JP5112419B2 - Ｌｎｇ蒸気処理装置および方法 - Google Patents

Description

本出願は、２００６年４月１３日出願の同時係属中の米国特許仮出願第６０／７９２１９６号明細書に対して優先権を主張する。

本発明の分野は、ＬＮＧ蒸気処理であり、特にＬＮＧの貯蔵中、船からの荷卸し中および移送中の蒸気の処理に関する場合である。

一見、簡単であるにもかかわらず、ＬＮＧ船からの荷卸しは、複数の経済的かつ技術的な態様において、種々の大きな問題点を有する。たとえば、ＬＮＧがＬＮＧ船から貯蔵タンクに荷卸しされる場合には、他にも要因はあるが、容積の移動、ＬＮＧ移送およびポンプ輸送の際の熱利得、貯蔵タンク内の蒸発損および瞬間蒸発（船と貯蔵タンクとの間の圧力差に起因する）に起因して、ＬＮＧ蒸気が貯蔵タンク内に生成される。大部分の場合には、これらの蒸気は、貯蔵タンクシステムにおけるフレアリングおよび圧力の増大を回避するために、回収される必要がある。

さらに、ＬＮＧ荷卸しドックおよびＬＮＧ貯蔵タンクは、比較的大きな距離（たとえば、３から５マイル程度）離隔されることが多く、極低温（すなわち、−２５５°Ｆ以下）で移送管路においてＬＮＧを維持するのに大きな問題を生じることが頻繁にある。さらに悪いことは、船と貯蔵タンクとの間が長距離であるために、船からの荷卸しポンプの輸送馬力が、圧力差を克服するほど比較的高いために、さらなる熱が、移送ポンプによってＬＮＧに導入される。結果として、大量のＬＮＧ蒸気が、生成され、さらに処理されなければならない。

さらに、ＬＮＧ貯蔵および荷卸しシステムはまた、安定圧力で維持されなければならない。そのためには、貯蔵タンクから生じる蒸気の一部は一般的に、蒸気戻り圧縮装置によって圧縮され、船に戻されて、移動した容積を補う。そのような装置において、専用の蒸気戻り管路が、必要とされ、ＬＮＧ受け入れ末端設備に多大な費用を追加する。貯蔵タンクからの過度の蒸気は、蒸気凝縮装置における凝縮のために、蒸発損ガス圧縮装置によって十分に高い圧力まで圧縮され、貯蔵タンクから送出されるＬＮＧから冷却成分を利用する。比較的大量の蒸気が、そのような圧縮装置によって処理されるため、現在知られている圧縮および蒸気吸収システムは、特に、通常の保持作業から船からの荷卸し作業への移行中に、多大なエネルギおよび技師の配慮が必要である。通常の保持作業中、ＬＮＧ移送管路は一般に、依然として淀んでおり、移送管路における温度および熱応力の増大をもたらす。あるいは、蒸気制御は、往復ポンプを用いて実現され得、Ｕｒｓａｎらに付与された米国特許第６，６４０，５５６号明細書に記載されているように、流速および蒸気圧が、ポンプによって供給された極低温液体および蒸気の比を制御する。しかし、そのような装置は、しばしば実行不可能であり、ＬＮＧ受け入れ末端設備における蒸気の再圧縮の必要性を排除することができないことが多い。

あるいはまたはさらに、Ｊｏｈｎｓｏｎらに付与された米国特許第６，４６０，３５０号明細書に記載されているように、ターボ膨張器駆動式圧縮装置が、用いられてもよい。ここでは、蒸気再圧縮のためのエネルギの必要量は一般的に、別の供給源からの圧縮気体の膨張によって得られる。しかし、圧縮気体が別の工程から入手可能でない場合には、そのような装置は一般的に、実現されない。さらに他の知られているシステムにおいて、公開された米国特許出願第２００３／０１５８４５８号明細書に記載されているように、メタンによる生成蒸気が圧縮され、入ってくるＬＮＧストリームに対して凝縮される。そのようなシステムは、他のシステムに比べてエネルギ効率を増大するが、種々の欠点も残っている。たとえば、そのようなシステムにおける蒸気処理は、コストのかかる蒸気圧縮を必要とし、一般的にメタンが豊富なストリームの生成が所望であるプラントに限定される。

