KR20110094068A

KR20110094068A - Method for cooling a hydrocarbon stream and a floating vessel therefor

Info

Publication number: KR20110094068A
Application number: KR1020117013708A
Authority: KR
Inventors: 윌리엄 밀른 그레이; 레네 스파르만
Original assignee: 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이.
Priority date: 2008-12-15
Filing date: 2009-12-14
Publication date: 2011-08-19
Also published as: GB2478089A; GB201109586D0; GB2478089B; CN102388286A

Abstract

본 발명은, 천연 가스 등과 같은 탄화수소 스트림 (10) 의 냉각을 위한 부유식 선박 (1) 으로서, 상기 선박은 적어도, 하나 이상의 냉각된 탄화수소 스트림 (20, 30) 및 하나 이상의 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림 (60, 70) 에 냉각된 탄화수소를 제공하기 위해서 하나 이상의 냉매 회로 (150) 에서 하나 이상의 냉매 스트림 (40, 45) 에 대항하여 탄화수소 스트림 (10, 20) 이 통과하는 하나 이상의 냉각 스테이지 (50, 100); 및 170,000㎥ 초과, 바람직하게는 약 180,000㎥ 이상의 조합된 저장 용량을 가지며, 적어도 2 개의 멤브레인 탱크를 포함하는 냉각된 탄화수소용의 복수의 저장 탱크 (600) 를 포함하며, 상기 냉매 회로 (150) 각각은 하나 이상의 압축기 (200, 250), 하나 이상의 냉각기 (300, 350), 하나 이상의 팽창 장치 (400, 450), 및 하나 이상 냉각된 탄화수소 스트림 (20, 30) 을 제공하는 하나 이상의 열교환기 (500, 550) 를 포함한다.The present invention relates to a floating vessel (1) for cooling a hydrocarbon stream (10), such as natural gas, wherein the vessel comprises at least one or more cooled hydrocarbon streams (20, 30) and one or more at least partially evaporated refrigerants. One or more cooling stages 50 through which hydrocarbon streams 10, 20 pass against one or more refrigerant streams 40, 45 in one or more refrigerant circuits 150 to provide cooled hydrocarbons to streams 60, 70. , 100); And a plurality of storage tanks 600 for cooled hydrocarbons having a combined storage capacity of greater than 170,000 m 3, preferably at least about 180,000 m 3 and including at least two membrane tanks, each of the refrigerant circuits 150 One or more heat exchangers 500 that provide one or more compressors 200, 250, one or more coolers 300, 350, one or more expansion devices 400, 450, and one or more cooled hydrocarbon streams 20, 30. , 550).

Description

TECHNICAL FOR COOLING A HYDROCARBON STREAM AND A FLOATING VESSEL THEREFOR}

본 발명은 천연 가스 스트림의 액화와 같은 탄화수소 스트림 냉각용 선박 및 그 방법에 관한 것이다. 게다가, 이러한 선박으로부터 냉각된 탄화수소 스트림을 전달하는 방법이 또한 제공된다. The present invention relates to a vessel and a method for cooling a hydrocarbon stream, such as liquefaction of a natural gas stream. In addition, a method of delivering a cooled hydrocarbon stream from such a vessel is also provided.

FLSO (Floating Liquefaction Storage Off-shore) 개념은 천연 가스 액화 프로세스, 저장 탱크, 탑재 시스템 및 다른 인프라스트럭쳐를 단일 플로팅 유닛에 조합한다. 이러한 유닛은, 온-쇼어 (on-shore) 액화 플랜트에 대한 오프-쇼어 (off-shore) 대안을 제공하기 때문에 유리하다. FLSO 선박은 운반선에 LNG 생성물의 하역을 허용하기에 충분한 깊이의 수중에서, 해안에 멀리 계류되거나, 가스전 (gas field) 에 근접하게 또는 가스전에 계류될 수 있다. 이는, 가스전이 그의 생산 수명의 종료에 가까워질 때, 또는 경제적, 환경적 또는 정치적 조건에 의해 새로운 지점으로 재 위치될 수 있는 가동 자산 (movable asset) 에 상당한다.The Floating Liquefaction Storage Off-shore (FLSO) concept combines natural gas liquefaction processes, storage tanks, payload systems, and other infrastructure into a single floating unit. Such a unit is advantageous because it provides an off-shore alternative to on-shore liquefaction plants. FLSO vessels can be moored far to shore, close to the gas field, or moored in a gas field in water deep enough to allow the carrier to unload LNG products. This corresponds to a movable asset that can be relocated to a new point when a gas field is nearing the end of its production life, or due to economic, environmental or political conditions.

WO 2006/078104 A1 은 BOG (boil-off gas) 의 과냉각 액화를 실행하는 액화 천연 가스 (LNG) 선박의 작동 시스템을 개시한다. LNG 선박은 LNG 운반용 탱커이다. 이 선박은 액화 플랜트에서 액화된 LNG 가 공급되는 다수의 저장 탱크를 포함한다. 액화 플랜트는 상기 언급된 FLSO 등과 같은 다른 선박 또는 온-쇼어 액화 플랜트일 수도 있다. LNG 선박의 작동 시스템은 저장 탱크에 저장된 LNG 의 BOG 를 다시 액화하는 재 액화 수단을 포함한다. 그러나, 재 액화 수단은 바람직하지 않고, 천연 가스의 공급 스트림을 액화하는데 불충분한 용량을 갖는다. 또한, 저장 탱크는 비교적 소형이다.WO 2006/078104 A1 discloses an operating system of a liquefied natural gas (LNG) vessel that performs supercooled liquefaction of boil-off gas (BOG). LNG ships are LNG tankers. The vessel includes a number of storage tanks supplied with liquefied LNG in a liquefaction plant. The liquefaction plant may be another vessel or on-shore liquefaction plant, such as the above mentioned FLSO. The operating system of the LNG vessel includes reliquefaction means for liquefying the BOG of LNG stored in the storage tank. However, reliquefaction means are undesirable and have insufficient capacity to liquefy the feed stream of natural gas. In addition, the storage tank is relatively small.

일 양태에서, 본 발명은 천연 가스 등과 같은 탄화수소 스트림의 냉각을 위한 부유식 선박을 제공하고, 이 선박은 적어도, In one aspect, the present invention provides a floating vessel for cooling a hydrocarbon stream, such as natural gas, which vessel at least,

하나 이상의 냉각된 탄화수소 스트림 및 하나 이상의 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림에 냉각된 탄화수소를 제공하기 위해서 하나 이상의 냉매 회로에서 하나 이상의 냉매 스트림에 대항하여 탄화수소 스트림을 통과시키는 하나 이상의 냉각 스테이지; 및One or more cooling stages for passing the hydrocarbon stream against the one or more refrigerant streams in the one or more refrigerant circuits to provide cooled hydrocarbons to the one or more cooled hydrocarbon streams and the one or more at least partially evaporated refrigerant streams; And

적어도 2 개의 멤브레인 탱크를 포함하며 170,000㎥ 초과, 바람직하게는 약 180,000㎥ 이상의 조합된 저장 용량을 갖는, 냉각된 탄화수소용의 복수의 저장 탱크를 포함하며, A plurality of storage tanks for cooled hydrocarbons, comprising at least two membrane tanks and having a combined storage capacity of greater than 170,000 m 3, preferably at least about 180,000 m 3,

냉매 회로 각각은 하나 이상의 압축기, 하나 이상의 냉각기, 하나 이상의 팽창 장치, 및 하나 이상 냉각된 탄화수소 스트림을 제공하는 하나 이상의 열교환기를 포함한다.Each refrigerant circuit includes one or more compressors, one or more coolers, one or more expansion devices, and one or more heat exchangers that provide one or more cooled hydrocarbon streams.

제 2 양태에서, 본 발명은 제 1 양태에 따른 부유 선박에 추가로, 냉각된 탄화수소를 하역하는 조립체를 포함하며, 이 조립체는, In a second aspect, the invention further comprises an assembly for unloading the cooled hydrocarbon, in addition to the floating vessel according to the first aspect, the assembly comprising:

선박 (1) 또는 플랫폼의 제 1 사이트에 설치되고, 콤파스 스타일 덕트 시스템 (665, 670) 을 포함하며, 일단부가 베이스에 장착되고, 덕트 시스템을 제 2 사이트에 설치되는 커플링 수단에 연결하는 연결 시스템이 타단부에 제공되는 밸런스식 탑재 및 하역 아암; A connection, installed at the first site of the vessel 1 or platform, comprising a compass style duct system 665, 670, one end of which is mounted on the base and which connects the duct system to a coupling means installed at the second site. A balanced loading and unloading arm on which the system is provided at the other end;

상기 콤파스 스타일 덕트 시스템은 일단부에서 하나 이상의 저장 탱크와 유체 연통하며, 타단부에서 연결 시스템에 부착되는 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인을 포함하며, The compass style duct system is in fluid communication with one or more storage tanks at one end and includes a cooled hydrocarbon stream delivery line attached at the other end to the connection system,

일정 장력을 가하기에 충분한 수단이 단부 중 하나에 연결되는 제 1 케이블; 및 A first cable having sufficient means to apply a constant tension to one of the ends; And

연결 시스템에 결합된 제 1 케이블에 부과된 일정 장력에 대해 연결 시스템이 커플링 수단을 연결 위치가 되게 하도록 연결 케이블이 감겨지는 연결 윈치를 포함한다.And a connecting winch in which the connecting cable is wound such that the connecting system is brought into the connecting position with respect to a constant tension imposed on the first cable coupled to the connecting system.

제 3 양태에서, 본 발명은 부유식 선박에서 천연 가스 스트림과 같은 탄화수소 스트림을 냉각하는 방법을 제공하며, 이 방법은 적어도, In a third aspect, the present invention provides a method of cooling a hydrocarbon stream, such as a natural gas stream, in a floating vessel, the method comprising:

(a) 하나 이상의 압축기, 하나 이상의 냉각기, 하나 이상의 팽창 장치, 및 하나 이상의 열교환기를 각각 포함하는 하나 이상의 냉매 회로에 존재하는 하나 이상의 냉매 스트림, 및 하나 이상의 탄화수소 스트림을 제공하는 단계;(a) providing one or more refrigerant streams and one or more hydrocarbon streams present in one or more refrigerant circuits, each comprising one or more compressors, one or more coolers, one or more expansion devices, and one or more heat exchangers;

(b) 하나 이상의 압축기에서 하나 이상의 냉매 스트림의 분류를 적어도 압축하여 하나 이상의 압축 냉매 스트림을 제공하는 단계;(b) compressing at least one fraction of the one or more refrigerant streams in one or more compressors to provide one or more compressed refrigerant streams;

(c) 하나 이상의 냉각기에서 하나 이상의 압축 냉매 스트림을 냉각하여 하나 이상의 냉각 냉매 스트림을 제공하는 단계; (c) cooling the one or more compressed refrigerant streams in one or more coolers to provide one or more cooling refrigerant streams;

(d) 하나 이상의 팽창 장치에서 하나 이상의 냉각 냉매 스트림의 분류를 적어도 냉각하여 하나 이상의 팽창 냉매 스트림을 제공하는 단계; (d) cooling at least the fraction of the one or more cooling refrigerant streams in the one or more expansion devices to provide one or more expansion refrigerant streams;

(e) 하나 이상의 열교환기에서 하나 이상의 탄화수소 스트림에 대해 하나 이상의 팽창 냉매 스트림을 열교환하여 하나 이상의 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림 및 하나 이상의 냉각된 탄화수소 스트림을 제공하는 단계; 및(e) heat exchanging the one or more expansion refrigerant streams for the one or more hydrocarbon streams in the one or more heat exchangers to provide one or more at least partially evaporated refrigerant streams and one or more cooled hydrocarbon streams; And

(f) 하나 이상의 냉각된 탄화수소 스트림이 적어도 2 개의 멤브레인 탱크를 포함하고, 170,000 ㎥ 이상, 바람직하게는 약 180,000 ㎥ 이상의 조합된 저장 용량을 갖는 복수 개의 저장 탱크 하류를 통과하는 단계를 포함한다. (f) the at least one cooled hydrocarbon stream comprises at least two membrane tanks and passes through a plurality of storage tanks downstream having a combined storage capacity of at least 170,000 m 3, preferably at least about 180,000 m 3.

