NO314274B1

NO314274B1 - System for transport av komprimert gass, samt fremgangsmåter for henholdsvis lasting og lossing av slik gass til/fra et skipsbåretlagersystem

Info

Publication number: NO314274B1
Application number: NO19981347A
Authority: NO
Inventors: David G Stenning; James A Cran
Original assignee: Enron Lng Dev Corp
Priority date: 1995-10-30
Filing date: 1998-03-25
Publication date: 2003-02-24
Also published as: ZA969094B; JP2000500550A; MY126339A; TR199800689T1; PT858572E; WO1997016678A1; CN1183829A; NO981347D0; RU2145689C1; DE69631062T2; CN1062062C; ES2210395T3; NO981347L; CA2198358A1; PL326938A1; CA2198358C; AR004247A1; BR9607554A; EG22042A; JP4927239B2

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE

Foreliggende oppfinnelse angår naturgass-transportsystemer og nærmere bestemt, transport av komprimert naturgass over vann ved hjelp av skip.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Det er fire kjente metoder for transport av naturgass over vannmasser. Den første metode er ved hjelp av undervanns-rørledning. En andre metode er ved hjelp av skipstransport som flytendegjort naturgass (LNG). En tredje metode er ved hjelp av lekter, eller over dekk på et skip, som komprimert naturgass (CNG). En fjerde metode er ved hjelp av skip, i skrogene, som nedkjølt CNG eller som middels kondisjonert flytendegjort gass (MLG). Hver metode har sine spesielle fordeler og ulemper.

Undervanns-rørledningsteknologi er velkjent for vanndybder på mindre enn 305 m. Kostnadene i forbindelse med undervannsrørledninger på dypt vann er imidlertid meget høye og metodene for reparasjon og vedlikehold av undervanns-rørledninger på store dyp er nybrottsarbeid. Transport ved hjelp av undervannsrør-ledning er ofte ikke et gjennomførbart valg ved kryssing av vannmasser med en dybde på mer enn 305 m. En ytterligere ulempe ved undervannsrørledningen er at når de først er lagt, er det upraktisk å flytte dem.

Flytendegjøringen av naturgass øker dens densitet i vesentlig grad, hvilket innebærer at et forholdsvis lite antall skip kan transportere store volumer av naturgass over lange strekninger. Et LNG-system krever imidlertid en stor investering for utstyr til flytendegjøring ved utskipningspunktet og for gjenforgassingsutstyr ved leveringspunktet. I mange tilfeller er kapitalkostnadene for konstruering av LNG-utstyr for høye til at LNG blir et gjennomførbart valg. I andre tilfeller kan den politiske risiko ved leverings- og/eller tilførselspunktet gjøre kostbart LNG-utstyr uakseptabelt. En ytterligere ulempe med LNG er at selv på korte ruter, hvor det bare kreves ett eller to LNG-skip, blir transportøkonomien likevel belastet med de høye kostnader forbundet med fullstendig utstyr på land.

Tidlig i 1970-årene utviklet Columbia Gas System Service en skipstrans-portmetode for naturgass som nedkjølt CNG og som trykksatt MLG. Disse metoder ble beskrevet av Roger J. Broeker, deres Director of Process Engineering, i en artikkel publisert i 1974 med tittel «CNG og MLG - New Natural Gas Transporta-tion Processes.» CNG'n krevde nedkjøling av gassen til + 60°C og trykksetting til 7935 kPa før plassering i trykkbeholdere i et isolert lasterom i et skip. Det fantes intet last-kjøleutstyr ombord på skip. Gassen ble lagret i et antall vertikalt monter-te, sylindriske trykkbeholdere. MLG-prosessen krevde flytende-gjøring av gassen ved nedkjøling til + 115°C og et trykk på 1380 kPa. En ulempe ved begge disse systemer er behovet for nedkjøling av gassen til temperaturer som er tilstrekkelig under omgiveisestemperaturen forut for lasting på skipet. Nedkjølingen av gassen til disse temperaturer og anordningen av stållegering- og aluminiumsylindere med egnete egenskaper ved disse temperaturer, var kostbar. En annen ulempe var . håndteringen av den uunngåelige gassekspansjon på en sikker måte når gassen ble oppvarmet under transport.