さらに別のシステムにおいて、米国特許第６，７４５，５７６号明細書に記載されているように、混合装置、収集装置、ポンプおよび圧縮装置が、ＬＮＧストリームにおける再液化する蒸発損気体のために用いられる。このシステムにおいて、蒸発損蒸気を凝縮することができるように、大気中の蒸発損蒸気が蒸気圧縮装置を用いてより高い圧力に圧縮される。そのようなシステムは一般的に、蒸気凝縮システムにおける制御デバイスおよび混合デバイスにおける改善を提供するにもかかわらず、従来技術である図１において示されているように、知られている装置の欠点の大部分を引き継いでいる。

したがって、ＬＮＧ船の荷卸しおよび再気化のための現在知られている工程および装置の大部分は、蒸気の圧縮および吸収を必要とし、一般的に、エネルギ効率が低い。したがって、ＬＮＧ船の荷卸し、および再気化の末端設備における蒸気処理に関して改善された装置および方法の需要が依然としてある。

本発明は、ＬＮＧ供給源からＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧ移送の装置および方法に関し、ＬＮＧ貯蔵タンクからの圧縮、凝縮および膨張された蒸発損の冷却成分が、ＬＮＧ供給源とＬＮＧ貯蔵タンクの中間の位置で、ＬＮＧストリームを過冷却するために用いられる。そのような装置および方法は、貯蔵タンクにおける蒸発損の体積を有利に削減し、さらに、特に、ＬＮＧ供給源がＬＮＧ運搬体である場合には、ＬＮＧ供給源とＬＮＧ貯蔵タンクとの間の蒸気戻り管路および圧縮装置の必要性を排除する。

本発明の主題の一態様において、ＬＮＧ運搬体からＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの移送のためのシステムは、ＬＮＧ貯蔵タンクからＬＮＧの一部の冷却成分を用いて、荷卸しされたＬＮＧを過冷却するように構成された交換装置（好ましくは荷卸しドックに位置する）を備える。そのような装置において、分離装置が、減圧された加熱ＬＮＧを受け入れて、蒸気相および液相に分離するように構成されることが、一般的には好ましい。戻り管路が次に、蒸気相をＬＮＧ運搬体に供給するように構成してもよく、ポンプが、液相をＬＮＧ貯蔵タンクにポンプ輸送するために構成されてもよい。一般的に、圧縮装置は、ＬＮＧ貯蔵タンクから蒸発損を受け入れるように構成される。

さらに考案された態様において、バイパスが、送出ＬＮＧ液体の少なくとも一部を提供し、ＬＮＧ貯蔵タンクからの圧縮された蒸発損と混合し、凝縮装置または吸収装置が、圧縮された蒸発損蒸気用の接触デバイスとして構成され、ＬＮＧ貯蔵タンクから送出ＬＮＧを受け入れるようにさらに構成され、それによって、ＬＮＧ貯蔵タンクから凝縮された蒸発損を形成する。

本発明の主題の別の態様において、ＬＮＧ荷卸しプラントは、ＬＮＧストリームを提供するように構成され、液体ＬＮＧおよびＬＮＧ蒸気を提供するように構成されるＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合されるＬＮＧ供給源を含む。圧縮装置および凝縮装置／吸収装置は、ＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合され、ＬＮＧ蒸発損蒸気を受け入れて、加圧された送出ＬＮＧを生成するように構成される。考案されたプラントはさらに、加圧ＬＮＧ送出液体の圧力を低下させる圧力低減デバイスと、凝縮装置または吸収装置から減圧されたＬＮＧ送出液体を用いて、荷卸しされたＬＮＧストリームを過冷却する熱交換装置とを含む。