제 4 양태에서, 본 발명은 전술한 제 2 양태에 따른 부유식 선박으로부터 냉각된 탄화수소를 운반선에 전달하는 방법을 제공하는데, 이 방법은 적어도,In a fourth aspect, the present invention provides a method for delivering cooled hydrocarbons to a carrier from a floating vessel according to the second aspect described above, which method comprises at least:

(a) 부유식 선박에 나란히 운반선을 계류시키는 단계; (a) mooring the carrier side by side with the floating vessel;

(b) 운반선에 설치된 커플링 수단 위에 연결 시스템을 올려두는 단계;(b) placing the connection system on a coupling means installed on the carrier;

(c) 연결 윈치로부터 연결 케이블을 푸는 단계;(c) releasing the connection cable from the connection winch;

(d) 커플링 수단의 안내 섹션에 연결 케이블을 고정하는 단계;(d) fastening the connecting cable to the guide section of the coupling means;

(e) 커플링 수단과 베이스 사이 중간 위치에서 탑재 및 하역 아암을 조작하는 단계;(e) manipulating the loading and unloading arm at an intermediate position between the coupling means and the base;

(f) 일정 장력 하에 제 1 케이블을 배치하는 단계; (f) placing the first cable under constant tension;

(g) 윈치로부터 풀리는 연결 케이블의 길이를 감소시키도록 연결 윈치를 구동함으로써 운반선 상의 커플링 수단과 조립체의 연결 시스템을 맞물림시키며, 동시에 일정 장력 하에 제 1 케이블을 유지하는 단계;(g) engaging the connection system of the assembly with the coupling means on the carrier by driving the connection winch to reduce the length of the connection cable released from the winch, while simultaneously maintaining the first cable under constant tension;

(h) 수용 선박 상의 커플링 수단에 냉각된 탄화수소 스트림 수용 라인과 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인을 연결하는 단계; 및(h) connecting the cooled hydrocarbon stream receiving line and the cooled hydrocarbon stream delivery line to a coupling means on the receiving vessel; And

(i) 하나 이상의 저장 탱크에서 냉각된 탄화수소의 적어도 일부를 운반선의 냉각된 탄화수소 스트림 수용 라인에 통과시키는 단계를 포함한다.(i) passing at least a portion of the cooled hydrocarbons in the one or more storage tanks through the cooled hydrocarbon stream receiving line of the carrier.

탄화수소 스트림 냉각 방법은 부유식 선박에서 실행된다. 부유식 선박은, 일반적으로 적어도 선체 (hull) 를 가지며, 통상 '탱커' 와 같은 선박 (ship) 의 형태인 임의의 가동식 또는 계류식 선박 (moored vessel) 일 수도 있다.The hydrocarbon stream cooling method is carried out in floating vessels. Floating vessels may be any movable or moored vessel, which generally has at least a hull and is usually in the form of a ship such as a 'tanker'.

이러한 부유식 선박은 임의의 치수를 가질 수도 있지만, 통상은 기다란 형상을 갖는다. 부유식 선박의 치수가 바다에서는 제한적이지 않지만, 부유식 선박용 빌딩 및 유지보수 설비는 이러한 치수에 제한이 있을 수도 있다. 따라서, 본 발명의 일 실시형태에서, 부유식 선박은 600 m 미만, 예컨대 250-350 m, 바람직하게는 약 300 m 의 길이와, 100 m 미만, 예컨대 50 m 의 비임 (beam) 을 가져 기존 조선 설비 및 유지보수 설비에 수용될 수 있다. Such floating vessels may have any dimension, but usually have an elongated shape. While the dimensions of floating vessels are not limited at sea, floating vessel buildings and maintenance facilities may have limitations in these dimensions. Thus, in one embodiment of the present invention, a floating vessel has a length of less than 600 m, such as 250-350 m, preferably about 300 m, and a beam of less than 100 m, such as 50 m. It can be accommodated in equipment and maintenance equipment.

본원에 개시된 선박은 새로운 구조 또는 LNG 운반선과 같은 기존 선박으로부터의 개조품일 수 있다. 양 실시형태에서, 고압 처리 설비와 선원에 의해 통상적으로 점유되는 공간 사이에서 최대한 분리되는 것이 바람직하다. 새로운 구조는, 선체 및 수용 구조물이 처음부터 블라스트 강도, 극저온 보호 및 방호 (fire division) 와 같은 요구되는 특성을 갖도록 설계된 선체 및 수용 구조물을 포함하는 프로세스 설비를 일체화하기가 용이한 LNG 봉쇄 시스템을 갖는 데크 배열체가 제공될 수 있기 때문에 유리하다. The vessels disclosed herein may be new structures or adaptations from existing vessels such as LNG carriers. In both embodiments, it is desirable to maximize separation between the high pressure treatment facility and the space normally occupied by the source. The new structure has an LNG containment system that facilitates integrating process equipment including hull and receiving structures designed from the outset to have required characteristics such as blast strength, cryogenic protection and fire division. It is advantageous because deck arrangements can be provided.

탄화수소 스트림은 냉각, 바람직하게는 액화되는 임의의 적절한 가스 스트림일 수도 있지만, 통상, 천연 가스 또는 석유 리저보어로부터 얻어진 천연 가스 스트림이다. 대안으로, 천연 가스 스트림이 피셔 트롭쉬 프로세스와 같은 합성 소스를 포함하는 다른 소스로부터 얻어질 수도 있다.The hydrocarbon stream may be any suitable gas stream that is cooled, preferably liquefied, but is usually a natural gas stream obtained from natural gas or petroleum reservoir. Alternatively, the natural gas stream may be obtained from other sources, including synthetic sources, such as Fischer Tropsch processes.

통상, 천연 가스 트림은 실질적으로 메탄으로 이루어진다. 바람직하게는, 탄화수소 공급 스트림은 적어도 50 mol% 메탄, 더 바람직하게는 적어도 80 mol% 메탄을 포함한다. Typically, natural gas trim consists essentially of methane. Preferably, the hydrocarbon feed stream comprises at least 50 mol% methane, more preferably at least 80 mol% methane.

소스에 따라, 천연 가스와 같은 탄화수소 소스는 특히, 에탄, 프로판 및 부탄 및 가능하게는 소량의 펜탄 및 방향족 탄화수소와 같은 메탄보다 중질의 탄화수소의 변화량을 포함할 수도 있다. 조성은 가스의 유형 및 위치에 따라 변한다.Depending on the source, the hydrocarbon source, such as natural gas, may in particular contain an amount of change in hydrocarbons heavier than methane, such as ethane, propane and butane and possibly small amounts of pentane and aromatic hydrocarbons. The composition varies with the type and location of the gas.

종래에는, 메탄보다 중질의 탄화수소는, 메탄 액화 플랜트의 일부를 차단시킬 수도 있는 상이한 냉각 또는 액화 온도를 갖는다는 등의 여러 이유로 탄화수소 스트림의 임의의 상당한 냉각 이전에 가능한 한 효과적으로 제거되고 있다. Conventionally, hydrocarbons heavier than methane have been removed as effectively as possible prior to any significant cooling of the hydrocarbon stream for various reasons, such as having different cooling or liquefaction temperatures that may block part of the methane liquefaction plant.

천연 가스와 같은 탄화수소 소스는, 또한 H₂O, N₂, CO₂, Hg, H₂S 및 다른 황 화합물 등과 같은 비탄화수소를 포함할 수도 있다. 필요하다면, 천연 가스와 같은 탄화수소 소스는 냉각 및 액화 전에 전처리될 수도 있다. 이러한 전처리는 CO₂ 및 H₂S 와 같은 원치 않는 성분의 환원 및/또는 제거를 포함할 수도 있다. 이러한 스텝들이 당업자에게 잘 알려져 있기 때문에, 이들의 메카니즘에 대해서는 추가로 논의하지 않는다.Hydrocarbon sources, such as natural gas, may also include non-hydrocarbons such as H ₂ O, N ₂ , CO ₂ , Hg, H ₂ S, other sulfur compounds, and the like. If desired, hydrocarbon sources such as natural gas may be pretreated before cooling and liquefaction. Such pretreatment may include the reduction and / or removal of unwanted components such as CO ₂ and H ₂ S. Since these steps are well known to those skilled in the art, their mechanism is not discussed further.

본원에 기재된 부유식 선박은 산가스 제거, 탈수화 및 천연 가스 액체 추출을 포함하는 군에서 선택된 전처리 유닛을 포함하지 않는다. 필요하다면, 이러한 임의의 전처리는, 선박 (1) 과 다른 위치, 예컨대 탄화수소 전처리 설비와 같은 온-쇼어 위치에서 실행된다. 이러한 전처리 유닛은, 바람직하게는, 선박으로부터 적어도 2 km, 더 바람직하게는 적어도 10 km 의 거리에 있다. The floating vessel described herein does not include a pretreatment unit selected from the group comprising acid gas removal, dehydration and natural gas liquid extraction. If necessary, any such pretreatment is carried out at a location other than the vessel 1, for example at an on-shore location such as a hydrocarbon pretreatment plant. This pretreatment unit is preferably at a distance of at least 2 km, more preferably at least 10 km from the vessel.

이에 의해, 본원에 사용된 바와 같은 용어 "탄화수소 스트림" 은 산가스 제거, 탈수화 및 천연 가스 액화 추출을 포함하는 처리와 같이 선박 (1) 에서 이루어지지 않는 처리 후의 조성을 나타낸다.As such, the term “hydrocarbon stream” as used herein refers to a composition after treatment that is not made in vessel 1, such as treatment involving acid gas removal, dehydration and natural gas liquefaction extraction.

이에 의해, 탄화수소 스트림은, 이것으로 제한하는 것은 아니지만, 황, 황 화합물, 이산화탄소, 물, Hg 및 하나 이상의 C² ⁺ 탄화수소를 포함하는 하나 이상의 화합물 또는 물질의 환원 및/또는 제거를 위해 필요하다면, 부분적으로, 실질적으로 또는 전체로 처리되고 있는 조성이다. Thus, the hydrocarbon stream, not to limited to this, but, if necessary, to the sulfur, sulfur compounds, carbon dioxide, water, Hg and reduction and / or removal of one or more compounds or material that contains at least one C ² ⁺ hydrocarbons, In part, a composition that is being processed substantially or wholly.

탄화수소 스트림은, 탄화수소 스트림이 하나 이상의 냉각된 탄화수소 스트림 및 하나 이상의 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림에서 냉각된 탄화수소를 제공하도록 하나 이상의 냉매 회로에 하나 이상의 냉매 스트림에 대해 통과되는 하나 이상의 냉각 스테이지에서 냉각된다. The hydrocarbon stream is cooled in one or more cooling stages that are passed over one or more refrigerant streams to one or more refrigerant circuits such that the hydrocarbon stream provides cooled hydrocarbons in one or more cooled hydrocarbon streams and one or more at least partially evaporated refrigerant streams. .

바람직한 실시형태에서, 탄화수소 스트림은 혼합된 냉매 회로에서 혼합된 냉매에 대해 냉각될 수 있다. 더 바람직하게는, 탄화수소 스트림은 혼합된 냉매의 2 이상의 분류에 대해 냉각될 수 있다. 혼합된 냉매 회로는 혼합된 냉매를 압축하기위해 하나 이상의 냉매 압축기를 포함할 수 있다. 냉매 압축기는 하나 이상의 드라이버에 의해 구동될 수 있다. 드라이버는 전기 드라이버 또는 가스 터빈일 수도 있다. 전기 드라이버에는 적어도 하나, 바람직하게는 6 개의 이중 연료 디젤 전기 (DFDE) 발전기, 예컨대 6 × 16 MW DFDE 발전기로부터 동력이 공급될 수도 있다. 가스 터비은 적어도 하나, 바람직하게는 압축기를 직접 구동하는 2 개의 공기식 가스 터빈일 수도 있다. 대체 실시형태에서, 가스 터빈은 이후 냉매 압축기를 구동하여 전기 드라이버에 동력을 제공하도록 사용될 수 있는 전력 발전기를 구동하는데 사용될 수 있다 In a preferred embodiment, the hydrocarbon stream can be cooled against the mixed refrigerant in the mixed refrigerant circuit. More preferably, the hydrocarbon stream may be cooled for two or more fractions of mixed refrigerant. The mixed refrigerant circuit may include one or more refrigerant compressors to compress the mixed refrigerant. The refrigerant compressor may be driven by one or more drivers. The driver may be an electric driver or a gas turbine. The electric driver may be powered from at least one, preferably six dual fuel diesel electric (DFDE) generators, such as a 6 × 16 MW DFDE generator. The gas turbi may be at least one, preferably two pneumatic gas turbines that directly drive the compressor. In an alternate embodiment, the gas turbine can then be used to drive a power generator that can be used to drive a refrigerant compressor to power the electric driver.

탄화수소 스트림은 하나 이상의 제 1 열교환기에서 냉각되어 제 1 냉각, 바람직하게는 부분적으로 액화된 탄화수소 스트림을, 바람직하게는 0 ℃ 미만의 온도로 제공할 수 있다. The hydrocarbon stream may be cooled in one or more first heat exchangers to provide a first cooling, preferably partially liquefied hydrocarbon stream, preferably at a temperature below 0 ° C.