11989 ble US patent 4 846 088 meddelt Marine Gas Transport Ltd. som beskrev en fremgangsmåte for transport av CNG med lagringsbeholderen anordnet bare på eller over dekket på en sjøgående lekter. Denne patenthenvisning viste et CNG-lagringssystem som omfattet et antall trykkflasker laget av rør av rør-ledningstype lagret horisontalt over dekket til den sjøgående lekter. På grunn av lave kostnader ved røret, hadde lagringssystemet fordelen av lav kapitalkostnad. Dersom gasslekkasje skulle oppstå, ble den naturlig avluftet til atmosfæren for

derved å unngå muligheten for brann eller eksplosjon. Gassen ble transportert ved omgivelsestemperatur, hvorved man unngikk problemene som var forbundet med Columbia Gas Service Corporations testbeholder. En ulempe med denne beskrevne metode for transport av CNG, var begrensningen til det antall av slike trykkflasker som kunne plasseres over dekk og likevel opprettholde akseptabel lektersteg-stabilitet. Dette innebærer en vesentlig begrensning av den mengde gass en enkelt lekter kan bære og fører til høye kostnader pr. gassenhet som transporteres. En annen ulempe er avluftingen av gass til atmosfæren, hvilket nå anses som uakseptabelt ut fra et miljømessig standpunkt.

I de senere år er gjennomførbarheten av transport av CNG ved hjelp av lekter blitt studert av Foster Wheeler Petroleum Development. I en artikkel publisert tidlig 1990-årene av R.H. Buchanan og A.V Drew med tittel «Alternative Ways to Develop an Offshor Dry Gas Field», ble transport av CNG ved hjelp av skip om-talt, såvel som et LNG-transportmulighet. Forslaget til Foster Wheeler Petroleum Development viste en CNG-transportmetode som omfattet et antall trykkflasker av rørledningstype orientert horisontalt i en rekke løsbare flerlekter-slepekombina-sjonsferger. Hver flaske hadde en reguleringsventil og temperaturene var lik omgivelsestemperaturen. En ulempe ved dette system var behovet for å tilkople og frakople lekterne, hvilket tar tid og minsker effektiviteten. En ytterligere ulempe var flerlekter-fergenes begrensete sjødyktighet. Behovet for å unngå urolig sjø ville minske systemets pålitelighet. En ytterligere ulempe var det kompliserte sammen-koplingssystem som ville ha ugunstig innvirkning på pålitelighet og øke kostnadene.

Som ytterligere eksempler på kjent teknikk på området kan nevnes FR 1 452 058, US 3 830 180 og US 3 886 885 som viser konvensjonelle trykkgass-lagrings- og tømmesystemer. Nærmere bestemt viser de skip utstyrt med tanker for flytendegass, der tankene har form av en rekke rør som står vertikalt i skipets lastetank eller -tanker. Forskjellige manifolder benyttes for påfylling av gass til grupper av tanker. US 3 886 885 viser også bruk av isolasjon av tankene og lokk over tankene.

Marin transport av naturgass har to hoved-bestanddeler, transportsystemet over vann og ustyret på land. Begrensningen ved alle de ovenfor beskrevne CNG-transportsystemer er at transportandelen over vann er for dyr til at de kan benyttes. Begrensningen ved LNG-transportsystemet er de høye kostnader ved det landbaserte utstyr, som på korte rutestrekninger blir en overveiende del av kapi-talkostnaden. Ingen av de ovenfor beskrevne publikasjoner er rettet mot problemene forbundet med lasting og lossing av gassen ved det landbaserte utstyr.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN

Det som er nødvendig er et transportsystem for naturgass over vann, som er i stand til å utnytte landbasert utstyr som er meget billigere enn LNG-flytende-gjørings- og gjenforgassingsutstyr eller CNG-kjøleutstyr, og som også muliggjør transport over vann av CNG nær omgivelsestemperaturen, billigere enn med kjent teknikk.

Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved systemet og fremgangsmåtene som angitt i de etterfølgende krav.