最も一般的には、圧力低減デバイスは、圧力の低減によって、飽和ＬＮＧ液体をＬＮＧ供給源の温度より低い温度（たとえば、少なくとも１から３°Ｆ）に冷却するように構成される。熱交換装置の下流の分離装置は、減圧された加熱飽和ＬＮＧ液体を受け入れて、蒸気および液体を提供し、最も好ましくは、蒸気戻り管路は、分離装置からＬＮＧ供給源に蒸気を供給し、ポンプが、減圧液体をＬＮＧ貯蔵タンクにポンプ輸送する。

したがって、ＬＮＧ供給源（たとえば、ＬＮＧ運搬体）からＬＮＧストリームを移送する方法は、ＬＮＧ貯蔵タンクの蒸気から加圧飽和ＬＮＧ液体を形成するステップと、減圧された送出ＬＮＧ液体からの冷却成分を受け入れる熱交換装置を用いて、荷卸しされたＬＮＧストリームを（たとえば、１°Ｆ以下に）冷却する別のステップとを含む。最も一般的には、減圧された送出ＬＮＧ液体は、熱交換装置において加熱されて、蒸気部分および液体部分に分離され、液体部分は、ＬＮＧ貯蔵タンクに供給されるか、および／または蒸気部分が、ＬＮＧ供給源に供給される。そのような方法において、ＬＮＧ貯蔵タンクは、圧縮される蒸発損を提供し、圧縮された蒸発損は好ましくは、送出する液体ＬＮＧと混合され、混合物は、凝縮装置または吸収装置に凝縮され、それによって加圧された飽和ＬＮＧ液体を形成する。

本発明の種々の目的、特徴、態様および利点は、本発明の好ましい実施形態の以下の詳細な説明からより明白となるであろう。

本発明は、ＬＮＧ受け入れ末端設備のための種々の装置および方法に関し、貯蔵タンクからの送出ＬＮＧ液体が、荷卸し中のＬＮＧを過冷却するために、冷却剤として用いられる。そのような装置を用いて、タンクからの蒸気生成は、著しい程度まで低減されることと、これまで知られている装置の蒸気戻り圧縮装置およびＬＮＧ運搬体への戻り管路を排除可能であることに留意されたい。送出ＬＮＧ液体用の循環管路およびポンプシステムは、通常の保持作業中に有利に用いられることができ、極低温で、ＬＮＧ移送管路を維持することをさらに一層認識すべきである。

最も好ましくは、ＬＮＧは、従来のＬＮＧ移送管路および１つまたは複数のポンプを用いて、ＬＮＧ運搬体容器または他の遠隔供給源から、蒸発損圧縮装置および蒸気凝縮装置または吸収装置に流体的に結合される従来のＬＮＧ貯蔵タンクに提供される。蒸気凝縮装置または吸収装置は、高圧で、飽和液体を生成し、その少なくとも一部を好ましくはＬＮＧ荷卸しドックに提供する。そこでは、飽和ＬＮＧ液体は、圧力を降下させ、運搬体容器または他の遠隔供給源から荷卸しされたＬＮＧと熱交換され、それによって荷卸しされたＬＮＧを冷やす。熱交換装置を通過後に飽和ＬＮＧ液体から導出される蒸気は、輸送容器における圧力を維持するために、船に有利に戻され、瞬間蒸発された液体が、貯蔵タンクへのＬＮＧ移送管路にポンプ輸送される。したがって、
荷卸しされたＬＮＧが過冷却され、貯蔵タンクへの蒸気瞬間蒸発を排除するか、または少なくとも実質的に低減することを認識すべきである。したがって、貯蔵タンクからの蒸気放出が低減され、次に、蒸気再圧縮および凝縮装置システムの効率を低減する。さらに、貯蔵タンクからの低減された蒸気放出のために、最も知られている装置に共通の蒸気戻り圧縮装置システムおよび比較的長い蒸気戻り管路を排除することができる。

