JP6709195B2 - 液化ガスの排出システム及び排出方法 - Google Patents

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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。
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。
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。
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。
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。
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）。
実開平５−３４３９９号公報
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
実施形態に係る液化ガスの排出システムの適用例を示す説明図 実施形態に係る液化ガスの排出システムの詳細を示す構成図 フローティングホース内に残留するＬＮＧの排出方法を示す説明図 図２に示した液化ガスの排出システムの変形例を示す構成図
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
（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。
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。
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。
（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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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）

Claims (10)

  1. 払出設備から受入設備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内に残留する液化ガスの排出システムであって、
    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。
  2. 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請求項１に記載の液化ガスの排出システム。
  3. 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請求項１または請求項２に記載の液化ガスの排出システム。
  4. 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を更に備えたことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の液化ガスの排出システム。
  5. 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請求項１から請求項４のいずれかに記載の液化ガスの排出システム。
  6. 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請求項１から請求項５のいずれかに記載の液化ガスの排出システム。
  7. 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に接続されたことを特徴とする請求項１から請求項６のいずれかに記載の液化ガスの排出システム。
  8. 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請求項７に記載の液化ガスの排出システム。
  9. 払出設備から受入設備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。
  10. 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請求項９に記載の液化ガスの排出方法。
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