Foreliggende oppfinnelse utgjør således en forbedring ved CNG-transport over vann, som anvender et skip med et antall gassylindere. Gasstrykket i sylindrane vil fortrinnsvis være i området 13800 kPa til 24150 kPa i full tilstand og i området 690 - 2070 kPa når de er tømt. Et viktig trekk ved oppfinnelsen er antallet av gassylindere som er utformet som et antall trykkgass-lagerceller. Hver trykkgass-lagercelle består av mellom 3 og 30 gassylindere som er forbundet ved hjelp av en celle-manifold til en enkel styreventil. Gassylindrene vil fortrinnsvis være laget av stålrør med kuppelformete deksler ved hver ende. Stålsylindrene kan være omviklet med glassfiber, karbonfiber eller andre fibere med høy strekkfasthet, for å danne en mer kostnadseffektiv flaske. En del-manifold strekker seg mellom hver styreventil for å forbinde hver lagercelle med en høytrykks-hovedmanifold og en lavtrykks-hovedmanifold. Både høytrykks-hovedmanifolden og lavtrykks-hoved-manifolden omfatter midler for tilkopling til terminaler på land. Ventiler er anordnet for regulering av gasstrømmen gjennom høytrykksmanifolden og lavtrykksmanifolden.

Med det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, består det landbaserte utstyr hovedsakelig av effektive kom-pressorstasjoner. Bruken av både høy- og lavtrykksmanifolder, setter kompres-sorene ved lasteterminalen i stand til å utføre nyttig arbeid ved å komprimere rør-ledningsgass opp til fullt konstruksjonstrykk i noen celler, mens cellene fylles fra rørledningen, og ved losseterminalen å utføre nyttig arbeid ved å komprimere gassen i celler under rørledningstrykk, mens noen høytrykks-lagerceller samtidig produserer ved avblåsing. Teknikken med å åpne lagercellene sekvensmessig, gruppe etter gruppe, slik tidsmessig tilpasset at mottrykket på kompressoren alltid er nær det optimale trykk, minimerer den nødvendige kompresjons-hestekraft.

Selv om fordelaktige resultater kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, kan enda mer fordelaktige resultater oppnås ved å orientere gasslagercellene på en vertikal måte. Denne vertikale orientering vil lette utskifting og vedlikehold av lagercellene, om nødvendig.

Selv om fordelaktige resultater kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass som ovenfor beskrevet, må den sik-re havtransport av CNG'n, når den først lastet ombord, også påpekes. Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås når skipets skrog er dekket med lufttette lukedeksler. Derved blir det mulig å overflømme lasterommene som inneholder gasslagercellene med en inert atmosfære ved et trykk nær omgivelsestrykket, hvilket eliminerer brannfare i lasterommet.

Selv om fordelaktige resultater kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, vil adiabatisk ekspansjon av CNG'n under leveringsprosessen føre til at stålflaskene i noen grad blir avkjølt. Det er ønskelig å bibeholde kulden og denne karmiske stålmasse for dens verdi i den neste lastefase. Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås når lasterommet og lukedekslene er isolert.

Selv om fordelaktige resultater kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, må det håndteres på en sikker måte dersom en lekkasje skulle oppstå. Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås når hvert lasterom er utstyrt med gasslekkasje-detekteringsutstyr og utstyr for identifisering av flaskelekkasje, slik at lekkende lagerceller kan holdes atskilt og avluftes gjennom høytrykks-manifoldsys-temet til en ventilerings-/fakkelbom. Lasterommet forurenset av naturgass vil bli spylt med inert gass.

Selv om fordelaktige resultater kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, er det i vis-se markeder avgjørende med en kontinuerlig tilførsel av naturgass. Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås når tilstrekkelige CNG-skip med passende kapasitet og hastighet anvendes, slik at det til enhver tid er et skip som er fortøyd og som losser.

Selv om fordelaktige virkninger kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, er det en betydelig trykkenergi på skipet, som kan brukes til avkjøling ved losseterminalen. Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås dersom en passende kryogen enhet ved losseterminalen brukes til å frembringe små mengder LNG. Denne LNG, som er produsert under lossing av flere skip, vil akkumuleres i tilstøtende LNG-lagertanker. Denne tilførsel av LNG kan brukes i tilfelle av en forandring i CNG-skipsplanen.