これまでに知られている装置および方法に関する利点を示すために、一般的な従来技術のＬＮＧ荷卸し末端設備が、従来技術である図１において示されている。ここで、約−２５５°Ｆから約−２６０°ＦのＬＮＧが、ＬＮＧ運搬体船５０から荷卸しアーム５１および一般的に４０，０００ＧＰＭから６０，０００ＧＰＭの流速で貯蔵タンク５４への移送管路１を介して荷卸しされる。荷卸し作業は一般的に、約１２から１６時間続き、この期間中、平均速度４０ＭＭｓｃｆｄの蒸気が、移送作業中の熱利得（たとえば、船のポンプによって、周囲からの熱利得）、貯蔵タンクからの移動蒸気および運搬体と貯蔵タンクとの間の圧力差に起因する液体の瞬間蒸発の結果として貯蔵タンクから生成される。ＬＮＧ運搬体船は一般的に、貯蔵タンクの圧力よりわずかに小さい圧力（たとえば、ＬＮＧ船は１６．２ｐｓｉａから１６．７ｐｓｉａであり、貯蔵タンクは、１６．５ｐｓｉａから１７．２ｐｓｉａである）で動作する。貯蔵タンクからの蒸気ストリーム２は、２つの部分、ストリーム２０およびストリーム４に分割される。一般的に２０ＭＭｓｃｆｄの平均流速のストリーム２０は、荷卸し工程から移動される体積を補充するために、蒸気戻りアーム５２を介してＬＮＧ船への蒸気管路３に排出する蒸気戻り圧縮装置６４を介してＬＮＧ船に戻る。圧縮装置６４による電力消費は一般的に、主にタンクの蒸発損流速および圧縮装置排出圧力に応じて、５００ＨＰから１，５００ＨＰであり、今度は、貯蔵タンク５４とＬＮＧ運搬体５０との間の蒸気戻り管路のサイズおよび距離に左右される。蒸気戻り圧縮装置および蒸気戻り管路は実質的に、そのような船荷卸しシステムの資本コストおよび運転コストに寄与することを認識すべきである。

一般的に２０ＭＭｓｃｆｄの平均流速のストリーム４は、約８０ｐｓｉｇから１１５ｐｓｉｇまで圧縮装置５５によって圧縮され、ストリーム５として蒸気吸収装置５８に供給される。ここで、蒸気は、弁５６およびストリーム６を介して供給される送出ＬＮＧの一部によって緩熱、凝縮および吸収される。圧縮装置５５による電力消費は、蒸気流速および圧縮装置排出圧力に応じて、一般的に１，０００ＨＰから３，０００ＨＰである。貯蔵タンク５４からのＬＮＧは、タンク内主要ポンプ５３によって、２５０ＭＭｓｃｆｄから１，２００ＭＭｓｃｆｄの一般的な送出速度で、約１１５から１５０ｐｓｉａにポンプ輸送される。ストリーム６は、−２５５°Ｆから−２６０°Ｆに過冷却される液体であり、吸収装置５８へと経路指定され、トレイおよびパッキンなどの熱移送接触デバイスを用いて、圧縮装置排出ストリーム５と混合する。蒸気吸収装置および圧縮装置の動作圧力は、ＬＮＧ送出流速によって決定される。より高い冷却成分を有するより高いＬＮＧ送出速度は、吸収装置の圧力を降下し、したがって、より小さな圧縮装置を必要とする。しかし、吸収装置設計はまた、蒸気速度が低速であり、液体速度が最小まで減速される可能性がある場合には、通常の保持作業下で動作するように設計される。

ストリーム６およびバイパスストリーム８の流速は、蒸気凝縮工程を制御するために必要に応じて、それぞれの制御弁５６および５７を用いて制御される。蒸気凝縮装置は、一般的に約−２００°Ｆから−２２０°Ｆである下方飽和液体ストリーム７を生成し、次に、ストリーム８と混合されて、ストリーミング１０を形成する。ストリーム１０は、一般的に１０００ｐｓｉｇから１５００ｐｓｉｇに高圧ポンプ５９によってポンプ輸送されて、ストリーム１１を形成する。ストリーム１１は、ＬＮＧ気化装置６０で加熱され、パイプラインの要件を満たすように約４０°Ｆから６０Ｆ°でストリーム９を形成する。ＬＮＧ気化装置は一般的に、海水、燃料燃焼気化装置または熱移送流体を用いた気化装置を用いたオーブンラック型交換装置である。

