RU2446981C1 - Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки - Google Patents

Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки Download PDF

Info

Publication number
RU2446981C1
RU2446981C1 RU2010137428/11A RU2010137428A RU2446981C1 RU 2446981 C1 RU2446981 C1 RU 2446981C1 RU 2010137428/11 A RU2010137428/11 A RU 2010137428/11A RU 2010137428 A RU2010137428 A RU 2010137428A RU 2446981 C1 RU2446981 C1 RU 2446981C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
storage tank
self
natural gas
tanker
supporting
Prior art date
Application number
RU2010137428/11A
Other languages
English (en)
Inventor
Чул Юн КИМ (KR)
Чул Юн КИМ
Ман Хеуй АХН (KR)
Ман Хеуй АХН
Донг Хиун ЛИ (KR)
Донг Хиун ЛИ
Original Assignee
Самсунг Хеви Инд. Ко., Лтд.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Самсунг Хеви Инд. Ко., Лтд. filed Critical Самсунг Хеви Инд. Ко., Лтд.
Application granted granted Critical
Publication of RU2446981C1 publication Critical patent/RU2446981C1/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/24—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers of pipe-lines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/02—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/448—Floating hydrocarbon production vessels, e.g. Floating Production Storage and Offloading vessels [FPSO]
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/4486—Floating storage vessels, other than vessels for hydrocarbon production and storage, e.g. for liquid cargo
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • F17C2205/0352—Pipes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/01—Improving mechanical properties or manufacturing
    • F17C2260/016—Preventing slosh
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области морской добычи природного газа, его погрузки и разгрузки. Танкер для сжиженного природного газа (СПГ) с системой его погрузки и разгрузки выполнен в трех вариантах. По первому варианту танкер предназначен для погрузки и разгрузки СПГ и содержит систему погружной револьверной погрузки для ввода и разгрузки природного газа, установку сжижения природного газа, введенного через систему погружной револьверной погрузки, в криогенный сжиженный природный газ, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище, установленный на танкере и расположенный таким образом, что сжиженный природный газ загружается и выгружается из танкера через самонесущий резервуар-хранилище, и, по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа, расположенный по соседству с самонесущим резервуаром-хранилищем и поддерживаемый в сообщении по текучей среде с самонесущим резервуаром-хранилищем, установку регазификации сжиженного природного газа, хранящегося в самонесущем резервуаре-хранилище. По второму варианту танкер предназначен для погрузки СПГ и содержит первый трубопровод, по которому СПГ загружается в самонесущий резервуар-хранилище, и второй трубопровод, по которому СПГ из самонесущего резервуара-хранилища подается в резервуар-хранилище мембранного типа. По третьему варианту танкер предназначен для разгрузки СПГ и содержит первый трубопровод, расположенный между установкой регазификации и самонесущим резервуаром-хранилищем, по которому выгружается СПГ, и второй трубопровод, по которому при выгрузке СПГ подается из резервуара-хранилища мембранного типа к самонесущему резервуа�

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к танкеру для сжиженного природного газа (СПГ) с системой его погрузки и разгрузки и, более конкретно, к танкеру СПГ с системой погрузки и разгрузки СПГ, в которой резервуар-хранилище мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище размещены в сочетании и в которую сжиженный природный газ загружают и выгружают через самонесущий резервуар-хранилище так, чтобы минимизировать расплескивание газа.
Описание предшествующего уровня
Общеизвестно, что сжиженный природный газ представляет собой бесцветную, прозрачную криогенную жидкость, полученную путем охлаждения природного газа, главным образом, состоящего из метана, до температуры -163ºС и уменьшения его объема до около 1/600.
СПГ, сжиженный в криогенное состояние при атмосферном давлении или давлении выше, чем атмосферное давление, хранят в резервуаре-хранилище. СПГ, хранимый таким образом, позднее нагревают и превращают в газовую фазу, этот процесс обычно называют процессом регазификации сжиженного газа.
Традиционно задачу регазификации СПГ осуществляли на суше. Как только танкер СПГ приходит в порт назначения, СПГ транспортируют на установки регазификации, расположенные на суше, где СПГ выгружается с помощью криогенного насоса и хранится в сжиженном состоянии или в газообразном состоянии.