Selv om fordelaktige virkninger kan oppnås ved bruk av det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass, som ovenfor beskrevet, vil enkelte markeder betale en bonus for toppskummings-brensel (dvs. brensel som leveres under de få timer pr. dag hvor det er topp-etterspørsel). Enda mer fordelaktige resultater kan derfor oppnås dersom hovedmanifoldsystemet og losse-kompres-sorstasjonen er slik dimensjonert at skipet kan lastes i topptiden, hvilket er typisk 4 til 8 timer.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Disse og andre trekk ved oppfinnelsen vil fremgå klarere ut fra følgende beskrivelse i tilknytning til de medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 er et flytdiagram som viser driften av et skipsbasert system for transport av komprimert naturgass. Fig. 2 er et sideriss i snitt av et skip utstyrt i samsvar med læren for det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass.

Fig. 2b er et grunnriss i lengdesnitt av skipet vist i fig. 2a.

Fig. 2c er et enderiss i tverrsnitt langs snittlinjer A-A i fig. 2b.

Fig.3 er et detalj-grunnriss av en del av skipet vist i fig. 2b.

Fig. 4 er et skjematisk diagram av et lastearrangement for det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass. Fig. 4b er et skjematisk diagram for lossearrangementet for det skipsbaserte system for transport av komprimert naturgass.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRINGSFORM

Den foretrukne utføringsform, et skipsbasert system for transport av komprimert naturgass generelt betegnet med henvisningstallet 10, skal nå beskrives i tilknytning til fig. 1 t.o.m. 4b.

På fig. 2a og 2b er det vist et skipsbasert system for transport av komprimert naturgass, innbefattende et skip 12 som har et antall gassylindere 14. Gassylindrene er konstruert for å kunne tåle trykket av CNG, som kan være i område mellom 6900 til 34500 kPa, som bestemmes ved optimalisering under hensyn til kostnadene av trykkbeholdere, skip etc, og gassens fysiske egenskaper. Det foretrekkes at verdiene er i området 17250 til 24159 kPa. Gassylindrene 14 er sylindriske stålrør 9 til 30 m lange. En foretrukket lengde er 21 m. Rørene vil bli forsynt med endekapper, typisk ved å sveise smidde stålkupler på begge ender.

Gassylindrene 14 er utformet til et antall trykkgass-lagerceller 16. Som vist på fig. 3 består hver av trykkgass-lagercellene 16 av mellom 3 og 30 gassylindere 14 som ved en cellemanifold 18 er forbundet med en enkelt styre- eller reguleringsventil 20. Som vist på fig. 2a og 2c er gassylindrene 14 montert vertikalt orientert, for enkel utskifting, i et lasterom 22 i skipet 12. Lengden av sylindrane 14 vil typisk være slik bestemt at skipets 12 stabilitet opprettholdes. Lasterommene 22 er dekket med lukedeksler 24 for å holde sjøvann ute i urolig vær, men også for å lette sylinder-utskifting. Lukedekslene 24 vil ha lufttette tetninger for å gjøre det mulig å oversvømme lasterommene 22 med en inert atmosfære nær omgivel-sestrykk. Lasterommene 22 betjenes av et lavtrykks-manifoldsystem 42 som vist i fig. 2a, for å tilveiebringe innledende oversvømming og påfølgende vedlikehold av den inerte gassatmosfære.

Foreliggende oppfinnelse regner med liten eller ingen kjøling av gassen under lastefasen. Typisk vil den eneste avkjøling som finner sted, være å bringe gassen tilbake til nær omgivelsestemperaturen ved hjelp av konvensjonell luft-eller sjøvannkjøling umiddelbart etter komprimering. Jo lavere gasstemperaturen er, dess større kan imidlertid mengden som lagres i sylindrane 14 være. På grunn av adiabatisk ekspansjon av CNG'n under leveringsprosessen, vil stålsylindrene 14 bli avkjølt i en viss utstrekning. Det er ønskelig å opprettholde kjøligheten til denne termiske stålmasse for dens verdi i den neste lossefase, typisk 1 til 3 da-gers tid. Av denne grunn er begge lasterommene 22 og lukedekslene 24, som vist i fig. 2c, dekket med et isolasjonslag 26.