したがって、従来技術の装置および方法は、蒸気凝縮およびＬＮＧ供給源（一般的に、ＬＮＧ運搬体）への戻りの両方のために、貯蔵タンクから来る蒸気の圧縮に多大なエネルギを必要とすることを認識すべきである。さらに、特に運搬体とタンクとの間の比較的長い距離において、タンクからの蒸気放出の処理は、きわめてコストがかかる。

対照的に、考案された装置および方法は、膨張した送出ＬＮＧ液体および／または圧縮した貯蔵タンク蒸気凝縮物の冷却成分を用いてＬＮＧ運搬体とＬＮＧ貯蔵タンクとの間のＬＮＧフローを過冷却することによって、蒸気の問題を解決する。したがって、好ましい装置は、ＬＮＧストリームを供給するように構成され、液体ＬＮＧおよびＬＮＧ蒸気を供給するように構成されるＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合されるＬＮＧ供給源を含む。圧縮装置および凝縮装置または吸収装置は、ＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合され、ＬＮＧ蒸気を受け入れるように構成され、したがって加圧された飽和ＬＮＧ液体を供給する。圧力低減デバイス（たとえば、ＪＴ弁、膨張タービンなど）は、加圧された送出ＬＮＧ液体の少なくとも一部の圧力を低減するように構成され、熱交換装置は、ＬＮＧ供給源の温度より低い温度まで荷卸しされたＬＮＧストリームを過冷却するために、膨張した送出ＬＮＧの冷却成分を用いる。

最も好ましくは、分離装置は、熱交換装置の下流に流体的に結合されて位置し、減圧された加熱飽和ＬＮＧ液体を受け入れるように構成される。分離装置は、蒸気および液体を提供し、戻りアームは、蒸気をＬＮＧ供給源に供給するように構成される。減圧された液体は、ポンプを用いてＬＮＧ貯蔵タンクに供給される。

本発明の主題による１つの例示の装置が、図２に示されており、ＬＮＧ船荷卸しシステムが、ＬＮＧ循環システムに結合されている。そのような循環システムにおいて、送出ＬＮＧの一部である蒸気凝縮装置からの飽和液体が、ＬＮＧドッキング領域に供給され、圧力が低下され、それにより、荷卸しされたＬＮＧを冷やす。瞬間蒸発された空気が、船に蒸気を供給するために用いられ、蒸気戻り圧縮装置および長い蒸気戻り管路の必要性を排除する。瞬間蒸発された液体は、貯蔵タンクに戻される。他にも利点はあるが、考案された装置および方法は、蒸気再圧縮および凝縮システムにおける蒸気負荷を低減し、資本およびエネルギの要件もまた実質的に低減することを認識すべきである。