바람직하게는, 임의의 이러한 제 1 열교환기는 제 1 냉각 스테이지, 및 추가의 냉각에 사용되는 하나 이상의 제 2 열교환기를 포함할 수 있고, 바람직하게는 탄화수소 스트림의 임의의 분류 액화가 하나 이상의 제 2 냉각 스테이지를 포함할 수 있다. 추가의 냉각 스테이지가 제공될 수 있지만, 본 실시형태에서 논의하지는 않는다. Preferably, any such first heat exchanger may comprise a first cooling stage, and one or more second heat exchangers used for further cooling, and preferably any fractional liquefaction of the hydrocarbon stream is carried out for one or more second coolings. It may include a stage. Additional cooling stages may be provided but are not discussed in this embodiment.

이와 같이, 본원에 개시된 방법 및 선박은 2 개 이상의 냉각 스테이지를 포함할 수도 있는데, 각각의 스테이지는 하나 이상의 스텝, 부분 등을 갖는다. 예컨대, 각각의 냉각 스테이지는 1 ~ 5 개의 열교환기를 포함할 수도 있다. 탄화수소 스트림 및/또는 혼합된 냉매의 분류가 냉각 스테이지의 열교환기 전체 및/또는 거의 전체를 통과하지 않을 수도 있다. As such, the methods and vessels disclosed herein may include two or more cooling stages, each stage having one or more steps, portions, or the like. For example, each cooling stage may comprise one to five heat exchangers. The fractionation of hydrocarbon streams and / or mixed refrigerant may not pass through all and / or nearly all of the heat exchangers of the cooling stage.

일 실시형태에서, 탄화수소 냉각, 바람직하게는 액화 방법은 2 또는 3 개의 냉각 스테이지를 포함한다. 제 1 냉각 스테이지는 바람직하게는 탄화수소 스트림의 온도를 0 ℃ 미만, 통상 -20 ℃ ~ -70 ℃ 로 감소시켜 제 1 냉각된 탄화수소 스트림을 제공한다. 이러한 제 1 냉각 스테이지는 때로는, '예비 냉각' 스테이지라 한다.In one embodiment, the hydrocarbon cooling, preferably liquefaction method comprises two or three cooling stages. The first cooling stage preferably reduces the temperature of the hydrocarbon stream to below 0 ° C., typically −20 ° C. to −70 ° C. to provide the first cooled hydrocarbon stream. This first cooling stage is sometimes referred to as a 'preliminary cooling' stage.

제 2 냉각 스테이지는 바람직하게는 제 1 냉각 스테이지와 분리된다. 즉, 제 2 냉각 스테이지는 하나 이상의 별도의 열교환기를 포함한다. 이러한 제 2 냉각 스테이지는 때로는, '주 냉각' 스테이지라 한다.The second cooling stage is preferably separated from the first cooling stage. In other words, the second cooling stage comprises one or more separate heat exchangers. This second cooling stage is sometimes referred to as the 'main cooling' stage.

제 2 냉각 스테이지는, 바람직하게는, 통상 적어도, 제 1 냉각 스테이지 (50) 에 의해 냉각된 탄화수소 스트림의 분류인 제 1 냉각된 탄화수소 스트림의 온도를 감소시키고, -100℃ 미만의 온도일 수 있는 제 2 냉각된 탄화수소 스트림을 제공하도록 의도된다. 바람직하게는, 제 2 냉각된 탄화수소 스트림은 LNG 스트림과 같은 액화 탄화수소 스트림이다. 제 2 냉각된 탄화수소 스트림이 LNG 스트림이면, "온-스페시피케이션 (on-specification) 인 것, 즉 LNG 가 특별한 수출 마켓용의 소망하는 조성을 갖는 것이 바람직하다.The second cooling stage preferably reduces the temperature of the first cooled hydrocarbon stream, which is usually at least a fraction of the hydrocarbon stream cooled by the first cooling stage 50, and may be below -100 ° C. It is intended to provide a second cooled hydrocarbon stream. Preferably, the second cooled hydrocarbon stream is a liquefied hydrocarbon stream such as an LNG stream. If the second cooled hydrocarbon stream is an LNG stream, it is preferred that it is " on-specification, ie that the LNG has the desired composition for a particular export market.

하나 이상의 제 1 또는 하나 이상의 제 2 열교환기로서의 사용을 위한 열교환기는 당업자에게 잘 알려져 있다. 제 2 열교환기 중 적어도 하나는, 바람직하게는 당업자에 공지된 스풀 감김식 극저온 (spool-wound cryogenic) 열교환기이다. 선택적으로, 열교환기는 그의 쉘 (shell) 내에 하나 이상의 냉각 섹션을 포함할 수도 있고, 각각의 냉각 섹션은 냉각 스테이지 또는 별도의 '열교환기' 로서 다른 냉각 위치를 간주할 수 있다. Heat exchangers for use as one or more first or one or more second heat exchangers are well known to those skilled in the art. At least one of the second heat exchangers is preferably a spool-wound cryogenic heat exchanger known to those skilled in the art. Optionally, the heat exchanger may include one or more cooling sections in its shell, each cooling section being considered a different cooling location as a cooling stage or a separate 'heat exchanger'.

본 발명의 또다른 실시형태에 있어서, 혼합된 냉매 스트림의 하나 이상의 분류가 하나 이상의 열교환기, 바람직하게는 전술한 2 이상의 제 1 및 제 2 열교환기를 통과하여 하나 이상의 냉각 혼합된 냉매 스트림을 제공한다.In another embodiment of the present invention, one or more fractions of the mixed refrigerant stream pass through one or more heat exchangers, preferably the two or more first and second heat exchangers described above to provide one or more cold mixed refrigerant streams. .

혼합된 냉매 회로의 혼합된 냉매는 질소, 메탄, 에탄, 에틸렌, 프로판, 프로필렌, 부탄, 펜탄 등을 포함하는 군에서 선택된 2 이상의 혼합물로부터 형성될 수도 있다. 본원에 개시된 방법은, 별도의 또는 중첩된 냉매 회로 또는 다른 냉각 회로에서 하나 이상의 다른 냉매의 사용을 포함할 수도 있다.The mixed refrigerant in the mixed refrigerant circuit may be formed from two or more mixtures selected from the group comprising nitrogen, methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane, pentane and the like. The methods disclosed herein may include the use of one or more other refrigerants in separate or overlapping refrigerant circuits or other cooling circuits.

개시된 일 실시형태에서, 탄화수소 스트림 냉각, 바람직하게는 액화 방법은 하나의 혼합된 냉매를 포함하는 하나의 냉매 회로를 갖는다.In one disclosed embodiment, the hydrocarbon stream cooling, preferably liquefaction, method has one refrigerant circuit comprising one mixed refrigerant.

본원에서 언급되는 바와 같이 혼합된 냉매 또는 혼합 냉매 스트림은 2 개의 다른 성분의 적어도 5 mol % 를 포함한다. 혼합된 냉매를 위한 공통 조성은 다음과 같을 수 있다:As mentioned herein, the mixed refrigerant or mixed refrigerant stream comprises at least 5 mol% of the two other components. The common composition for the mixed refrigerant can be as follows:

질소 : 0-10 mol%Nitrogen: 0-10 mol%

메탄 (C1) : 30-70 mol%Methane (C1): 30-70 mol%

에탄 (C2) : 30-70 mol%Ethane (C2): 30-70 mol%

프로판 (C3) : 0-30 mol%Propane (C3): 0-30 mol%

부탄 (C4) : 0-15 mol%
Butane (C4): 0-15 mol%

총 조성은 100 mol% 를 포함한다. The total composition comprises 100 mol%.

다른 실시형태에서, 본 발명은 천연 가스를 액화하여 액화된 천연 가스를 제공한다.In another embodiment, the present invention liquefies natural gas to provide liquefied natural gas.

본원에 제공된 냉각, 바람직하게는 액화된 탄화수소 스트림은 부유식 선박에 위치되는 복수 개의 저장 탱크에 저장된다. 복수 개의 저장 탱크는 적어도 2 개의 저장 탱크를 포함한다.The cooled, preferably liquefied, hydrocarbon stream provided herein is stored in a plurality of storage tanks located in a floating vessel. The plurality of storage tanks includes at least two storage tanks.

복수 개의 저장 탱크는 약 170,000 ㎥ 초과, 바람직하게는 180,000 ㎥ 이상의 조합된 저장 용량을 가져야한다. 특히, 180,000 ㎥ 및 200,000 ㎥ 의 조합된 저장 용량이 바람직하다. The plurality of storage tanks should have a combined storage capacity of greater than about 170,000 m 3, preferably at least 180,000 m 3. In particular, a combined storage capacity of 180,000 m 3 and 200,000 m 3 is preferred.

180,000 ㎥ 및 200,000 ㎥ 의 조합된 저장 용량은, 저장 유연성이 기후 상태에 기인하여 냉각된 탄화수소 생성물을 하역할 때 지연을 허용하기 때문에 유리하다. 통상의 LNG 운반선은 150,000 ㎥ LNG 의 카고를 운반할 수 있다. 본원에 개시된 선박이 냉각된 탄화수소를 하루에 10,000 ㎥ 저장하게 제조된다면, 냉각된 탄화수소 150,000 ㎥ 의 하역은, 180,000 ㎥ 의 조합된 저장 용량을 갖는 선박에 대해 악천후로 인해 3 일까지 지연될 수 있고, 그리고 200,000 ㎥ 의 조합된 저장 용량을 갖는 선박에 대해 5 일까지 지연될 수 있다. The combined storage capacity of 180,000 m 3 and 200,000 m 3 is advantageous because the storage flexibility allows a delay when unloading the cooled hydrocarbon product due to climatic conditions. A typical LNG carrier can carry a cargo of 150,000 m 3 LNG. If the vessels disclosed herein are made to store 10,000 m 3 of cooled hydrocarbons per day, the unloading of the cooled hydrocarbons 150,000 m 3 may be delayed up to 3 days due to bad weather for ships having a combined storage capacity of 180,000 m 3, And delays of up to 5 days for ships with a combined storage capacity of 200,000 m 3.

바람직한 실시형태에서, 선박은 4 ~ 6 개, 더 바람직하게는 5 개의 저장 탱크를 갖는다.In a preferred embodiment, the vessel has 4 to 6, more preferably 5 storage tanks.

이들 저장 탱크가 선박의 뱃머리로부터 연속 배치되는 것이 더 바람직하다. 추가의 실시형태에서, 하나 이상의 냉각 스테이지가 선박의 뱃머리로부터 연속 배치된 제 2 저장 탱크 위의 상부측 모듈에 존재하는 것이 바람직하다. 그러나, 하나 이상의 냉각 스테이지는 다른 저장 탱크 중 하나 위의 상부측 모듈에 제공될 수도 있다. More preferably, these storage tanks are arranged continuously from the bow of the ship. In a further embodiment, it is preferred that one or more cooling stages are present in the upper side module above the second storage tank arranged in series from the bow of the vessel. However, one or more cooling stages may be provided to the upper side module above one of the other storage tanks.

본원에서 사용된 멤브레인 저장 탱크는, 선박의 구조, 더 자세하게는 이중 선체 선박 (double hulled vessel) 의 내부 선체에 고정된 극저온 라이너를 포함한다. 현재의 멤브레인 표준은 액체 카고를 포함하며 제 1 멤브레인을 통해 상당한 누출이 발생할 수 있는 선체 구조에 극저온 액체가 도달하는 것을 방지할 수 있는 2 개의 캐리어를 필요로 한다. 선체는 보통 강으로 제작되기 때문에, 이들 선체는 LNG 와 같은 극저온 액체와 접촉하면 부서지기 쉽다. 따라서, 멤브레인 구속 시스템을 갖는 모든 선박은 2 개의 맴브레인을 갖는데, 제 1 멤브레인은 극저온 액체와 접촉되고, 제 2 멤브레인은 내부 선체와 LNG 가 분리 유지되는 것을 보장한다. As used herein, the membrane storage tank comprises a cryogenic liner secured to the structure of the vessel, more particularly to the inner hull of a double hulled vessel. Current membrane standards require two carriers that contain liquid cargo and can prevent cryogenic liquids from reaching the hull structure where significant leakage can occur through the first membrane. Since hulls are usually made of steel, these hulls are brittle when in contact with cryogenic liquids such as LNG. Thus, all vessels with membrane confinement systems have two membranes, the first membrane being in contact with the cryogenic liquid and the second membrane ensuring that the inner hull and LNG are kept separate.