Однако на суше трудно устанавливать опасные установки регазификации. Кроме того, установки регазификации ставят серьезную задачу по безопасности, поскольку они уязвимы с точки зрения угрозы террора.
Для устранения этой проблемы недавняя тенденция заключалась в том, что СПГ регазифицировали в море, используя судна регазификации СПГ, плавучую установку для регазификации и хранения газа или т.п.
Кроме того, традиционный способ заключается в том, что природный газ, полученный на морском месторождении природного газа, подают на устройство сжижения, расположенное на суше, по трубопроводу и сжижают на устройстве сжижения. Сжиженный природный газ хранится в наземном хранилище и транспортируется на танкер СПГ посредством криогенного насоса.
Наряду с разработкой газовых месторождений малого и среднего размера часто случается, что сжиженный природный газ регазифицируют в море, используя плавучие установки, такие как плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа и т.п.
На фиг.1 схематично показан процесс выгрузки газа, регазифицированного на традиционном судне регазификации СПГ или плавучей установке для регазификации и хранения газа. На фиг.2 схематично показан процесс погрузки СПГ, осуществляемый на традиционной плавучей системе для добычи, хранения и отгрузки газа. Как видно на фиг.1, сжиженный природный газ, хранящийся в отдельных резервуарах-хранилищах 10 плавучей установки для регазификации и хранения газа, регазифицируется и выгружается на сушу. Другими словами, сжиженный природный газ выгружается с помощью насосов 12, размещенных внутри соответствующих резервуаров-хранилищ 10, и подается на установку 16 регазификации по проходящему вверх трубопроводу 14. Сжиженный природный газ регазифицируется посредством процесса нагрева на установке 16 регазификации и устойчиво выгружается на сушу по уложенным в море трубопроводам посредством системы погружной револьверной погрузки, размещенной под носовой частью плавучей установки для регазификации и хранения газа.
Как видно на фиг.2, природный газ, полученный на газовом месторождении, загружается на плавучую систему для добычи, хранения и отгрузки газа. Более конкретно, природный газ, только что полученный на газовом месторождении, вводят в плавучую систему для добычи, хранения и отгрузки газа посредством системы погружной револьверной погрузки. Природный газ, введенный таким образом, сжижают на установке 24 сжижения в криогенное состояние и загружают в отдельные резервуары-хранилища 20 через трубопровод 22 посредством криогенных насосов 21.
Поскольку традиционные плавучие установки, такие как судно для регазификации СПГ, плавучая установка для регазификации и хранения газа и плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа, разработаны так, чтобы загружать и разгружать сжиженный природный газ в море, они испытывают серьезный недостаток в том, что резервуары-хранилища могут быть повреждены за счет колебаний поверхности жидкости в резервуаре. В частности, большая часть резервуаров-хранилищ является резервуарами мембранного типа, в которых легко увеличить длину и ширину, но которые уязвимы для колебаний поверхности жидкости в резервуаре.
Резервуары-хранилища плавучих установок могут быть изготовлены в виде самонесущих резервуаров-хранилищ призматической формы типа В по классификации Международной морской организации или резервуаров сферической формы типа Мосс, которые имеют повышенное сопротивление в отношении колебания поверхности жидкости в резервуаре и внешних ударов. Однако резервуары хранилища первого указанного типа являются дорогими, и поэтому танкеры СПГ становятся затратными, если все резервуары-хранилища выполнены как резервуары указанного типа. С другой стороны, резервуары-хранилища сферической формы не имеют достаточного пространства для приема устройства регазификации и устройства сжижения газа.
Сущность изобретения
Техническая задача
Исходя из указанных выше проблем, цель настоящего изобретения заключается в создании танкера СПГ c системой загрузки-погрузки СПГ, в которой резервуар-хранилище мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище призматической формы размещены в сочетании и в которой сжиженный природный газ загружается и выгружается через самонесущий резервуар-хранилище таким образом, чтобы минимизировать влияние колебания жидкости на поверхности в резервуаре.