ここで、船５０からのＬＮＧは、液体荷卸しアーム５１を介して荷卸しされ、バイパス（たとえば、弁５６が閉鎖される場合、図２には図示せず）を介して、蒸気凝縮装置５８の下部または送出ＬＮＧストリーム８から飽和液体の一部（ストリーム１３）を用いて、熱交換装置６１において冷却される。ストリーム１３は、約８０ｐｓｉｇから１１５ｐｓｉｇの圧力および約−２２０°Ｆから−２５０°Ｆの温度で、循環管路を介してＬＮＧ船荷卸し領域に約６００から１２００ｇｐｍの速度で供給される。ストリーム１３は、減圧弁６４において、約１から２ｐｓｉｇまで減圧され、−２５７°Ｆから−２５９°Ｆに冷却されたストリーム２１を形成する。この冷却液体は次に、ＬＮＧ荷卸しアーム５１から荷卸しされたＬＮＧを−２５４°Ｆから−２５５°Ｆに冷却するために用いられる。ＬＮＧが貯蔵タンク５４に荷卸しされる場合には、荷卸しされたＬＮＧ温度におけるわずかな減少（一般的には１から２°Ｆ以下）であっても、主に４０，０００ｇｐｍから６０，０００ｇｐｍの大きな荷卸し流速のために、蒸気負荷を著しく低減することを認識すべきである。熱交換装置６１を出る２相ストリーム１４は、分離装置６２において分離される。分離された蒸気ストリーム１７は、蒸気戻りアーム５２を介してＬＮＧ船に戻され、船の圧力を維持する。瞬間蒸発された液体１５は、ストリーム１６を形成するポンプによってポンプ輸送され、好ましくは、ＬＮＧ移送管路１内の荷卸しされたＬＮＧと結合されて、貯蔵タンク５４に戻される。そのような循環を用いると、従来技術である図１のプラントの蒸気戻り圧縮装置６４および蒸気戻り管路３がもはや必要ではないことを認識すべきである。その上、熱交換装置６１が荷卸しされたＬＮＧを過冷却するため、貯蔵タンク５４においてＬＮＧから生成される蒸気が削減され、今度は、蒸発損気体圧縮装置５５における蒸気負荷を著しい程度まで低減する。

貯蔵タンク５４からの蒸気ストリーム２は、一般的に、１０から２０ＭＭｓｃｆｄの流速であり、ストリーム４として圧縮装置５５に経路指定され、約８０ｐｓｉｇから１１５ｐｓｉｇに圧縮され、ストリーム５として蒸気吸収装置５８に供給される。知られている装置の場合のように、圧縮蒸気は、弁５６およびストリーム６を介して供給される送出ＬＮＧの一部によって緩熱、凝縮および吸収される。ストリーム６およびバイパスストリーム８の流速は、蒸気凝縮工程を制御するのに適しているようなそれぞれの制御弁５６および５７を用いて制御される。蒸気凝縮装置は、一般的に約−２００°Ｆから−２５０°Ｆである下方飽和液体ストリーム７を生成する。ストリーム７の一方の部分、すなわちストリーム１２は次に、ストリーム８と混合されて、ストリーミング１０を形成する。ストリーム１０は、一般的に１０００ｐｓｉｇから１５００ｐｓｉｇで高圧ポンプ５９によってポンプ輸送されて、ストリーム１１を形成する。ストリーム１１は、ＬＮＧ気化装置６０で加熱され、パイプラインの要件を満たすように約４０°Ｆから６０Ｆ°でストリーム９を形成する。ＬＮＧ気化装置は一般的に、海水、燃料燃焼気化装置または熱移送流体を用いた気化装置を用いたオーブンラック型交換装置である。ストリーム７の他方の部分、すなわちストリーム１３は、上述したように、圧力低減デバイス６４に供給される。さらなる装置、方法および考えは、本出願人らの同時係属中の国際公開第２００５／０４５３３７号パンフレットにおいて提示され、その内容は参照により本明細書に組み込まれる。