또한, 이러한 구속은 내부 강 선체에 대해 허용가능한 온도를 유지하며, BOG 로서의 액체의 증발을 감소시키기 위해서 극저온 액체로의 열전달을 최소화하는 절연 특성을 나타낸다. 게다가, 이러한 절연은 열적 사이클을 견뎌내고, 극저온 액체에 의해 발생된 부하가 정적 및 동적 압력을 견뎌내며 내부 선체 구조에 이를 전달한다.This restraint also exhibits insulating properties that maintain an acceptable temperature for the inner steel hull and minimize heat transfer to cryogenic liquids in order to reduce the evaporation of the liquid as BOG. In addition, this insulation withstands thermal cycles, and the load generated by cryogenic liquids withstands static and dynamic pressures and transfers them to the internal hull structure.

본원에 사용된 멤브레인 저장 탱크에는 다양한 구조가 제공될 수 있는데, No 96 멤브레인 저장 시스템 및 Mark III 저장 시스템이 바람직하다. No 96 멤브레인 저장 시스템은 2 개의 동일한 금속 멤브레인과 2 개의 독립적인 절연 층으로 만들어진 극저온 라이너를 제공한다. 제 1 및 제 2 멤브레인은, 예컨대 0.7 mm 두께의 인바 (Invar), 36 % 니켈-강 합금으로 만들어진다. 제 1 멤브레인은 LNG 와 같은 냉각된 탄화수소를 포함한다. 제 2 멤브레인은 누출시 추가의 보호 층을 제공한다. 예컨대, 500 mm 폭의 인바 시트가 저장 탱크 벽을 따라 연속으로 덮여 심 (seam) 용접에 의해 결합되고 제 1 및 제 2 절연 층에 의해 균일하게 지지될 수 있다. Membrane storage tanks used herein can be provided with a variety of structures, with No 96 membrane storage systems and Mark III storage systems being preferred. The No 96 membrane storage system provides a cryogenic liner made of two identical metal membranes and two independent insulating layers. The first and second membranes are made of, for example, 0.7 mm thick Invar, 36% nickel-steel alloy. The first membrane comprises a cooled hydrocarbon such as LNG. The second membrane provides an additional protective layer upon leakage. For example, a 500 mm wide invar sheet can be continuously covered along the storage tank wall and joined by seam welding and uniformly supported by the first and second insulating layers.

제 1 및 제 2 절연 층은 팽창된 펄라이트로 채워진 미리 제작된 플라이우드 박스제의 로드 베어링 시스템을 포함한다. 이러한 박스는 1 m × 1.2 m 의 크기를 가질 수도 있다. 제 1 절연 층의 두께는 선박의 요구 조건에 따라 170 mm ~ 250 mm 로 변할 수 있다. 제 1 절연 층은 제 1 커플러에 의해 고정되고 제 2 커플러 조립체에 고정될 수 있다. 제 2 절연 층은 약 300 mm 두께에 대해 로드 베어링 수지 로프를 통해 내부 선체에 중첩되고 균일하게 지지된다. 이에 따라, 총 절연 두께는 530 mm 의 영역에 있을 수 있다. 로드 베어링 수지 로프는 제 2 커플러 수단에 의해 내부 선체에 고정된다. The first and second insulating layers comprise rod bearing systems made of prefabricated plywood boxes filled with expanded pearlite. Such a box may have a size of 1 m x 1.2 m. The thickness of the first insulating layer can vary from 170 mm to 250 mm depending on the requirements of the ship. The first insulating layer may be secured by the first coupler and secured to the second coupler assembly. The second insulating layer is superimposed and uniformly supported on the inner hull through a rod bearing resin rope for about 300 mm thickness. Thus, the total insulation thickness can be in the region of 530 mm. The rod bearing resin rope is fixed to the inner hull by the second coupler means.

Mark III 멤브레인 저장 시스템은 미리 제작된 절연체 패널의 상부에 배치된 제 1 금속 멤브레인을 포함한다. 미리 제작된 절연체 패널은 완벽한 제 2 멤브레인을 포함한다. 제 1 멤브레인은, 1.2 mm 두께를 갖는 304 L 과 같은 주름진 (corrugated) 스테인리스 강제이다. 제 1 멤브레인은 극저온 액체 카고를 포함하고, 절연체 패널에 의해 직접 지지되고 고정된다. 주름진 제 1 멤브레인이 3 m × 1 m 의 시트에 공급되어, TIG (Tungsten Inert Gas)/플라즈마 용접에 의해 결합될 수 있다. 절연체 패널 내에 제공된 제 2 멤브레인은 0.6 mm 두께를 가질 수 있는 Triplex 와 같은 복합 적층 재료로 구성된다. 적층 재료는 유리 천 및 수지의 층 사이에 배치된 알루미늄의 얇은 시트를 포함한다. 제 2 멤브레인은 2 개의 절연체 층 사이에 미리 제작된 절연체 패널 내측에 배치된다.The Mark III membrane storage system includes a first metal membrane disposed on top of a prefabricated insulator panel. The prefabricated insulator panel includes a complete second membrane. The first membrane is corrugated stainless steel, such as 304 L, having a thickness of 1.2 mm. The first membrane comprises a cryogenic liquid cargo and is directly supported and fixed by an insulator panel. The corrugated first membrane can be supplied to a sheet of 3 m x 1 m and joined by TIG (Tungsten Inert Gas) / plasma welding. The second membrane provided in the insulator panel consists of a composite laminate material, such as Triplex, which may have a thickness of 0.6 mm. The laminate material comprises a thin sheet of aluminum disposed between the glass cloth and the layer of resin. The second membrane is disposed inside the prefabricated insulator panel between the two insulator layers.

이러한 절연체는 로드-베어링 구조를 제공하기 위해서 제 1 및 제 2 절연체 층과 제 2 멤브레인 양자를 포함하는 보강된 폴리우레탄 폼의 미리 제작된 패널을 갖는다. 제 1 멤브레인과 유사하게, 절연체는 3 m × 1 m 의 패널에 제공될 수 있다. 절연체 두께는 요구 사항에 따라 250 mm ~ 350 mm 에서 조절가능한데, 통상 두께는 270 mm 이다. 이 패널은 절연체를 고정하고 로드를 균일하게 덮는 수지 로프 수단에 의해 선박의 내부 선체에 접합될 수 있다.This insulator has a prefabricated panel of reinforced polyurethane foam comprising both first and second insulator layers and a second membrane to provide a rod-bearing structure. Similar to the first membrane, the insulator can be provided in a 3 m x 1 m panel. Insulator thickness is adjustable from 250 mm to 350 mm, depending on the requirements, typically 270 mm. This panel can be joined to the inner hull of the ship by means of resin ropes which fix the insulator and evenly cover the rod.

선박에 존재하는 복수 개의 저장 탱크는, 하나 이상의 SPB (Self-supporting Prismatic-shape IMO type B) 저장 탱크를 포함할 수도 있다. SPB 탱크는 알루미늄 합금, SUS 304 와 같은 스테인리스강, 또는 폴리우레탄 폼 절연체로 덮이며 보강 플라이우드로 만들어진 지지체 및 초크 (chock) 에 의해 지지되는 9 % 니켈 강의 강성 판 구조로 이루어진다. SPB 탱크는, 복수 개, 예컨대 4 개의 내부 체적을 제공하기 위해서 센터라인 액밀 벌크헤드와 스와쉬 (swash) 벌크헤드로 세분된다. 스테인리스 강 탱크는, 작업 특히 용접 작업이 용이하기 때문에 구조물의 관점에서 유리하다. 게다가, 스테인리스 강은 양호한 화학적 안정성을 갖는다. The plurality of storage tanks present in the vessel may comprise one or more Self-supporting Prismatic-shape IMO type B (SB) storage tanks. The SPB tank consists of a rigid plate structure of 9% nickel steel, covered with aluminum alloy, stainless steel such as SUS 304, or polyurethane foam insulator, and supported by a choke and a support made of reinforced plywood. The SPB tank is subdivided into a centerline liquid-tight bulkhead and a swash bulkhead to provide a plurality of, for example four internal volumes. Stainless steel tanks are advantageous in terms of construction because of their ease of operation, in particular welding. In addition, stainless steel has good chemical stability.

바람직한 실시형태에서, 적어도 하나 더 바람직하게는 단일의 SPB 저장 탱크가 선박에 존재한다. SPB 저장 탱크는 냉각된 탄화수소 런다운 탱크로서 사용될 수 있는데, 즉 선박에서의 냉각 방법에 의해 생성된 냉각된 탄화수소가 생성 후에 초기에 통과하는 저장 탱크로서 사용될 수 있다. SPB 저장 탱크는, 이 탱크가 그 안에 포함된 냉각된 "슬로싱 (sloshing)" 으로서 공지된, 탄화수소의 이동에 대해 고유의 저항을 갖기 때문에, 그리고 이의 저장 체적이 내부 벌크헤드에 의해 세분화되기 때문에 런다운 탱크로서 유리하다. In a preferred embodiment, at least one more preferably single SPB storage tank is present in the vessel. The SPB storage tank can be used as a cooled hydrocarbon rundown tank, that is, as a storage tank where the cooled hydrocarbon produced by the cooling method in the vessel passes initially after production. SPB storage tanks have inherent resistance to the movement of hydrocarbons, known as the cooled "sloshing" contained therein, and because their storage volumes are subdivided by internal bulkheads. It is advantageous as a rundown tank.

용어 "슬로싱" 은 바람 및/또는 파도 이동 중 하나, 또는 선박의 방향의 변화로 인해 롤 (roll), 피치 (pitch) 및 스웨이 (sway) 와 같은 선박의 선체의 이동에 의해 야기된 탱크에 저장된 액체의 이동을 말한다. 따라서, 탱크에는 임의의 레벨의 액체가 넣어질 수 있다. SPB 탱크가 용량에 도달하는 경우, SPB 탱크의 내용물은 멤브레인 저장 탱크 중 하나를 통과할 수 있어 슬로싱이 문제가 되지 않는 레벨, 예컨대 탱크 높이의 5 ~ 10 % 이하의 낮은 충전 레벨 및 탱크 높이의 80 % 이상의 높은 충전 레벨로 채워질 수 있다. The term "sloshing" refers to a tank caused by the movement of a ship's hull, such as roll, pitch and sway, due to either wind and / or wave movement, or a change in the direction of the vessel. The movement of stored liquids. Thus, any level of liquid can be put in the tank. When the SPB tank reaches its capacity, the contents of the SPB tank can pass through one of the membrane storage tanks so that sloshing is not an issue, such as at low fill levels and tank heights of 5-10% or less of the tank height. Can be filled with high filling levels of more than 80%.

추가의 실시형태에서, 선박에는 런다운 탱크로서 저 용량 (다른 저장 탱크와의 비교함) 의 하나 이상, 바람직하게는, 2 개의 멤브레인 탱크가 제공될 수 있다. 여기서, 런다운은, 액화 후 액화된 천연 가스가 런다운 탱크에 우선 공급되고, 런다운 탱크가 미리정해진 레벨로 채워질 때 그의 내용물이 다른 저장 탱크중 하나로 전달되는 것을 의미한다. 이러한 멤브레인 런다운 탱크의 감소된 크기는 슬로싱에 기인한 탱크의 파괴 우려를 감소시키도록 작동할 수 있다. 특히, 선박이 길이 방향 축선을 따라 일반적으로 신장된 형상을 가질 때, 길이 방향 축선에 수직한 방향으로 감소된 크기의 멤브레인 런다운 탱크를 제공하는 것이 바람직하다.In a further embodiment, the vessel may be provided with one or more, preferably two membrane tanks of low capacity (compared to other storage tanks) as rundown tanks. Here, rundown means that the liquefied natural gas is first supplied to the rundown tank after liquefaction, and its contents are transferred to one of the other storage tanks when the rundown tank is filled to a predetermined level. The reduced size of such membrane rundown tanks can operate to reduce the risk of tank destruction due to sloshing. In particular, when the vessel has a generally elongated shape along the longitudinal axis, it is desirable to provide a membrane rundown tank of reduced size in a direction perpendicular to the longitudinal axis.