I tilknytning til fig. 3 er det tilveiebrakt en høytrykksmanifold 28 som innbefatter en ventil 30 som er innrettet til å koples til terminaler på land. Det er anordnet en lavtrykksmanifold 32 som innbefatter en ventil 34 som er innrettet til å koples til terminaler på land. En under-manifold 36 strekker seg mellom hver styreventil 20 for å forbinde hver lagercelle 16 ved både høytrykksmanifolden 28 og lavtrykksmanifolden 32. Et antall ventiler 38 regulerer gasstrømmen fra undermanifolden 36 til høytrykksmanifolden 28. Et antall ventiler 40 regulerer gass-strømmen fra undermanifolden 36 til lavtrykksmanifolden 32.1 det tilfelle at en lagercelle må hurtig og blåses ned når skipet 12 er til sjøs, vil gassen bli ført via høytrykksmanifolden 28 til en ventileringsbom 44 og deretter til en fakkel 46, som vist i fig. 2a. Dersom skipets 10 motorer er konstruert for brenning av naturgass, vil enten høy- eller lavtrykksmanifolden transportere den fra cellene 16.

Skipet 12 må som ovenfor beskrevet være en integrerende del av et totalt transportsystem med et landbasert utstyr. Den totale operasjon av det skipsbaserte system for transport 10 av komprimert naturgass, skal nå beskrives ved hjelp av fig. 1, 4a og 4b. Fig. 1 er et flytdiagram som angir håndteringen av naturgassen trinn fortrinn. På fig. 1 leveres naturgass til systemet gjennom en rørledning (1) ved typisk 3450 til 4830 kPa. En del av denne gassen kan strømme direkte gjennom skipsterminalen (3) til den nedre trykkmanifold 32 for å heve et antall av cellene 16 til rørledningstrykket fra deres «tom»-trykk på ca. 1380 kPa. Disse celler blir så koplet til høytrykksmanifolden 28 og et annet lite antall tomme celler åpnes til lavtrykksmanifolden 32. Den større del av rørledningsgassen komprimeres til høyt trykk ved utskipingspunkt-kompresjonsinnretningen (2). Så snart gassen er komprimert, leveres den via en marin terminal og manifoldsystem (3) til høy-trykksmanifolden 28 på CNG-bæreren (4) (som i dette tilfellet er skipet 12), hvorfra den bringer disse celler 16 som er forbundet med den opp til fullt konstruksjonstrykk (f.eks. 18630 kPa). Denne prosess med åpning og omkopling av grupper av celler, den ene etter den andre, betegnes som en «rullefylling». Den fordelaktige virkning er at kompressoren (2) komprimerer til sitt fulle konstruksjonstrykk nesten hele tiden, hvilket sørger for maksimal effektivitet. CNG-bæreren (4) fører trykkgassen til leveringsterminalen (5). Høytrykksgassen strømmer så ut i en dekompri-meringsinnretning (6) hvor gasstrykket minskes til det trykk som er nødvendig i mottaks-rørledningen (9). Eventuelt kan høytrykksgassens dekomprimeringsener-gi brukes til å drive en kryogenisk enhet for å skape en liten del av LPG, gass-væsker og LNG (6) som kan lagres og gassvæskene og LNG gjenforgasses senere (8) etter behov for å opprettholde gassbetjening til markedet. Ved et punkt under gassleveringen, vil gasstrykket på CNG-bæreren være tilstrekkelig til å levere gass med den hastighet og det trykk som er nødvendig. På dette tidspunkt vil gassen bli sendt til leveringspunkt-komprimeringsinnretningen 7 der den vil bli komprimert til det nødvendige trykk for rørledningen 9. Dersom ovennevnte prosess utføres med små grupper av celler 16 av gangen, vil resultatet bli en «rulletøm-ming» som, som ovenfor, vil forsyne kompressoren 7 med konstruksjons-mottrykket det meste av tiden og følgelig bruke den med maksimal effektivitet.

Uansett hvorvidt et LNG-lagringsutsyr er blitt tilføyd, foretrekkes det at det skal være tilstrekkelig antall CNG bærerskip 12 av passende kapasitet og hurtig-het, slik operert at det vil være et skip som er fortøyd og som losser ved leveringspunktet til enhver tid, bortsett fra under uregelmessige forhold. Dersom CNG-skipssystemet opereres på denne måte, vil det gi hovedsakelig samme service-nivå som en naturgass-rørledning. Ifølge en viktig alternativ utføringsform, kan skipets manifolder og leveringskomprimeringsstasjons (7) være slik dimensjonert at skipets lasterom kan losses i løpet av en forholdsvis kort tid, f.eks. 2-8 timer, typisk 4 timer, i motsetning til en-og-en-halv til tre dager, typisk en dags normal lossetid. Dette alternativ vil tillate et marint CNG-prosjekt å levere toppskummings-brensel i et marked som allerede er i besittelse av tilstrekkelig basislastekapasitet.