Другой целью настоящего изобретения является создание танкера СПГ с системой погрузки и разгрузки сжиженного природного газа, в которой резервуар-хранилище мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище соединены между собой с помощью отдельного соединительного трубопровода так, что сжиженный природный газ может быть перемещен между этими резервуарами-хранилищами по соединительному трубопроводу, когда сжиженный природный газ загружается или выгружается через самонесущий резервуар-хранилище, устраняя за счет этого предел наполнения, который в противном случае будет причиной колебания жидкости на поверхности резервуара.
Техническое решение
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предложен танкер СПГ с системой погрузки и разгрузки СПГ, содержащий: систему погружной револьверной погрузки для ввода и выгрузки природного газа, установку сжижения для сжижения природного газа, введенного через систему погружной револьверной погрузки, в криогенный сжиженный природный газ, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище, установленный на танкере СПГ для хранения сжиженного природного газа и размещенный таким образом, что сжиженный природный газ загружается и выгружается из танкера СПГ через самонесущий резервуар-хранилище, по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа, размещенный по соседству с самонесущим резервуаром-хранилищем и поддерживаемый в сообщении по текучей среде с самонесущим резервуаром-хранилищем, и установку регазификации для регазификации сжиженного природного газа, хранящегося в самонесущем резервуаре-хранилище.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен танкер СПГ с системой погрузки СПГ, содержащий: систему погружной револьверной погрузки для ввода природного газа, установку сжижения для сжижения природного газа, введенного через систему погружной револьверной погрузки, в криогенный сжиженный природный газ, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище для приема и хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа, размещенный в соседнем расположении с самонесущим резервуаром-хранилищем и поддерживаемый в сообщении по текучей среде с самонесущим резервуаром-хранилищем, первый трубопровод, размещенный между установкой сжижения и самонесущим резервуаром-хранилищем таким образом, что сжиженный природный газ загружается в самонесущий резервуар-хранилище через первый трубопровод, и второй трубопровод, размещенный между самонесущим резервуаром-хранилищем и резервуаром-хранилищем мембранного типа таким образом, что сжиженный природный газ в самонесущем резервуаре-хранилище подается в резервуар-хранилище мембранного типа через второй трубопровод.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен танкер СПГ с системой разгрузки СПГ, содержащий: по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа для хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище для хранения сжиженного природного газа, поддерживаемый в сообщении по текучей среде с резервуаром-хранилищем мембранного типа, установку регазификации для регазификации сжиженного природного газа, хранящегося в самонесущем резервуаре-хранилище, систему погружной револьверной погрузки для выгрузки природного газа, регазифицированного на установке регазификации, первый трубопровод, расположенный между установкой регазификации и самонесущим резервуаром-хранилищем так, что сжиженный природный газ выгружается из самонесущего резервуара-хранилища через первый трубопровод, и второй трубопровод, расположенный между самонесущим резервуаром-хранилищем и резервуаром-хранилищем мембранного типа так, что сжиженный природный газ в резервуаре-хранилище мембранного типа подается к самонесущему резервуару-хранилищу через второй трубопровод при выгрузке сжиженного природного газа из самонесущего резервуара-хранилища.
В соответствии с настоящим танкером СПГ, имеющим систему погрузки и выгрузки СПГ, как описано выше, резервуар-хранилище мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище призматической формы размещены в сочетании, при этом сжиженный природный газ загружается и выгружается через самонесущий резервуар-хранилище. Это делает возможным минимизировать влияние колебания жидкости на поверхности резервуара, что в свою очередь помогает устранить риск аварии. Если самонесущий резервуар-хранилище с повышенной конструкционной целостностью размещен в носовой части танкера СПГ, становится возможным удовлетворить требования к навигации в полярных областях.
Кроме того, резервуар-хранилище мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище соединены между собой с помощью отдельного соединительного трубопровода так, что сжиженный природный газ может быть перемещен между резервуаром-хранилищем мембранного типа и самонесущим резервуаром-хранилищем по соединительному трубопроводу, когда сжиженный природный газ загружается или выгружается из самонесущего резервуара-хранилища. Это делает возможным избежать границы заполнения, которая в противном случае может быть причиной колебания жидкости на поверхности резервуара, что в свою очередь обеспечивает безопасный способ загрузки и выгрузки сжиженного природного газа.