감소된 크기의 탱크 전체의 조합된 저장 용량은 다른 저장 탱크의 저장 용량의 N적어도 N-M % 와 같은 것이 바람직한데, 여기서, 허용가능한 슬로싱 위험의 견지에서, N 은 최소의 허용가능한 높은 레벨의 충전 % 이고, M 은 최대의 허용가능한 낮은 레벨의 충전 % 이다. 이는, 감소된 크기의 런다운 탱크에서 충분히 조합된 저장 용량이, 허용가능한 낮은 레벨로부터 최소 허용가능한 높은 레벨까지 대형 ("풀 사이즈 (full size)") 탱크 중 하나를 채우기 위해 액화된 생성물을 충분히 유지할 수 있게 한다. 이로써, 슬로싱에 기인한 풀 사이즈 탱크의 파손 위험이 미리정해진 허용 가능 레벨로 감소된다. 바람직하게는, 감소된 크기의 탱크 전체에서의 저장 용량과 조합된 저장은, 바람직하게는 적어도 N % 와 동일하여, 비워진 풀 사이즈 저장 탱크를 최소의 허용가능한 높은 레벨, 예컨대 80 % 까지 채우기에 충분하다. The combined storage capacity of the reduced tank as a whole is preferably equal to at least NM% of the storage capacity of other storage tanks, where N is the minimum acceptable high level of filling in view of the acceptable sloshing risk. % And M is the maximum allowable low level of charge%. This means that a sufficiently combined storage capacity in a reduced size rundown tank is sufficient to fill the liquefied product to fill one of the large ("full size") tanks from an acceptable low level to a minimum acceptable high level. To maintain. This reduces the risk of breakage of the full size tank due to sloshing to a predetermined acceptable level. Preferably, the storage combined with the storage capacity throughout the reduced size tank is preferably sufficient to fill an empty full size storage tank to a minimum acceptable high level, such as 80%, preferably at least equal to N%. Do.

앞선 문맥에서 기재된 바와 같은 이러한 실시형태가 170,000 ㎥ 이하의 조합된 저장 용량을 갖는 선박에 적용되는 것이 유리하다는 것은 당업자에 의해 이해될 것이다. It will be understood by those skilled in the art that this embodiment as described in the foregoing context is advantageously applied to ships having a combined storage capacity of 170,000 m 3 or less.

게다가, 당업자는, 임의의 액화 후, 액화된 탄화수소 스트림이 필요하다면 추가로 처리될 수도 있음을 용이하게 이해할 수 있다. 예시로서, 얻어진 LNG 는 줄 톰슨 (Joule-Thomson) 밸브에 의해 또는 극저온 터보 팽창기에 의해 감압될 수도 있다. In addition, those skilled in the art can readily understand that, after any liquefaction, a liquefied hydrocarbon stream may be further processed if necessary. As an example, the LNG obtained may be depressurized by a Joule-Thomson valve or by a cryogenic turboexpander.

액화된 탄화수소 스트림은 엔드-플래쉬 베슬 (end-flash vessel) 과 같은 엔드 가스/액체 분리기를 통과하여, 오버헤드 엔드 플래쉬 가스 스트림과 저부 액체 스트림을 제공하고, 이는 전술한 바와 같이 LNG 와 같은 액화된 생성물로서 복수 개의 저장 탱크에 저장될 수 있다. The liquefied hydrocarbon stream passes through an end gas / liquid separator, such as an end-flash vessel, to provide an overhead end flash gas stream and a bottom liquid stream, which is liquefied, such as LNG, as described above. It can be stored as a product in a plurality of storage tanks.

엔드 플래쉬 가스는 엔드 압축기에서 압축되어 선박에서 연료 가스로서 소비하는 유닛에 연료 가스로서 제공될 수 있다. 예컨대, 연료 가스는 DPDE (Dual Fuel Diesel Electric) 발전기에 동력을 가하는데 사용되어 선박용 전기를 생산하거나 공기식 터빈과 같은 가스 터빈에 동력을 가하는데 사용될 수 있다.The end flash gas may be provided as fuel gas to a unit compressed in an end compressor and consumed as fuel gas in a vessel. For example, fuel gas can be used to power dual fuel diesel electric (DPDE) generators to produce marine electricity or to power gas turbines such as pneumatic turbines.

본원에 개시된 선박 및 냉각 방법은, 1.0 MTPA (million tonnes per annum) 초과, 더 바람직하게는 1.3 MTPA, 더욱 더 바람직하게는 약 2.0 MTPA 의 액화된 탄화수소 스트림의 공칭 용량 (또는 네임 플레이트) 을 제공할 수 있다. 용어 " 공칭 용량" 은 선박이 조업되도록 의도된 년수 당 날짜수가 곱해진 선박의 일일 제조 용량으로 규정된다. 예컨대, 일부 LNG 플랜트는 1 년에 평균 345 일 동안 조업하도록 의도된다. 바람직하게는, 본원에 개시된 탄화수소 냉각 방법의 공칭 용량은 1 MTPA 초과 2 MTPA 이하이다. The vessels and cooling methods disclosed herein will provide a nominal capacity (or nameplate) of a liquefied hydrocarbon stream of greater than 1.0 million tonnes per annum (MTPA), more preferably 1.3 MTPA, even more preferably about 2.0 MTPA. Can be. The term “nominal capacity” is defined as the daily manufacturing capacity of a ship multiplied by the number of days per year that the ship is intended to operate. For example, some LNG plants are intended to operate for an average of 345 days per year. Preferably, the nominal capacity of the hydrocarbon cooling process disclosed herein is greater than 1 MTPA and no more than 2 MTPA.

냉각된 탄화수소는, 참조로 본원에 내재된 미국 특허 7,147,022, 에 개시된 관절식 아암과 같은 하역 조립체를 사용하여 부유식 선박으로부터 운반선에 하역될 수 있다. 관절식 아암은 연결 시스템의 일부이고, 나란히 계류된 2 선박 사이에서 전달이 이루어지게 하는 유압 커플링이 장비된다. 연결 시스템은 서로 이동 가능하고, 2 선박 사이에서 양호한 연결이 가능한 2 지점 사이에서 작동할 수 있다.The cooled hydrocarbons can be unloaded from the floating vessel to the carrier using a loading assembly such as the articulated arm disclosed in US Pat. No. 7,147,022, incorporated herein by reference. The articulated arm is part of a connecting system and is equipped with a hydraulic coupling that allows transmission between two ships moored side by side. The connection systems are movable between each other and can operate between two points where good connection is possible between the two ships.

바람직하게는, 선박은 적어도 2 개의 탑재 아암, 더 바람직하게는 4 개의 탑재 아암을 포함한다. 예컨대, 선박은 LNG 와 같은 냉각된 탄화수소의 전달을 위한 전용의 2 개의 탑재 아암을 포함하는데, 하나는 LNG 증기와 같은 탄화수소 증기 전달 전용이고, 다른 하나는 증기 또는 액체 전용으로 사용될 수 있다. Preferably, the vessel comprises at least two mounting arms, more preferably four mounting arms. For example, a vessel includes two payload arms dedicated for the delivery of cooled hydrocarbons, such as LNG, one dedicated for the delivery of hydrocarbon vapors, such as LNG vapor, and the other for steam or liquid use.

냉각된 탄화수소 하역용 조립체는 밸런스식 탑재 및 하역 아암, 콤파스 스타일 덕트 시스템, 제 1 케이블 및 연결 윈치를 포함한다.The cooled hydrocarbon unloading assembly includes a balanced mounting and unloading arm, a compass style duct system, a first cable and a connecting winch.

밸런스식 탑재 및 하역 아암은 상부 데크 영역과 같은 선박의 제 1 사이트에 설치된다. 아암은 콤파스 스타일 덕트 시스템을 포함하는데, 그의 일단부는 베이스에 장착되고, 덕트 시스템과 커플링 수단을 연결하기 위해 연결 시스템이 타단부에 제공된다. Balanced loading and unloading arms are installed at the first site of the ship, such as the upper deck area. The arm comprises a compass style duct system, one end of which is mounted to the base and a connection system is provided at the other end for connecting the duct system and the coupling means.

커플링 수단은 냉각된 탄화수소를 수용하기 위해서, 냉각된 탄화수소 운반선의 데크와 같은 제 2 사이트에 설치된다. The coupling means is installed at a second site, such as a deck of the cooled hydrocarbon carrier, to receive the cooled hydrocarbon.

콤파스 스타일 덕트 시스템은 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인을 포함한다. 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인은 일단부에서 하나 이상의 저장 탱크와 유체 연통하고, 타단부에서 연결 시스템에 부착된다.The compass style duct system includes a cooled hydrocarbon stream delivery line. The cooled hydrocarbon stream delivery line is in fluid communication with one or more storage tanks at one end and attached to the connection system at the other end.

제 1 케이블은 일정 장력 부여 장치와 같은 일정 장력을 이 케이블에 부여하는데 적합한 수단을 그의 단부중 하나에 결합한다.The first cable couples to one of its ends suitable means for imparting a constant tension to the cable, such as a constant tensioning device.

또한, 연결 케이블을 포함하는 연결 윈치가 제공된다. 연결 케이블은 감김 또는 풀림 상태가 될 수 있고, 연결 시스템이 커플링 수단에 연결될 위치가 되게 한다. 이러한 작동은 연결 시스템에 결합된 제 1 케이블에 일정 장력이 부과된 상태 하에서 발생한다. There is also provided a connection winch comprising a connection cable. The connecting cable can be wound or unrolled, bringing the connecting system into position to be connected to the coupling means. This operation takes place under a condition where a certain tension is applied to the first cable coupled to the connection system.

도 2 는 냉각된 탄화수소 하역용 조립체의 작동에 대한 상세한 설명을 제공한다. 2 provides a detailed description of the operation of the cooled hydrocarbon unloading assembly.

본 발명의 실시형태는 단지 예시를 위한 것이며, 비제한적인 도면을 참조하여 설명된다.Embodiments of the present invention are for illustration only and are described with reference to the non-limiting drawings.

도 1 은 본 발명의 실시형태를 도시하는 탄화수소 냉각 방법의 개략도이다.
도 2 는 본 발명의 추가의 실시형태에 따른 부유식 선박 (floating vessel) 으로부터 운반선 (carrier vessel) 에 냉각된 탄화수소를 전달하는 방법의 개략도이다.
도 3 은 본 발명의 실시형태에 따른 복수 개의 저장 탱크를 갖는 부유식 선박의 개략적인 상면도이다. 1 is a schematic diagram of a hydrocarbon cooling method showing an embodiment of the present invention.
2 is a schematic diagram of a method of delivering cooled hydrocarbons from a floating vessel to a carrier vessel according to a further embodiment of the present invention.
3 is a schematic top view of a floating vessel having a plurality of storage tanks according to an embodiment of the invention.

이의 설명을 위해서, 라인과 그 라인에서 운반되는 스트림에는 단일 도면 부호가 할당될 것이다. 동일한 도면 부호는 유사한 구성요소를 말한다.For purposes of this description, a single reference number will be assigned to a line and the stream carried thereon. Like reference numerals refer to similar elements.

도면을 참조하면, 도 1 은 부유식 선박 (1) 에서 바람직하게는 액화 방식으로 냉각되는 탄화수소의 일반적인 개요를 도시한다. 전술한 바와 같이, 천연 가스를 포함할 수도 있는 탄화수소 소스는, 그로부터 중질 탄화수소의 환원 및/또는 제거를 위해서 통상적으로 전처리될 수 있다. 이러한 전처리는 부유식 선박 (1) 으로부터 떨어진 위치에서 실행된다.With reference to the drawings, FIG. 1 shows a general overview of hydrocarbons which are preferably cooled in a liquefied manner in a floating vessel 1. As noted above, hydrocarbon sources, which may include natural gas, may be conventionally pretreated for the reduction and / or removal of heavy hydrocarbons therefrom. This pretreatment is carried out at a position away from the floating vessel 1.

이러한 분리의 공통의 형태는 '천연 가스 액체(NGL)' 추출이라 하며, C² ⁺ 탄화수소의 부분들은 분별증류되어 후속하여 냉각되는 메탄 농후 스트림, 및 NGL 과 LPG 생성물 스트림과 같은 C² ⁺ 성분을 위한 하나 이상의 단일 또는 다중 성분 스트림을 제공한다. Common form of such separation is the "natural gas liquids (NGL)" extracted as and, C ² ⁺ components, such as methane-enriched stream and NGL and LPG product stream is subsequently cooled portion of the C ² ⁺ hydrocarbons are the fractional distillation Provide one or more single or multiple component streams.

전처리, 예비 분별증류 후에, 프로세스, 스텝 또는 스테이지가 멀리서 실행되어 선박에 초기 탄화수소 스트림 (10) 을 제공한다. After pretreatment, preliminary fractionation, a process, step or stage is run from a distance to provide the vessel with an initial hydrocarbon stream 10.