Claims

1. System for transport av komprimert gass omfattende: 1. et skip (12);

et antall trykkgass-lagerceller (16) som er konstruert og innrettet til å transporteres ved hjelp av skipet og som hver innbefatter et antall sammenkoplete gassylindere (14);

en høytrykksmanifold (28) som innbefatter midler innrettet for tilkopling til en landbasert terminal;

en lavtrykksmanifold (32) som innbefatter midler innrettet for tilkopling til landbasert terminal;

midler (18, 20) for å strømningsforbinde trykkgass-lagercellene med hver sin høy- og lavtrykksmanifold; og

ventilinnretninger (36, 38,40) for selektiv styring av trykkgasstrømmen mellom hver av trykkgass-lagercellene (16) og hver av høy- og lavtrykksmanifoldene (28, 32),

hvorved hver av trykkgass-lagercellene (16) valgbart kan strømningsforbin-des med hver av høy- og lavtrykksmanifoldene (28, 32).

2. System ifølge krav 1, hvor skipet (10) har lasterom (22) og gassylindrene (10) er vertikalt orientert i lasterommene.

3. System ifølge krav 2, som videre omfatter: et hovedsakelig lufttett lukedeksel (24) for hvert av lasterommene (22), samt midler (42) for tilførsel av en inert gass til hvert av lasterommene, idet hvert av lasterommene kan overflømmes med en inert atmosfære bestående av nevnte inerte gass.

4. System ifølge krav 3, hvor lasterommene (22) og det hovedsakelig lufttette lukedeksel (24) er varmeisolert.

5. System ifølge krav 2, som videre omfatter gasslekkasje-detekteringsutstyr i hvert av lasterommene (22), samt midler (44,46) for avlufting av trykkgass fra en lekkende trykkgass-lagercelle til atmosfæren.

6. System ifølge krav 1, som videre omfatter en landbasert anordning (3) som innbefatter kompressorinnretning (2).

7. System ifølge krav 1, som videre innbefatter en landbasert terminal (5) for mottak av trykkgass fra skipet, og som innbefatter en kryogenisk enhet (6) for omdanning av en del av trykkgassen som mottas fra skipet til kondensert gass.

8. System ifølge krav 1, som videre omfatter en landbasert terminal (5) for mottak av trykkgass fra skipets høytrykksmanifold (28) og lavtrykksmanifold (33) samt for tilførsel av trykkgassen til en gassoverføringsledning (9), idet den landbaserte terminal (5) omfatter losse-kompressorinnretninger (7) for komprimering av gassen som mottas fra lavtrykksmanifolden før gassen tilføres fra lavtrykksmanifolden til rørledningen (9).

9. System ifølge krav 8, hvor høytrykksmanifolden (28) og lavtrykksmanifolden (33) og losse-kompressorinnretningene (7) er dimensjonert og konstruert for å tillate hovedsakelig fullstendig lossing av skipet innen ca 8 timer.

10. System ifølge krav 5, hvor midlene (44, 46) for avlufting av trykkgass fra en lekkende trykkgass-lagercelle til atmosfæren omfatter en fakkel (46).

11. System ifølge krav 1, hvor hver av gassylindrene (14) kan inneholde trykkgass ved mellom 6900 og 34500 kPa.

12. System ifølge krav 1, hvor hver av trykkgass-lagercellene (16) omfatter ikke mindre enn 3 og heller ikke flere enn 30 av gassylindrene (14).

13. System ifølge krav 1, hvor gassylindrene (14) er konstruert av sveiset rør av mykt stål med velvete kapsler sveiset på hver ende.