Краткое описание чертежей
Цели и признаки настоящего изобретения будут понятны из нижеследующего описания вариантов осуществления изобретения, приведенных вместе с сопровождающими чертежами, на которых изображено следующее:
На фиг.1 схематично показан процесс выгрузки газа, регазифицированного на обычном судне регазификации СПГ или плавучей установке для регазификации и хранения газа.
На фиг.2 схематично показан процесс загрузки СПГ, осуществляемый на обычной плавучей системе для добычи, хранения и отгрузки газа.
На фиг.3 показан вид танкера СПГ с системой погрузки СПГ согласно настоящему изобретению.
На фиг.4 показан вид танкера СПГ с системой разгрузки СПГ согласно настоящему изобретению.
Описание предпочтительного варианта осуществления изобретения
Далее будут описаны со ссылкой на сопровождающие чертежи предпочтительные варианты осуществления танкера СПГ в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.3 представляет собой вид танкера СПГ с системой погрузки СПГ согласно настоящему изобретению, и фиг.4 представляет собой вид танкера СПГ с системой разгрузки СПГ согласно настоящему изобретению.
На фиг.3 показан танкер 100 СПГ с системой погрузки СПГ, который может быть плавучей установкой, такой как плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа или т.п., которая плывет по морю и непосредственно снабжается природным газом. Танкер 100 СПГ включает в себя, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище 110 и, по меньшей мере, один резервуар-хранилище 120 мембранного типа. Число самонесущих резервуаров-хранилищ 110 и резервуаров-хранилищ 120 мембранного типа может изменяться в зависимости от размера танкера 100.
Самонесущий резервуар-хранилище 110 может быть, например, резервуаром-хранилищем сферической формы (Мосс типа) или типа IHI-SPB, который является дорогим в производстве, но устойчивым к колебаниям жидкости на поверхности резервуара. Поэтому самонесущий резервуар-хранилище 110 размещен на носовой части и/или кормовой части танкера 100, где колебания жидкости на поверхности резервуара создаются просто из-за тяжелых погодных условий.
Резервуар-хранилище 120 мембранного типа может быть, например, типа Mark-III и постоянно расположен после самонесущего резервуара-хранилища 110 в том случае, когда самонесущий резервуар-хранилище 110 размещен на одной из носовой части и кормовой части. Резервуар-хранилище 120 мембранного типа расположен между двумя самонесущими резервуарами-хранилищами в том случае, когда самонесущие резервуары-хранилища расположены в носовой и кормовой части танкера 100. Другими словами, резервуар-хранилище 120 мембранного типа установлен в положении, отличном от положения на носовой части и кормовой части, для того, чтобы избежать влияния колебания жидкости на поверхности резервуара и устранить риск аварии.
Танкер 100, на котором резервуар-хранилище 120 мембранного типа и самонесущий резервуар-хранилище 110 расположены в сочетании, включает в себя систему 130 погружной револьверной погрузки, выполненную в носовой части танкера для устойчивой подачи природного газа, полученного на месторождении. Танкер 100 дополнительно включает в себя установку 140 сжижения, с помощью которой природный газ, введенный с помощью системы 130 погружной револьверной погрузки, сжижают в криогенную жидкость.
Установка 140 сжижения соединена с самонесущим резервуаром-хранилищем 110 через первый трубопровод 150. Один конец первого трубопровода 150 расположен внутри самонесущего резервуара-хранилища 110. На конце первого трубопровода 150 установлен насос 170, который помогает хранить природный газ, сжиженный на установке 140 сжижения.
Самонесущий резервуар-хранилище 110 и резервуар-хранилище 120 мембранного типа соединены вторыми трубопроводами 160. Сжиженный природный газ, которым заполнен самонесущий резервуар-хранилище 110 через первый трубопровод 150, подается в резервуар-хранилище 120 мембранного типа через вторые трубопроводы 160. Вторые трубопроводы 160 проходят в резервуар-хранилище 120 мембранного типа попарно. Насосы 170 установлены на концах вторых трубопроводов 160.