이하, 선박 (1) 의 작동에 대해 상세히 논의한다. 탄화수소 스트림 (10) 은 제 1 냉각 스테이지 (50) 를 규정할 수 있는 하나 이상의 제 1 열교환기 (500) 를 통과한다. 바람직하게는, 제 1 냉각 스테이지는 탄화수소 공급 스트림 (10) 을 0 ℃ 미만, 예컨대, -20 ℃ ~ -70 ℃, 바람직하게는 -20 ℃ ~ -45 ℃, 또는 -40 ℃ ~ -70 ℃ 로 냉각하여, 냉각된 제 1 탄화수소 스트림이 될 수 있는 탄화수소 스트림 (20) 을 제공한다.The operation of the ship 1 will now be discussed in detail. The hydrocarbon stream 10 passes through one or more first heat exchangers 500, which may define a first cooling stage 50. Preferably, the first cooling stage allows the hydrocarbon feed stream 10 to be below 0 ° C, such as -20 ° C to -70 ° C, preferably -20 ° C to -45 ° C, or -40 ° C to -70 ° C. Cooling provides a hydrocarbon stream 20 which can be a cooled first hydrocarbon stream.

하나 이상의 제 1 열교환기 (500) 에서의 냉각은 적어도 부분적으로 증발된 제 1 냉매 스트림으로서 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림 (60) 을 제공하도록 혼합된 냉매에 의해 제공된다. Cooling in the at least one first heat exchanger 500 is provided by the mixed refrigerant to provide the at least partially evaporated refrigerant stream 60 as the at least partially evaporated first refrigerant stream.

부분적으로 액화될 수도 있는 냉각된 제 1 탄화수소 스트림 (20) 은 하나 이상의 제 2 열교환기 (550), 바람직하게는 주 극저온 (main cryogenic) 열교환기를 통과한다. 제 2 열교환기 (550) 를 통과한 후에, 냉각된, 바람직하게는 액화된 탄화수소 스트림 (30) 이 냉각된 제 2 탄화수소 스트림으로서 제공된다. The cooled first hydrocarbon stream 20, which may be partially liquefied, is passed through one or more second heat exchangers 550, preferably a main cryogenic heat exchanger. After passing through the second heat exchanger 550, the cooled, preferably liquefied hydrocarbon stream 30 is provided as a cooled second hydrocarbon stream.

하나 이상의 제 2 열교환기 (550) 에서의 냉각은 적어도 혼합된 냉매 회로 (150) 의 혼합 냉매의 분류 (fraction) 를 포함하는 제 2 냉매 스트림 (40) 에 의해 제공된다. 제 2 냉매 스트림 (40) 은 공지된 방식으로 적어도 부분적으로 증발된 제 2 냉매 스트림 (70) 을 제공하기 하도록 하나 이상의 제 2 열교환기 (550) 를 통해 증발된다. Cooling in the one or more second heat exchangers 550 is provided by a second refrigerant stream 40 that includes at least a fraction of the mixed refrigerant in the mixed refrigerant circuit 150. Second refrigerant stream 40 is evaporated through one or more second heat exchangers 550 to provide a second refrigerant stream 70 that is at least partially evaporated in a known manner.

이후, 냉각된 제 2 탄화수소 스트림 (30) 이 밸브 (800) 와 같은 팽창 장치를 통과하여, 엔드 플래쉬 (end-flash) 선박일 수 있는 엔드 가스/액체 분리기 (850) 를 통과하는 팽창된 적어도 부분적으로 액화된 탄화수소 스트림 (810) 을 제공한다. 엔드 가스/액체 분리기 (850) 는 오버헤드에 엔드 플래쉬 가스 스트림 (860) 및 저부 액체 스트림 (870) 을 제공한다. 저부 액체 스트림 (870) 은 복수개의 멤브레인 저장 탱크 (600a ~ 600e) 를 통과할 수 있다. Thereafter, the cooled second hydrocarbon stream 30 passes through an expansion device such as valve 800 and expands at least partially through an end gas / liquid separator 850, which may be an end-flash vessel. Liquefied hydrocarbon stream 810. End gas / liquid separator 850 provides end flash gas stream 860 and bottom liquid stream 870 at overhead. Bottom liquid stream 870 may pass through a plurality of membrane storage tanks 600a-600e.

바람직한 실시형태에서, 저부 액체 스트림 (870) 은 SPB 저장 탱크를 통과하여 액체 탄화수소로 저장된다. SPB 저장 탱크가 용량에 거의 도달하면, 액체 탄화수소는 하나 이상의 멤브레인 저장 탱크로 이송될 것이다. 멤브레인 저장 탱크는 슬로싱 (sloshing) 을 회피하기 위해서 용량의 10 % 미만 또는 80 % 초과로 충전될 것이다.In a preferred embodiment, the bottom liquid stream 870 is stored as liquid hydrocarbons through an SPB storage tank. When the SPB storage tank is nearing its capacity, liquid hydrocarbons will be transferred to one or more membrane storage tanks. Membrane storage tanks will be filled to less than 10% or more than 80% of the capacity to avoid sloshing.

바람직한 대체 실시형태에서, 저부 액체 스트림 (870) 은 하나 이상의 소형 멤브레인 탱크 (630a, 630b), 하나 이상의 대형 저장 탱크 (600b ~ 600e) 사이를 통과할 수도 있다. 이러한 배치는 하기 도 3 을 참조하여 자세히 설명한다. 충분한 양의 저부 액체 스트림 (870) 이 대형 멤브레인 저장 탱크중 하나를 그의 용량의 적어도 80 % 까지 채우기 위해 다수의 소형 저장 런다운 탱크에 축적된다면, 축적된 액체 탄화수소는 런다운 탱크로부터 대형 멤브레인 저장 탱크 중 하나로 전달될 것이다. In a preferred alternative embodiment, the bottom liquid stream 870 may pass between one or more small membrane tanks 630a, 630b, one or more large storage tanks 600b-600e. This arrangement is described in detail with reference to FIG. 3 below. If a sufficient amount of bottom liquid stream 870 accumulates in a number of small storage rundown tanks to fill one of the large membrane storage tanks to at least 80% of its capacity, then the accumulated liquid hydrocarbons are stored from the large membrane storage tanks from the rundown tank. Will be delivered as one.

냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인 (610) 은 저장 탱크 (600a ~ 600e) 각각에 일 단부가 연결되고, 그리고 냉각된 탄화수소 하역을 위해서 조립체 (650) 에 제 2 단부가 연결된다. 조립체 (650) 에 대해서는 도 2 에 더 상세히 논의할 것이다. The cooled hydrocarbon stream delivery line 610 is connected at one end to each of the storage tanks 600a to 600e and a second end to the assembly 650 for cooling hydrocarbon unloading. Assembly 650 will be discussed in greater detail in FIG. 2.

엔드 플래쉬 가스 스트림 (860) 은 저장 탱크 (600a ~ 600e) 로부터 BOG (boil-off gas) 스트림 (620) 과 선택적으로 조합될 수 있어, 엔드 드라이버 (D3) 에 의해 구동되는 하나 이상의 엔드 압축기 (900) 를 통과하기 전에 조합된 악축기 공급 스트림 (880) 을 제공한다. 엔드 압축기 (900) 는 압축 가스 스트림 (910) 을 제공한다. 압축 가스 스트림 (910) 의 일부는 리사이클 탄화수소 스트림 (920) 으로서 제거되어, 액화된 리사이클 스트림 (960) 을 제공하도록 리사이클 냉각기 (950) 에 의해 냉각되고, 저장 탱크 (600a ~ 600e) 로 복귀된다. End flash gas stream 860 may be optionally combined with a boil-off gas (BOG) stream 620 from storage tanks 600a-600e, such that one or more end compressors 900 are driven by end driver D3. A combined feeder feed stream 880 is provided prior to passing through). End compressor 900 provides a compressed gas stream 910. A portion of the compressed gas stream 910 is removed as the recycle hydrocarbon stream 920, cooled by the recycle cooler 950 to provide the liquefied recycle stream 960, and returned to the storage tanks 600a-600e.

압축 가스 스트림 (910) 의 추가 부분이 연료 가스 스트림 (930) 으로서 제거되어, 전기를 발생시키는 온보드 발전기와 같은 연료 가스 스트림 컨수머를 통과한다. 제 1, 제 2 및 엔드 드라이버 (Dl, D2, D3) 는 전기 드라이버이며, 이후 이들 드라이버는 연료 가스로부터 생성된 전기에 의해 동력을 받을 수 있다. 대안으로, 하나 이상의 제 1, 제 2 및 엔드 드라이버 (Dl, D2, D3) 가 가스 터빈이라면, 이들 드라이버는 연료 가스에 의해 동력을 받을 수 있다.An additional portion of the compressed gas stream 910 is removed as the fuel gas stream 930 and passes through a fuel gas stream consumer, such as an onboard generator that generates electricity. The first, second and end drivers Dl, D2, D3 are electric drivers, which can then be powered by electricity generated from fuel gas. Alternatively, if one or more of the first, second and end drivers Dl, D2, D3 are gas turbines, these drivers may be powered by fuel gas.

혼합 냉매 회로 (150) 에 대해 언급하면, 제 2 열교환기 (550) 를 나가는 적어도 부분적으로 증발된 제 2 냉매 스트림 (70) 은 제 2 드라이버 (D2) 에 의해 구동된 제 2 압축기 (250) 에 의해 압축되어 제 2 압축 냉매 스트림 (210) 을 제공한다.Referring to the mixed refrigerant circuit 150, the at least partially evaporated second refrigerant stream 70 exiting the second heat exchanger 550 is fed to a second compressor 250 driven by a second driver D2. Compressed to provide a second compressed refrigerant stream 210.

제 2 압축 냉매 스트림 (210) 은 제 2 냉각기 (300) 에 의해 냉각되어 제 2 냉각 압축 스트림 (310) 을 제공하고, 이후, 먼저 제 1 열교환기 (500) 로부터 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림 (60) 과 조합되어 제 1 압축기 (250) 용의 조합된 압축기 스트림 (240) 을 제공한다. 제 1 압축기 (250) 는 제 1 전기 드라이버 (D1) 에 의해 구동되어 제 1 압축 냉매 스트림 (260) 을 제공한다. 제 1 압축 냉매 스트림 (260) 은 제 1 냉각기 (350) 를 통과하여 제 1 냉각 냉매 스트림 (360) 을 제공할 수 있다. The second compressed refrigerant stream 210 is cooled by a second cooler 300 to provide a second cooled compressed stream 310, and then first the refrigerant stream at least partially evaporated from the first heat exchanger 500 ( Combined with 60) to provide a combined compressor stream 240 for the first compressor 250. The first compressor 250 is driven by a first electric driver D1 to provide a first compressed refrigerant stream 260. The first compressed refrigerant stream 260 can pass through the first cooler 350 to provide a first cooling refrigerant stream 360.

제 1 냉각 냉매 스트림 (360) 은 제 1 냉매 가스/액체 분리기 (375) 를 통과하여 오버헤드 기체 스트림 (385) 과 저부 액체 스트림 (380) 을 제공할 수 있다. 오버헤드 기체 스트림 (375) 이 제 1 열교환기 (500) 를 통과하여 냉각되어 제 2 냉매 스트림 (410) 을 제공한다. 저부 액체 스트림 (380) 은 제 1 열교환기 (500)(도시 생략) 를 통해 냉각되어 제 1 분류 냉각 냉매 스트림 (380) 을 제공할 수도 있는데, 이 냉매 스트림 (380) 은 밸브 (450) 와 같은 팽창 장치를 통해 팽창되어 혼합 냉매의 제 1 분류 (45) 를 제공할 수도 있고, 종래 기술에 공지된 방식으로 적어도 부분적으로 증발된 냉매 스트림을 먼저 제공하도록 적어도 부분적으로 증발되는 제 1 열교환기 (500) 를 통과할 수도 있다. The first cooling refrigerant stream 360 can pass through the first refrigerant gas / liquid separator 375 to provide an overhead gas stream 385 and a bottom liquid stream 380. Overhead gas stream 375 is cooled through first heat exchanger 500 to provide second refrigerant stream 410. The bottom liquid stream 380 may be cooled through a first heat exchanger 500 (not shown) to provide a first fractional cooling refrigerant stream 380, which is such as valve 450. A first heat exchanger 500 which is expanded through an expansion device to provide a first fraction 45 of the mixed refrigerant and which is at least partially evaporated to first provide a stream of refrigerant that is at least partially evaporated in a manner known in the art. You can also pass).

도 2 에 도시된, 추가의 실시형태에서, LNG 운반선과 같은 운반선 (2) 에 부유식 선박 (1) 으로부터 냉각된 탄화수소를 제공하는 방법의 개략적인 설명이 제공된다.In a further embodiment, shown in FIG. 2, a schematic description is provided of a method of providing cooled hydrocarbons from a floating vessel 1 to a carrier 2, such as an LNG carrier.