したがって、ＬＮＧ運搬体からＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの移送のためのシステムは、送出ＬＮＧの冷却成分およびＬＮＧ貯蔵タンクからの凝縮および膨張される蒸発損を用いて、運搬体から荷卸しされたＬＮＧを受け入れて過冷却するように構成された交換装置を備える。最も好ましくは、考案された装置はまた、交換装置の下流で２相のＬＮＧを受け入れて、蒸気相および液相に分離する分離装置を含む。分離装置からの蒸気は次に、戻りアームを介してＬＮＧ運搬体に経路指定されてもよい。しかし、別の実施形態において、蒸気はまた、凝縮され、他の工程における冷却剤として用いられてもよい。分離装置からの液体は好ましくは、分離ストリームまたは運搬体から荷卸しされている際のＬＮＧとの結合ストリームとして、ＬＮＧ貯蔵タンクにポンプ輸送される。あるいは、液体はまた、分離して貯蔵されてもよく、または別なふうに（たとえば、熱結合工程における冷却剤として）用いられてもよい。知られている装置と同様に、考案された荷卸し末端設備は、好ましくは、ＬＮＧ貯蔵タンクから蒸発損を受け入れて圧縮する圧縮装置を含む。一般的に、圧力は、蒸気が、たとえば、運搬体から、さらに好ましくは、ＬＮＧ貯蔵タンクの下流の位置からのＬＮＧストリームとの結合を介して、吸収装置または他の接触デバイスにおいて凝縮され得るように選択される。したがって、好ましい装置において、バイパスは、蒸発損蒸気の凝縮のために、ＬＮＧ液体をＬＮＧ貯蔵タンクからの圧縮された蒸発損に供給するように構成される。そのような装置において、ＬＮＧ貯蔵タンクからの圧縮された蒸発損を受け入れ、ＬＮＧ貯蔵タンクからの液体をさらに受け入れて、それにより、ＬＮＧ貯蔵タンクから凝縮された蒸発損を形成する凝縮装置または吸収装置を含むことが好ましい。圧縮空気およびＬＮＧのそのような結合は、凝縮装置または吸収装置の上流または凝縮装置または吸収装置内部で行われてもよい。

したがって、ＬＮＧ供給源からＬＮＧストリームを移送する方法は、ＬＮＧ貯蔵タンクの蒸気から加圧された飽和ＬＮＧ液体を形成するステップと、減圧された送出ＬＮＧ液体から冷却成分を受け入れる熱交換装置を用いて、ＬＮＧストリームを冷却するさらなるステップと、を含むことを認識すべきである。最も好ましくは、減圧された送出ＬＮＧ液体は、荷卸し中であり、蒸気部分および液体部分に分離されるＬＮＧに対して熱交換装置において加熱される。液体部分は好ましくは、ＬＮＧ貯蔵タンクに供給され、蒸気部分は好ましくは、ＬＮＧ供給源（たとえば、ＬＮＧ運搬体）に供給される。そのような方法において、ＬＮＧ供給源からの液体ストリームは、少なくとも１°Ｆ過冷却され、さらに一般的には、１．１°Ｆから５．０°Ｆ過冷却されることに留意されたい。

ＬＮＧ貯蔵タンクは、従来の圧縮装置（適切であれば、膨張装置とエネルギ的に結合されてもよい）を用いて圧縮される蒸発損を提供し、圧縮された蒸発損蒸気は次に、吸収装置、凝縮装置またはその他の接触デバイスの上流または内部で送出ＬＮＧと混合される。したがって、加圧された送出ＬＮＧ液体が形成され、その一方の部分は貯蔵タンクから出るＬＮＧと結合され、別の部分は、膨張後に冷却剤として用いられる（ＪＴ弁または膨張タービンであってもよい）ことを認識すべできある。

したがって、ＬＮＧ蒸気処理装置および方法の特定の実施形態および用途が、開示されている。しかし、既に記載した改変以外の多くのさらなる改変が、本明細書における本発明の概念を逸脱することなく可能であることは当業者にとって、明白であるべきである。したがって、本発明の主題は、本開示の精神を除いて制限されるべきではない。さらに、明細書および考案された請求項を解釈する際に、すべての用語は、内容と一致する最も広汎な可能な態様において解釈されるべきである。特に、「備える」および「備えている」という用語は、包括的な態様における要素、構成要素またはステップを言及するものとして解釈すべきであり、参照される要素、構成要素またはステップが、提示されてもよく、または利用されてもよく、または特に参照されていない要素、構成要素またはステップと組み合わせられてもよいことを意味する。さらに、参照により本明細書に組み込まれる参考文献における用語の定義または使用が、本明細書に提供されるそのような用語の定義に対して不一致であるか、または反している場合には、本明細書に提供される用語の定義および参考文献におけるそのような用語の定義は当てはまらない。