На фиг.4 показан танкер 200 СПГ с системой разгрузки СПГ согласно настоящему изобретению. Система разгрузки танкера 200 разработана, чтобы регазифицировать сжиженный природный газ в плавучем состоянии на море и подавать регазифицированный сжиженный природный газ на сушу через находящиеся на морском дне трубопроводы. Танкер 200 может быть судном для регазификации СПГ, плавучей установкой для регазификации и хранения газа или т.п. Танкер 200 включает в себя, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище 210 и, по меньшей мере, один резервуар-хранилище 220 мембранного типа, размещенные в сочетании. Число самонесущих резервуаров-хранилищ 210 и резервуаров-хранилищ 220 мембранного типа может изменяться в зависимости от размера танкера 200.
Как и плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа, упомянутая ранее, самонесущий резервуар-хранилище 210 может быть, например, Мосс-типа (сферической формы) или типа IHI-SPB и может быть размещен на носовой и/или кормовой части танкера 200.
Резервуар-хранилище 220 мембранного типа, например, может быть резервуаром-хранилищем типа Mark-III и расположен неизменно за самонесущим резервуаром-хранилищем 210 в том случае, когда самонесущий резервуар-хранилище 210 расположен на одной из носовой части и кормовой части. Резервуар-хранилище 220 мембранного типа расположен между двумя самонесущими резервуарами-хранилищами в том случае, когда самонесущие резервуары-хранилища размещены на носовой части и кормовой части танкера 200.
Насос 270 установлен в самонесущем резервуаре-хранилище 210. Насос 270 соединен с установкой 240 регазификации танкера 200 через первый трубопровод 250. Установка 240 регазификации выполнена, чтобы нагревать и регазифицировать криогенный сжиженный природный газ.
Природный газ, регазифицированный на установке 240 регазификации, выгружают на сушу посредством системы 230 погружной револьверной погрузки, выполненной на носовой части танкера 200 для стабилизации процесса подачи природного газа через уложенные на дне моря трубопроводы.
Самонесущий резервуар-хранилище 210 и резервуар-хранилище 220 мембранного типа соединены с помощью вторых трубопроводов 260. Вторые трубопроводы 260 используются, чтобы подавать сжиженный природный газ, находящийся в резервуаре-хранилище 220 мембранного типа, в самонесущий резервуар-хранилище 210, когда сжиженный природный газ выгружают из самонесущего резервуара-хранилища 210 через первый трубопровод 250. Вторые трубопроводы 260 проходят в резервуар-хранилище 220 мембранного типа попарно. Насосы 270 установлены на концах вторых трубопроводов 260.
Настоящее изобретение может быть применено к другому танкеру СПГ, нежели плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа, судно для регазификации СПГ и плавучая установка для регазификации и хранения газа. Кроме того, установка 140 сжижения и установка 240 регазификации могут быть установлены на одном танкере, имеющем и самонесущий резервуар-хранилище, и резервуар-хранилище мембранного типа, так, что сжиженный природный газ можно загружать и разгружать.
Теперь будет описана работа танкера СПГ с системой погрузки и разгрузки СПГ, как приведено выше.
Сначала процесс погрузки природного газа, осуществляемый на плавучей системе для добычи, хранения и отгрузки газа, будет описан со ссылкой на фиг.3. Природный газ, полученный на морском месторождении, постоянно вводят в танкер 100 посредством установки 130 погружной револьверной погрузки и превращают в криогенный сжиженный природный газ во время прохождения установки 140 сжижения.
Сжиженный природный газ сначала направляют к самонесущему резервуару-хранилищу 110 через первый трубопровод 150. Если сжиженный природный газ заполняет самонесущий резервуар-хранилище 110 до определенного уровня, он подается в резервуар-хранилище 120 мембранного типа через вторые трубопроводы 160 посредством насоса 170.
Даже если самонесущий резервуар-хранилище 110 расположен в месте, где возникают сильные колебания жидкости на поверхности резервуара, колебания жидкости на поверхности резервуара могут повредить резервуар-хранилище 120 мембранного типа. Резервуар-хранилище 120 мембранного типа может быть достаточно уязвимым в отношении колебаний жидкости на поверхности резервуара в то время, когда сжиженный природный газ заполняет от 10 до 70% резервуара-хранилища 120 мембранного типа. С этой точки зрения является предпочтительным, чтобы сжиженный природный газ соответствующим образом был распределен через вторые трубопроводы 160 в зависимости от волнового режима на море. Кроме того, является предпочтительным, чтобы сжиженный природный газ был распределен таким образом, чтобы сократить период времени, в течение которого от 10 до 70% резервуара-хранилища 120 мембранного типа заполняется сжиженным природным газом.