냉각된 탄화수소를 하역하기 위한 조립체가 부유식 선박 (1) 상에 제공될 수 있다. 이 조립체는 밸런스식 탑재 및 하역 아암 (655), 콤파스 스타일 덕트 시스템 (665, 670), 제 1 케이블 (685) 및 연결 윈치 (696) 를 포함한다. An assembly for unloading the cooled hydrocarbon can be provided on the floating vessel 1. This assembly includes a balanced mounting and unloading arm 655, a compass style duct system 665, 670, a first cable 685 and a connecting winch 696.

밸런스식 탑재 및 하역 아암 (655) 은 상부 데크 영역과 같은 부유식 선박 (1) 의 제 1 사이트 (660) 에 설치된다. 아암 (655) 은 콤파스 스타일 덕트 시스템 (655, 670) 을 포함하는데, 그의 일단부는 베이스 (675) 에 장착되고, 덕트 시스템과 커플링 수단 (750) 을 연결하기 위해 연결 시스템 (680) 이 타단부에 제공된다. Balanced loading and unloading arms 655 are installed at the first site 660 of the floating vessel 1, such as the upper deck area. The arm 655 comprises a compass style duct system 655, 670, one end of which is mounted to the base 675, and the other end of the connection system 680 is connected to connect the duct system and the coupling means 750. Is provided.

커플링 수단 (750) 은 냉각된 탄화수소를 수용하기 위해서, 냉각된 탄화수소 운반선 (2) 의 데크와 같은 제 2 사이트 (760) 에 설치된다. The coupling means 750 is installed at a second site 760, such as a deck of the cooled hydrocarbon carrier 2, to receive the cooled hydrocarbon.

콤파스 스타일 덕트 시스템 (665, 670) 은 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인 (610) 을 포함한다. 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인 (610) 은 일단부에서 부유식 선박 (1) 상에서 하나 이상의 저장 탱크와 유체 연통하고, 타단부에서 연결 시스템 (680) 에 부착된다.The compass style duct system 665, 670 includes a cooled hydrocarbon stream delivery line 610. The cooled hydrocarbon stream delivery line 610 is in fluid communication with one or more storage tanks on the floating vessel 1 at one end and attached to the connection system 680 at the other end.

제 1 케이블 (685) 은 일정 장력 부여 장치 (690) 와 같은 일정 장력을 이 케이블에 부여하는데 적합한 수단을 그의 단부중 하나에 결합한다.The first cable 685 couples to one of its ends a means suitable for imparting a constant tension to the cable, such as a constant tensioning device 690.

또한, 연결 케이블 (695) 을 포함하는 연결 윈치 (696) 가 제공된다. 연결 케이블 (695) 은 감김 또는 풀림 상태가 될 수 있고, 연결 시스템 (680) 이 커플링 수단 (750) 에 연결될 위치가 되게 한다. 이러한 작동은 연결 시스템에 결합된 제 1 케이블에 일정 장력이 부과된 상태 하에서 발생한다. Also provided is a connection winch 696 comprising a connection cable 695. The connecting cable 695 can be wound or unrolled, bringing the connecting system 680 into position to be connected to the coupling means 750. This operation takes place under a condition where a certain tension is applied to the first cable coupled to the connection system.

LNG 운반선과 같은 운반선 (2) 이 냉각된 탄화수소를 전달하기 위해서 부유식 선박 (1) 에 나란히 계류된다.Carriers 2, such as LNG carriers, are moored side by side with the floating vessel 1 in order to deliver cooled hydrocarbons.

이후, 연결 시스템 (680) 이 운반선 (2) 에 설치된 커플링 수단 (750) 위에서 상승된다. 이는 조작자가 원격 제어 패널을 이용함으로써 실행될 수 있다. 일정 장력 장치와 같은 일정 장력 (690) 을 제 1 케이블에 부여하는 수단에 감소된 압력이 적용되어, 하역 프로세스중 이 지점에서 제 1 케이블 (685) 의 느슨함이 회피된다. Thereafter, the connection system 680 is raised above the coupling means 750 installed in the carrier ship 2. This can be done by the operator using the remote control panel. Reduced pressure is applied to the means for imparting a constant tension 690 to the first cable, such as a constant tension device, to avoid looseness of the first cable 685 at this point in the unloading process.

이후, 연결 케이블이 연결 윈치 (696) 로부터 풀려 운반선 (2) 상의 제 2 사이트 (760) 상의 커플링 수단 (750) 의 안내 섹션 (770) 의 단부가 운반선 (2) 에 이르게 될 수 있다. 이는 필요하다면, 메신저 라인을 사용하여 이루어질 수 있다. The connecting cable can then be released from the connecting winch 696 so that the end of the guide section 770 of the coupling means 750 on the second site 760 on the carrier 2 can reach the carrier 2. This can be done using messenger lines, if necessary.

이후, 탑재 및 하역 아암 (655) 이 커플링 수단 (750) 과 아암의 베이스 (675) 사이의 중간 위치로 조작될 수 있다. 이는, 아암 (655) 의 저장 및 연결 상태 사이의 중간 위치를 나타낸다.The loading and unloading arm 655 can then be operated to an intermediate position between the coupling means 750 and the base 675 of the arm. This represents the intermediate position between the storage and connection state of the arm 655.

이후, 제 1 케이블 (685) 은, 제 1 케이블이 일정 장력 장치와 같은 일정 장력 (690) 을 받게하는 수단을 통해 일정 장력하에 배치될 수 있다.The first cable 685 can then be placed under constant tension via means for subjecting the first cable to a constant tension 690, such as a constant tension device.

이후, 연결 윈치 (696) 는 연결 케이블 (695) 의 길이를 감소시키기 위해서 구동될 수 있는데, 연결 케이블은 윈치로부터 풀려 이에 의해 운반선 (2) 상에서 커플링 수단 (750) 과 조립체 (650) 의 연결 시스템 (680) 이 맞물리게 된다. 이와 동시에, 제 1 케이블 (685) 이 일정 장력하에 유지된다. The connecting winch 696 can then be driven to reduce the length of the connecting cable 695, which is released from the winch thereby connecting the coupling means 750 and the assembly 650 on the carrier ship 2. System 680 is engaged. At the same time, the first cable 685 is maintained under constant tension.

이후, 냉각된 탄화수소 스트림 전달 라인 (610) 이 수용 선박 (2) 의 커플링 수단 (750) 상의 냉각된 탄화수소 스트림 수용 라인 (780) 에 연결될 수 있다. 이 연결은, 냉각된 탄화수소 수용 라인 (780) 에 연결된 매니폴드에 플랜지 (690) 를 연결할 수 있 아암 (655) 상의 유압 커플링 (697) 에 의해 실행될 수 있다. 유압 제한 밸브가 연결 윈치 (696) 를 자동으로 멈춤시키기 위해 사용될 수 있다.The cooled hydrocarbon stream delivery line 610 can then be connected to the cooled hydrocarbon stream receiving line 780 on the coupling means 750 of the receiving vessel 2. This connection can be effected by a hydraulic coupling 697 on the arm 655 capable of connecting the flange 690 to the manifold connected to the cooled hydrocarbon receiving line 780. Hydraulic restriction valves can be used to automatically stop the connection winch 696.

제 1 케이블 (685) 에 가해진 장력은 하역 작업이 시작되기 전에 교시된 케이블을 유지하기 위해서 필요한 최소값으로 감소될 수 있다.The tension applied to the first cable 685 may be reduced to the minimum required to maintain the taught cable before the unloading operation begins.

이후, 하나 이상의 저장 탱크에서 냉각된 탄화수소의 적어도 일부는 운반선 (2) 의 냉각된 탄화수소 스트림 수용 라인 (780) 을 통과할 수 있고, 그로부터 저장 탱크 (795a-795e) 로 보내질 수 있다.Thereafter, at least a portion of the cooled hydrocarbons in the one or more storage tanks may pass through the cooled hydrocarbon stream receiving line 780 of the carrier 2 and may be sent to the storage tanks 795a-795e therefrom.

도 3 은 모든 멤브레인 탱크 보관에 기초하여 대안의 배열을 갖는 탄화수소 스트림의 냉각을 위한 부유식 선박 (1) 의 개략적인 상면도이다. 이 선박 (1) 은 일반적으로 기다란 형상과 길이 방향 축선 (A) 을 규정하는 기다란 방향을 갖는다. 길이 방향 축선 (A) 을 따라 나란히 제공된 멤브레인 탱크 (600a ~ 600e) 로 나타낸 풀 사이즈 저장 탱크 이외에, 2 개 이상의 감소된 크기의 멤브레인 탱크 (630a, 630b) 가 제공된다. 감소된 크기의 멤브레인 탱크는 전술한 바와 같이 런다운 용으로 사용된다. 감소된 크기의 탱크 (630a, 630b) 가 선박의 길이 방향 축선 (A) 의 양측에 나란히 배열되어 제공된다.3 is a schematic top view of a floating vessel 1 for cooling a hydrocarbon stream with an alternative arrangement based on all membrane tank storage. This ship 1 generally has an elongate shape and an elongate direction defining the longitudinal axis A. In addition to the full size storage tanks represented by membrane tanks 600a-600e provided side by side along the longitudinal axis A, at least two reduced size membrane tanks 630a, 630b are provided. The reduced size membrane tank is used for rundown as described above. Reduced sized tanks 630a, 630b are provided arranged side by side on both sides of the longitudinal axis A of the vessel.

이러한 길이방향으로 나뉘어진 배열은 감소된 폭을 갖는 소형 탱크를 제공하며, 이는 런다운 탱크로서 사용될 때, 슬로싱에 기인한 파괴 위험을 특히 효과적으로 감소시킨다. This longitudinally divided arrangement provides a small tank having a reduced width, which when used as a rundown tank, particularly effectively reduces the risk of destruction due to sloshing.

2 개 이상의 감소된 크기의 멤브레인 탱크 (630a, 630b) 가 함께 다른 저장 탱크 (600a ~ 600e) 중 하나와 대략 동일한 공간을 점유할 수 있지만, 항상 요구되는 것은 아니다. 필요하다면 이들 멤브레인 탱크는 크거나 적은 공간을 점유할 수도 있다. 예컨대, 이들 멤브레인 탱크는 탱크의 폭을 증가시키지 않고 저장 용량을 더 제공하기 위해 길이 방향으로 더 커지게 만들어질 수 있다. 대안으로, 런다운 탱크 (630a, 630b) 는 축선 (A) 방향으로의 슬로싱을 최소화하기 위해서 축선 (A) 에 수직 배치될 수 있다. Two or more reduced size membrane tanks 630a, 630b may occupy approximately the same space as one of the other storage tanks 600a-600e together, but this is not always required. If necessary, these membrane tanks may occupy large or small spaces. For example, these membrane tanks can be made larger in the longitudinal direction to provide more storage capacity without increasing the width of the tank. Alternatively, rundown tanks 630a, 630b may be disposed perpendicular to axis A in order to minimize sloshing in axis A direction.

2 개 초과의 이러한 탱크가 나란히 또는 다른 배열로 제공될 수도 있다. 예컨대, 모든 수평 방향으로의 슬로싱을 최소화하기 위해서는, 4 개 이상의 런다운 탱크가 하나의 풀 사이즈 저장 탱크 (600b) 와 동일한 영역 상에 배치될 수 있다. 런다운 탱크는 평면도 상에서 실질적으로 직사각형일 수 있다.More than two such tanks may be provided side by side or in other arrangements. For example, to minimize sloshing in all horizontal directions, four or more rundown tanks may be disposed on the same area as one full size storage tank 600b. The rundown tank may be substantially rectangular in plan view.

실제 실시형태에서, 풀 사이즈 저장 탱크 (600b ~ 600e) 는 선박 (1) 의 폭과 실질적으로 스팬 (span) 한다. 선박의 폭은, 예컨대 약 35 ~ 45 m 이다. 런다운 탱크 (630a, 630b) 는 예컨대, 선박의 폭의 절반 이하를 스팬한다. 런다운 탱크의 길이는 풀 사이즈 저장 탱크의 길이의 절반 이하일 수도 있다. 런다운 탱크의 높이는 풀 사이즈 저장 탱크의 높이와 실질적으로 동일할 수도 있다. In a practical embodiment, the full size storage tanks 600b-600e substantially span the width of the vessel 1. The width of the ship is, for example, about 35 to 45 m. Rundown tanks 630a, 630b span, for example, less than half the width of the vessel. The length of the rundown tank may be less than half the length of the full size storage tank. The height of the rundown tank may be substantially the same as the height of the full size storage tank.