知られているＬＮＧ荷卸しステーションの例示の概略図である。 本発明の主題によるＬＮＧ荷卸しステーションの例示の概略図である。

Claims (15)

1. ＬＮＧ運搬体からＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの移送のための荷下ろしプラントであって、
   ＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを受け取り圧縮するように構成された圧縮装置と、
   圧縮装置から圧縮されたボイフオフガスおよびＬＮＧ貯蔵タンクからＬＮＧを受け取り、ＬＮＧ貯蔵タンクからのＬＮＧおよび凝縮されたボイルオフガスから構成された飽和液体ストリームを生成するように構成された凝縮装置または吸収装置と、
   飽和液体ストリームを用いて、ＬＮＧ運搬体から来るＬＮＧを過冷却するように構成される交換装置とを備える、荷下ろしプラント。
2. 交換装置に流体的に結合され、交換装置の下流にあり、飽和液体ストリームから蒸気相および液相を分離するように構成される分離装置をさらに備える、請求項１に記載の荷下ろしプラント。
3. 蒸気相をＬＮＧ運搬体に供給するように構成される戻り管路をさらに備える、請求項２に記載の荷下ろしプラント。
4. 液相をＬＮＧ貯蔵タンクにポンプ輸送するように構成されるポンプをさらに備える、請求項２に記載の荷下ろしプラント。
5. ＬＮＧストリームを提供するように構成され、送出ＬＮＧおよびＬＮＧボイルオフガスを提供するように構成されるＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合されるＬＮＧ供給源と、
   ＬＮＧ貯蔵タンクに流体的に結合され、ＬＮＧボイルオフガスを受け入れて、ＬＮＧ貯蔵タンクからのＬＮＧおよび凝縮されたボイルオフガスから構成された加圧された飽和液体ストリームを提供するように構成される圧縮装置および凝縮装置または吸収装置と、
   加圧された飽和液体ストリームの一部の圧力を低減するように構成される圧力低減デバイスと、
   圧力低減デバイスからの減圧された飽和液体ストリームの一部を用いて、荷卸しされたＬＮＧストリームを過冷却するように構成される熱交換装置とを備える、プラント。
6. 圧力低減デバイスが、加圧された飽和液体ストリームの圧力の低減によって、荷卸しされたＬＮＧ供給源の温度より低い温度に冷却するように構成される、請求項５に記載のプラント。
7. 熱交換装置の下流に位置し、減圧された加圧飽和ＬＮＧ液体を受け入れて、蒸気および液体を提供するように構成される分離装置をさらに備える、請求項５に記載のプラント。
8. 分離装置からＬＮＧ供給源に蒸気を供給するように構成される戻りアームをさらに備え、減圧された液体をＬＮＧ貯蔵タンクにポンプ輸送するように構成されるポンプをさらに備える、請求項７に記載のプラント。
9. ＬＮＧ供給源からＬＮＧストリームを移送するための方法であって、
   圧縮装置および凝縮装置または吸収装置を用いて、ＬＮＧ貯蔵タンクからのLＮＧおよびボイルオフガスから構成される、加圧された飽和液体ストリームを形成するステップと、
   加圧された飽和液体ストリームの一部を減圧するステップと、
   減圧された飽和液体ストリームの一部から冷却成分を受け入れる熱交換装置を用いて、ＬＮＧストリームを冷却するステップとを備える、方法。
10. 減圧されたＬＮＧ液体が、熱交換装置において加熱され、蒸気部分および液体部分に分離される、請求項９に記載の方法。
11. 液体部分が、ＬＮＧ貯蔵タンクに供給される、請求項１０に記載の方法。
12. 蒸気部分が、ＬＮＧ供給源に供給される、請求項１０に記載の方法。
13. ＬＮＧストリームが、少なくとも１°Ｆ過冷却される、請求項９に記載の方法。
14. 加圧された飽和液体ストリームの他の一部が、気化装置の上流で、送出ＬＮＧと結合される、請求項９に記載の方法。
15. ＬＮＧ供給源が、ＬＮＧ運搬体である、請求項９に記載の方法。

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