14. System ifølge krav 1, hvor gassen er naturgass.

15. Fremgangsmåte for fylling av et skipsbåret lagersystem med trykkgass fra en oppstrøms landbasert anordning (3) innrettet til å tilføre trykkgass fra en tilfør-selsrørledning (1) til skipet (12) ved det første trykk som hovedsakelig tilsvarer tilførselsrørledningstrykket og ved det andre trykk som er større enn det første trykk, hvilket skipsbårne lagersystem innbefatter en lavtrykksmanifold (33) innrettet til å motta gass ved nevnte første trykk fra den landbaserte anordning (3), en høytrykksmanifold (28) som er innrettet til å motta gass ved nevnte andre trykk fra den landbaserte anordning (3) og et antall gass-lagerceller (16) som hver omfatter et antall sammenkoplete gassylindere (14), hvilken fremgangsmåte omfatter føl-gende trinn: (a) tilkopling av en første lagercelle (16) til lavtrykksmanifolden (32); (b) fremføring av en del av trykkgassen ved det første trykk gjennom lavtrykksmanifolden for delvis å fylle den første gasslagercellen (16) til hovedsakelig det første trykk; (c) isolering av den første gasslagercellen (16) fra lavtrykksmanifolden (32); (d) tilkopling av den første gasslagercelle (16) til høytrykksmanifolden (28); (e) fremføring av en del av trykkgassen ved det andre trykk gjennom høytrykksmanifolden (28) til den første gasslagercellen (16) for å fylle den første gasslagercellen til hovedsakelig det andre trykk; (f) tilkopling av en andre gasslagercelle (16) til lavtrykkmanifolden (32);

og (g) fortsettelse av nevnte trinn inntil hovedsakelig alle gasslagercellene er fylt med trykkgass hovedsakelig det andre trykk.

16. Fremgangsmåte for lossing av trykkgass fra et skipsbåret lagersystem til en nedstrøms landbasert anordning (5) innrettet til å videreføre trykkgassen ved rør-ledningstrykk til en nedstrøms-gassrørledning (9), hvilken landbaserte anordning omfatter dekomprimeringsmidler (6) for dekomprimering av trykkgass som mottas fra skipet (12) før trykkgassen tilføres nedstrøms-gassrørledningen (9) og kompressorinnretninger (7) for komprimering av trykkgassen som mottas fra skipet (12) før trykkgassen tilføres nedstrøms-rørledningen (9), hvilket skipsbårne lagersystem innbefatter en høytrykksmanifold (28) som er innrettet til å avgi gass til dekomprimeringsmidlene (6) og en lavtrykksmanifold (32) som er innrettet til å avgi gass til kompressorinnretningene (7) og et antall gasslagerceller (16) som her innbefatter et antall sammenkoplete gassylindere (14) som inneholder trykkgass ved et skipsbåret trykk som er hovedsakelig større enn nedstrømsrørlednings-trykket, hvilken fremgangsmåte omfatter følgende trinn: (a) tilkopling av en første gasslagercelle (16) til høytrykksmanifolden (28); (b) tømming av en del av trykkgassen fra den første gasslagercellen (16) gjennom høytrykksmanifolden (28) til dekomprimeringsmidlene (6); (c) isolering av den første gasslagercellen (16) fra høytrykkmanifolden (28); (d) tilkopling av den første gasslagercellen (16) til lavtrykksmanifolden (32); (e) fremføring av en del av trykkgassen fra den første gasslagercellen (16) gjennom lavtrykksmanifolden (32) til kompressorinnretningene (7); (f) tilkopling av en andre gasslagercelle (16) til høytrykkmanifolden (28);

og (g) fortsettelse av trinnene inntil hovedsakelig alle gasslagercellene (16) har tømt en del av sin trykkgass gjennom hver av høytrykks- og lavtrykks-mani-foldene.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor trykkgassen tillates å ekspandere adiabatisk under skipets losseprosess.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor den adiabatiske ekspansjon av trykkgassen brukes til å avkjøle gassylindrene (16), og dessuten innbefatter det trinn å opprettholde kjøling av gassylindrene til det avkjølte gassylindere er gjenfylt med komprimert gass.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor den landbaserte anordning (5) også innbefatter ytterligere kompressorinnretninger (6) for omdanning av en del av trykkgassen til kondensert gass og lagerinnretninger (8) for lagring av den kon-denserte gass og dessuten innbefatter det trinn å lede en del av trykkgassen som avgis fra høytrykksmanifolen (28) for drift av ytterligere kompressorinnretninger (6).

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor trykkgassen er naturgass og den komprimerte gass er LNG.