown. However, the present invention is not limited to this, and any facility (for example, as long as LNG transfer using a floating hose is possible) FSO (Floating Storage & Offloading Unit): Floating storage and loading facility, FSU (Floating Storage Unit): Floating LNG receiving terminal, FSRU (Floating Storage & Regasification Unit): Floating storage regasification facility, FPSO (Floating Production, Storage & Offloading Unit): Floating production storage / loading equipment, etc.) can be the delivery equipment and receiving equipment, respectively. In addition, a configuration in which one of the payout facility and the receiving facility is installed on land is also possible.
また、上述の実施形態では、排出対象の液化ガスをLNGとしたが、これに限らず、少なくともフローティングホースを用いた移送が可能な限りにおいて、他の液化ガス(例えば、LPG(Liquefied Petroleum Gas))を排出対象としてもよい。 In the above-described embodiment, the liquefied gas to be discharged is LNG. However, the liquefied gas is not limited to this, and other liquefied gases (for example, LPG (Liquefied Petroleum Gas), for example, as long as transfer using a floating hose is possible. ) May be subject to discharge.
また、上述の実施形態では、排出用ガスとして窒素を用いた例を示したが、これに限らず、少なくとも排出対象の液化ガスよりも低い凝縮点を有するガスであれば、他のガス(例えば、窒素以外の不活性ガスや、それらの混合ガス)を用いてもよい。 In the above-described embodiment, an example in which nitrogen is used as the exhaust gas has been described. However, the present invention is not limited to this, and any other gas (for example, any gas that has a condensation point lower than the liquefied gas to be discharged) , Inert gas other than nitrogen, or a mixed gas thereof) may be used.
また、上述の実施形態では、LNGの排出システム5を払出設備(FLNG1)側に設けた例を示したが、これに限らず、排出システム5の構成要素の少なくとも一部を受入設備(LNG船2)側に設けた構成も可能である。その場合、LNGの排出は、LNG供給用ホース3Aに残留するLNGを移送方向に対して逆流させるように実施することができる。
Moreover, although the example which provided the
なお、上述の実施形態に示した本発明に係る液化ガスの排出システム及び排出方法の各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。 It should be noted that the components of the liquefied gas discharge system and discharge method according to the present invention shown in the above-described embodiments are not necessarily essential, and may be appropriately selected as long as they do not depart from the scope of the present invention. Is possible.
1 :FLNG(払出設備)
2 :LNG船(受入設備)
3 :フローティングホース
3A :LNG供給用ホース
3B :リターンガス用ホース
4 :巻き取り装置
5 :排出システム
7 :ホース末端部
11 :LNGタンク
15 :窒素製造装置
21 :窒素輸送管
22 :コンプレッサ
23 :弁
24 :窒素輸送管
25 :蓄圧容器
31 :窒素輸送管(排出用ガス供給用ライン)
32 :LNG輸送管(液化ガス移送用ライン)
33 :接続部位
35 :流量調整部
36 :流量計
37 :流量制御弁(流量調整装置)
38 :弁
39 :弁
41 :弁
42 :圧力計
51 :弁
52 :弁
53 :下流端
54 :上流端
62 :制限オリフィス(流量調整装置)
131:バイパスライン
138:弁
162:制限オリフィス(流量調整装置)
1: FLNG (dispensing equipment)
2: LNG ship (receiving facility)
3: Floating
32: LNG transport pipe (liquefied gas transfer line)
33: Connection part 35: Flow rate adjusting unit 36: Flow meter 37: Flow rate control valve (flow rate adjusting device)
38: Valve 39: Valve 41: Valve 42: Pressure gauge 51: Valve 52: Valve 53: Downstream end 54: Upstream end 62: Restriction orifice (flow rate adjusting device)
131: Bypass line 138: Valve 162: Restriction orifice (flow rate adjusting device)
Claims (10)
前記液化ガスよりも低い凝縮点を有する排出用ガスを製造するガス製造装置と、
前記ガス製造装置によって製造された前記排出用ガスを圧縮するコンプレッサと、
前記コンプレッサによって圧縮された前記排出用ガスが充填される蓄圧容器と、
前記蓄圧容器に充填された前記排出用ガスを前記フローティングホースに供給するための排出用ガス供給用ラインと、
を備えたことを特徴とする液化ガスの排出システム。 A system for discharging liquefied gas remaining in a floating hose at sea used to transfer liquefied gas from a dispensing facility to a receiving facility,
A gas production apparatus for producing an exhaust gas having a lower condensation point than the liquefied gas;
A compressor for compressing the exhaust gas produced by the gas production device;
A pressure accumulator filled with the exhaust gas compressed by the compressor;
An exhaust gas supply line for supplying the exhaust gas filled in the pressure accumulator to the floating hose;
A liquefied gas discharge system comprising:
前記液化ガスよりも低い凝縮点を有する排出用ガスを製造する製造工程と、
前記製造工程において製造された前記排出用ガスを圧縮する圧縮工程と、
前記圧縮工程において圧縮された前記排出用ガスを蓄圧容器に充填する充填工程と、
前記蓄圧容器に充填された前記排出用ガスを前記フローティングホースに供給することにより、前記フローティングホース内に残留する液化ガスを排出する排出工程と
を含むことを特徴とする液化ガスの排出方法。 A method for discharging liquefied gas remaining in a floating hose at sea used to transfer liquefied gas from a dispensing facility to a receiving facility,
A production process for producing an exhaust gas having a lower condensation point than the liquefied gas;
A compression step of compressing the exhaust gas produced in the production step;
A filling step of filling a pressure accumulating container with the exhaust gas compressed in the compression step;
A liquefied gas discharging method comprising: a discharging step of discharging the liquefied gas remaining in the floating hose by supplying the discharging gas filled in the pressure accumulating container to the floating hose.
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