멤브레인 저장 탱크는 선박 (1) 의 실질적으로 전체 나비 (width) 또는 폭을 스팬할 수도 있다. 탱크의 상부측은 평탄할 수 있어, 탱크의 상부에 편리한 평탄 데크 공간을 제공한다. 게다가, 멤브레인 탱크는 선박의 선체 내에서 허용가능한 공간을 전체적으로 사용할 수 있다. 이는, 구형 탱크와는 대조적이다. 다른 한편으로, 멤브레인 탱크는 SPB 탱크에 비해 비용면에서 훨씬 효율적이다. 슬로싱을 극복하기 위해서 SPB 탱크 내측의 보강 구조가 SPB 탱크를 비교적 고가가 되게 만든다. The membrane storage tank may span substantially the entire width or width of the vessel 1. The top side of the tank can be flat, providing a convenient flat deck space on top of the tank. In addition, the membrane tank can make full use of the allowable space in the ship's hull. This is in contrast to older tanks. On the other hand, membrane tanks are much more cost effective than SPB tanks. To overcome sloshing, the reinforcing structure inside the SPB tank makes the SPB tank relatively expensive.

본 발명의 선박에는, 런다운 탱크로부터 다른 저장 탱크 중 하나로의 액화 탄화수소의 전달중 선박을 안정화하도록, 스러스터 (thruster) 가 제공될 수도 있다. 전달중 선박의 안정화는 저장 탱크에서의 액화 탄화수소의 슬로싱을 방지하며 , 이에 의해 저장 탱크의 파손이 방지된다. 스러스터의 동력에 따라, 스러스터는 불리한 기후 조건 및 거친 바다 조건 중에 조차 탄화수소의 전달을 가능케한다. 스러스터는 하나 이상의 보우 (bow) 또는 터널식 (tunnel) 스러스터를 포함할 수도 있다. 후자는 선박 (1) 의 선미 (2) 근처에 배치된다. 예컨대, 스러스터는 선미를 통해 신장하는 터널에 배치된 임펠러를 포함한다. 각각의 스러스터는 축선 (A) 에 수직한 어느 한 방향으로 추력을 가할 수 있다. The ship of the present invention may be provided with a thruster to stabilize the ship during the transfer of liquefied hydrocarbons from the rundown tank to one of the other storage tanks. Stabilization of the vessel during delivery prevents the sloshing of the liquefied hydrocarbons in the storage tank, thereby preventing damage to the storage tank. Depending on the power of the thruster, the thruster enables the transfer of hydrocarbons even during adverse climatic and harsh sea conditions. The thruster may comprise one or more bow or tunnel thrusters. The latter is arranged near the stern 2 of the ship 1. For example, the thruster includes an impeller disposed in a tunnel extending through the stern. Each thruster can thrust in either direction perpendicular to axis A.

따라서, 본 발명은 하나, 둘 이상의 소형 멤브레인 런다운 탱크와 결합하여 비교적 값싼 멤브레인 저장 탱크를 사용할 수 있게 한다.Thus, the present invention allows the use of relatively inexpensive membrane storage tanks in combination with one or more small membrane rundown tanks.

저장 탱크 (600a ~ 60Oe)(도 1 참조) 가 도 3 에서 2 이상의 소형 멤브레인 탱크 (630a, 630b) 로 대체될 수 있다. 그러나, 도 3 의 실시형태는 뱃머리 (2) 로부터 봤을 때 첫번째 탱크로 소형 탱크가 위치되는 것을 도시하고 있다. 이는, 한편으로는 소형 탱크 (630a, 630b) 사이에 다른 한편으로는 제 1 멤브레인 저장 탱크 (600b) 에 단지 하나의 불연속이 수용될 필요가 있을 때 구조적 설계의 관점에서 이점이 있는 것이 발견되었다. 동일한 이점이 뱃머리 (2) 로부터 봤을 때 마지막 탱크로서 소형 탱크가 위치될 때에 얻어진다. 또한, 뱃머리 끝단에서의 기계적 탑재가 통상 중간에서보다 낮다.Storage tanks 600a-60Oe (see FIG. 1) may be replaced by two or more small membrane tanks 630a, 630b in FIG. 3. However, the embodiment of FIG. 3 shows the small tank being positioned as the first tank when viewed from the bow 2. This has been found to be advantageous in terms of structural design when only one discontinuity needs to be accommodated in the first membrane storage tank 600b on the other hand between the small tanks 630a, 630b on the one hand. The same advantage is obtained when the small tank is positioned as the last tank as seen from the bow 2. Also, the mechanical loading at the bow tip is usually lower than in the middle.

당업자는 첨부의 청구범위에 의해 규정되는 바와 같이 본 발명의 범주를 벗어나지 않고 많은 변형예가 이루어질 수 있다는 것이 용이하게 이해될 것이다.Those skilled in the art will readily appreciate that many modifications may be made without departing from the scope of the present invention as defined by the appended claims.

Claims

Floating vessel 1 for cooling hydrocarbon stream 10, such as natural gas, wherein the vessel is at least,
One or more refrigerant streams 40, 45 in one or more refrigerant circuits 150 to provide cooled hydrocarbons to one or more cooled hydrocarbon streams 20, 30 and one or more at least partially evaporated refrigerant streams 60, 70. One or more cooling stages (50, 100) passing the hydrocarbon stream (10, 20) against; And
A plurality of storage tanks 600 for cooled hydrocarbons, comprising at least two membrane tanks and having a combined storage capacity of greater than 170,000 m 3, preferably at least about 180,000 m 3,
Each of the refrigerant circuits 150 provides one or more compressors 200, 250, one or more coolers 300, 350, one or more expansion devices 400, 450, and one or more cooled hydrocarbon streams 20, 30. A floating vessel (1) comprising at least one heat exchanger (500, 550).

The method of claim 1,
At least two membrane tanks comprise a first membrane tank 600b having a first storage capacity, and the at least two membrane tanks have a second storage capacity lower than the first storage capacity and are applied as a cooled hydrocarbon stream rundown tank. A floating vessel 1 comprising at least one small membrane tank 630a, 630b.

The method of claim 2,
Floating vessel (1), wherein the second storage capacity of each of the separate small membrane tanks (630a, 630b) is no more than half the first storage capacity.

The method of claim 3, wherein
A floating vessel 1 comprising at least two small membrane tanks 630a, 630b, wherein the combined storage capacity of the small membrane tanks 630a, 630b is greater than or equal to the minimum acceptable high fill level of the first membrane tank 600b. ).

The method of claim 3, wherein
The combined storage capacity of the small membrane tanks 630a, 630b is equal to at least NM% of the first storage capacity of the first membrane tank 600b (wherein N is the value of the first tank, The minimum permissible high level of filling and M is the maximum permissible low level of filling) floating vessel (1).

The method according to any one of claims 2 to 5,
The vessel 1 generally has an elongated shape along the longitudinal axis, and the small membrane tanks 630a and 630b are less wide floating in the direction perpendicular to the longitudinal direction than the first membrane tank 600b. Ship (1).

The method according to claim 6,
Floating vessel (1) wherein the width of the small membrane tank (630a, 630b) is less than half the width of the first membrane tank (600b).

8. The method according to any one of claims 2 to 7,
Floating vessel (1) comprising one or more thrusters to stabilize the vessel during the transfer of cooled hydrocarbons from the rundown tanks (630a, 630b) to the first membrane storage tank (600b).

The method according to any one of claims 1 to 8,
At least one of the at least two membrane storage tanks 600 is Mark III and No. Floating vessels selected from the group containing storage tanks of the 96 type design (1).

The method according to any one of claims 1 to 9,
The plurality of storage tanks 600 includes a self-supporting prismatic shape IMO type B (SPB) storage tank (1).

The method according to any one of claims 1 to 10,
The plurality of storage tanks (60) further comprises one SPB storage tank (600) for use as a cooled hydrocarbon stream rundown tank.

The method according to any one of claims 1 to 11,
Further comprising an assembly 650 for unloading the cooled hydrocarbon, the assembly comprising:
Installed at the first site 660 of the vessel 1 or platform, including a compass style duct system 665, 670, one end mounted to the base 675, and the second duct system 665, 670 being connected to the second site. A balanced loading and unloading arm 655 provided at the other end with a connecting system 680 for connecting to a coupling means 750 installed at the site 760;
The compass style duct system 665, 670 includes a cooled hydrocarbon stream delivery line 610 in fluid communication with one or more storage tanks 600 at one end and attached to the connection system 680 at the other end,
A first cable 685 having sufficient means to apply a constant tension 690 to one of the ends; And
A connecting winch in which the connecting cable 695 is wound so that the connecting system 680 brings the coupling means 750 into the connecting position with respect to a constant tension imposed on the first cable 685 coupled to the connecting system 680. 696) floating vessel (1).

The method according to any one of claims 1 to 12,
Floating vessel 1 having 4 to 6, preferably 5 storage tanks 600 for cooled hydrocarbons.

The method according to any one of claims 1 to 13,
Floating vessel (1) having a box hull having a width of about 50 m.

The method according to any one of claims 1 to 14,
Said storage tank (600) is arranged in series from the bow (2) of the ship (1) to the stern.

The method of claim 15,
Floating vessel (1), wherein at least one cooling stage (50, 100) is present in the upper module above the second storage tank (600b) from the bow (2) of the vessel (1).

The method according to any one of claims 1 to 16,
Preferably, the at least one cooled hydrocarbon stream 20, 30 comprising at least one liquefied natural gas stream is provided at a nominal capacity of greater than 1.0 MTPA, preferably greater than about 1.3 MTPA, more preferably 2 MTPA. Floating Vessel (1).

The method according to any one of claims 1 to 17,
At least one compressor 200, 250 in the refrigerant circuit 150 is a floating vessel driven by electric drivers D1, D2 powered by at least one, preferably six dual fuel diesel (DFDE) generators. (One).

The method according to any one of claims 1 to 13,
One or more compressors (200, 250) are floating vessels (1) driven directly by at least two pneumatic gas turbines.

20. The method according to any one of claims 1 to 19,
The vessel (1) is a floating vessel (1) that does not include a hydrocarbon stream pretreatment unit such as a pretreatment unit selected from the group comprising acidic gas removal, dehydrogenation, and natural gas liquid extraction.

A method of cooling a hydrocarbon stream (10, 20), such as a natural gas stream, in a floating vessel (1), the method comprising at least:
(a) one or more refrigerant circuits each comprising one or more compressors 200, 250, one or more coolers 300, 350, one or more expansion devices 400, 450, and one or more heat exchangers 500, 550 ( Providing at least one refrigerant stream 40, 45, and at least one hydrocarbon stream 10, 20 present in 150;
(b) providing at least one compressed refrigerant stream (210, 260) to at least compress a fraction (70, 240) of the at least one refrigerant stream (40, 45) in at least one compressor (32,34);
(c) cooling the one or more compressed refrigerant streams 210, 260 in the one or more coolers 300, 350 to provide one or more cooling refrigerant streams 310, 360;
(d) at least cooling the fractions 380, 410 of the one or more cooling refrigerant streams 210, 260 in the one or more expansion devices 400, 450 to provide one or more expansion refrigerant streams 40, 45;
(e) heat exchange one or more expanded refrigerant streams 40, 45 for one or more hydrocarbon streams 10, 20 in one or more heat exchangers 500, 550 to produce one or more at least partially evaporated refrigerant streams 60, 70. ) And one or more cooled hydrocarbon streams 20, 30; And
(f) at least one cooled hydrocarbon stream 30 comprises at least two membrane tanks and passes through a plurality of storage tanks 600 downstream having a combined storage capacity of at least 170,000 m 3, preferably at least about 180,000 m 3. A method of cooling a hydrocarbon stream (10, 20), such as a natural gas stream, in a floating vessel (1) comprising a step.

A method for delivering a cooled hydrocarbon from a floating vessel (1) according to any one of claims 12 to 20 to a carrier (2), which method comprises at least:
(a) mooring the carrier ship 2 alongside the floating vessel 1;
(b) placing the connection system 680 on the coupling means 750 installed in the carrier 2;
(c) releasing the connection cable 695 from the connection winch 696;
(d) securing the connecting cable 695 to the guide section 770 of the coupling means 750;
(e) manipulating the loading and unloading arm 655 at an intermediate position between the coupling means 750 and the base 675;
(f) placing the first cable 685 under constant tension;
(g) engages the coupling system 680 of the assembly 650 with the coupling means 750 on the carrier 2 by driving the connecting winch to reduce the length of the connecting cable 695 that is released from the winch and at the same time Maintaining the first cable 685 under tension;
(h) connecting the cooled hydrocarbon stream receiving line 780 and the cooled hydrocarbon stream delivery line 610 to a coupling means 750 on the receiving vessel 2; And
(i) passing at least a portion of the cooled hydrocarbons in the one or more storage tanks 600 through the cooled hydrocarbon stream receiving line 780 of the carrier 2, the cooled hydrocarbons from the floating vessel 1 To deliver to the carrier (2).