Далее будет описан со ссылкой на фиг.4 процесс разгрузки природного газа, осуществляемый на судне для газификации СПГ или на плавучей установке для регазификации и хранения газа. Сжиженный природный газ, которым заполнен самонесущий резервуар-хранилище 210, установленный на носовой части или кормовой части танкера 200, выгружают через первый трубопровод 250 посредством насоса 270. Одновременно сжиженный природный газ, хранящийся в резервуаре-хранилище 220 мембранного типа, подают к самонесущему резервуару-хранилищу 210 через вторые трубопроводы 260 посредством насосов 270, выполненных в резервуаре-хранилище 220 мембранного типа. Это означает, что сжиженный природный газ, хранящийся в резервуаре-хранилище 220 мембранного типа, разгружают через самонесущий резервуар-хранилище 210 в любое время. Кроме того, перемещение сжиженного природного газа между резервуарами-хранилищами 220 мембранного типа помогает минимизировать колебания жидкости на поверхности резервуара, которые возникают, когда от 10 до 70% резервуара-хранилища 220 мембранного типа заполнено сжиженным природным газом.
Сжиженный природный газ, выгруженный через первый трубопровод 250, регазифицируют с помощью установки 240 регазификации и затем выгружают на сушу через расположенные на морском дне трубопроводы посредством системы 230 погружной револьверной погрузки.
С помощью настоящего изобретения, описанного выше, самонесущий резервуар-хранилище и резервуар-хранилище мембранного типа расположены в сочетании на плавучих установках, таких как судно для регазификации СПГ, плавучая установка для регазификации и хранения газа и плавучая система для добычи, хранения и отгрузки газа. Сжиженный природный газ загружают и разгружают через самонесущий резервуар-хранилище, который имеет повышенное сопротивление колебаниям жидкости на поверхности резервуара. Это позволяет преодолеть колебания жидкости на поверхности резервуара. Если самонесущий резервуар-хранилище с повышенной конструкционной целостностью расположен в носовой части танкера СПГ, становится возможным, чтобы танкер ходил в полярной области.
Хотя изобретение было показано и описано в отношении вариантов осуществления изобретения, специалистам понятно, что различные изменения и модификации могут быть выполнены, не выходя за объем изобретения, как он определен нижеследующей формулой изобретения.

Claims (13)

1. Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки, содержащий: систему погружной револьверной погрузки для ввода и разгрузки природного газа, установку сжижения природного газа, введенного через систему погружной револьверной погрузки, в криогенный сжиженный природный газ, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище, установленный на танкере для хранения сжиженного природного газа и размещенный таким образом, что сжиженный природный газ загружается в танкер и выгружается из танкера через самонесущий резервуар-хранилище, по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа, размещенный по соседству с самонесущим резервуаром-хранилищем и поддерживаемый в сообщении по текучей среде с самонесущим резервуаром-хранилищем, и установку регазификации для регазификации сжиженного природного газа, хранящегося в самонесущем резервуаре-хранилище.
2. Танкер по п.1, в котором самонесущий резервуар-хранилище установлен в носовой части и/или кормовой части танкера.
3. Танкер по п.1, в котором установка сжижения природного газа соединена с самонесущим резервуаром-хранилищем через первый трубопровод.
4. Танкер по п.1, в котором установка регазификации соединена с самонесущим резервуаром-хранилищем через второй трубопровод.
5. Танкер по п.1, в котором самонесущий резервуар-хранилище и резервуар-хранилище мембранного типа соединены друг с другом через трубопровод резервуара-хранилища.
6. Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки, содержащий: систему погружной револьверной погрузки для ввода природного газа, установку сжижения природного газа, введенного через систему погружной револьверной погрузки, в криогенный сжиженный природный газ, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище для приема и хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа, размещенный по соседству с самонесущим резервуаром-хранилищем и поддерживаемый в сообщении по текучей среде с самонесущим резервуаром-хранилищем, первый трубопровод, размещенный между установкой сжижения природного газа и самонесущим резервуаром-хранилищем таким образом, что сжиженный природный газ загружается в самонесущий резервуар-хранилище через первый трубопровод, и второй трубопровод, размещенный между самонесущим резервуаром-хранилищем и резервуаром-хранилищем мембранного типа таким образом, что сжиженный природный газ в самонесущем резервуаре-хранилище подается в резервуар-хранилище мембранного типа через второй трубопровод.
7. Танкер по п.6, который является плавучей системой для добычи, хранения и отгрузки газа.
8. Танкер по п.6, в котором самонесущий резервуар-хранилище установлен на носовой части и/или кормовой части танкера.
9. Танкер по п.6, в котором второй трубопровод содержит два или более трубопроводов, проходящих в резервуар-хранилище мембранного типа.
10. Танкер для сжиженного природного газа с системой его разгрузки, содержащий: по меньшей мере, один резервуар-хранилище мембранного типа для хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, один самонесущий резервуар-хранилище для хранения сжиженного природного газа, поддерживаемый в сообщении по текучей среде с резервуаром-хранилищем мембранного типа, установку регазификации для регазификации сжиженного природного газа, хранящегося в самонесущем резервуаре-хранилище, систему погружной револьверной погрузки для разгрузки природного газа, регазифицированного на установке регазификации, первый трубопровод, расположенный между установкой регазификации и самонесущим резервуаром-хранилищем так, что сжиженный природный газ выгружается из самонесущего резервуара-хранилища через первый трубопровод, и второй трубопровод, расположенный между самонесущим резервуаром-хранилищем и резервуаром-хранилищем мембранного типа так, что сжиженный природный газ в резервуаре-хранилище мембранного типа подается к самонесущему резервуару-хранилищу через второй трубопровод при его выгрузке из самонесущего резервуара-хранилища.
11. Танкер по п.10, который является судном для регазификации сжиженных природных газов или плавучей установкой для регазификации и хранения газа.
12. Танкер по п.10, в котором самонесущий резервуар-хранилище установлен на носовой части и/или кормовой части танкера.
13. Танкер по п.10, в котором второй трубопровод содержит два или более трубопроводов, проходящих в резервуар-хранилище мембранного типа.
RU2010137428/11A 2008-03-28 2008-10-22 Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки RU2446981C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2008-0028727 2008-03-28
KR1020080028727A KR100991994B1 (ko) 2008-03-28 2008-03-28 액화가스 로딩/언로딩 시스템을 가지는 액화천연가스운반선

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2446981C1 true RU2446981C1 (ru) 2012-04-10

Family

ID=41114114

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010137428/11A RU2446981C1 (ru) 2008-03-28 2008-10-22 Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8375875B2 (ru)
JP (1) JP5165068B2 (ru)
KR (1) KR100991994B1 (ru)
CN (1) CN101965290B (ru)
CA (1) CA2718312C (ru)
RU (1) RU2446981C1 (ru)
WO (1) WO2009119953A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113443117A (zh) * 2020-03-26 2021-09-28 南通中集太平洋海洋工程有限公司 液货船及其液货加热系统
RU2770338C2 (ru) * 2017-05-05 2022-04-15 Газтранспорт Эт Технигаз Установка для хранения сжиженного газа
RU2799152C1 (ru) * 2020-06-15 2023-07-04 Газтранспорт Эт Технигаз Хранилище сжиженного газа, судно, включающее хранилище, система перемещения холодного жидкого продукта на судне и способ погрузки или разгрузки судна

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101022409B1 (ko) * 2008-09-01 2011-03-15 대우조선해양 주식회사 중간적재 가능 탱크를 갖춘 부유식 구조물
KR101599297B1 (ko) * 2009-09-09 2016-03-04 대우조선해양 주식회사 이송 파이프 라인을 갖춘 부유식 구조물
KR101122350B1 (ko) * 2009-12-18 2012-03-23 에스티엑스조선해양 주식회사 쌍동선형 엘엔지 플로터
JP5578921B2 (ja) * 2010-04-23 2014-08-27 三菱重工業株式会社 浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備および液化天然ガス生産貯蔵積出方法
JP5769445B2 (ja) * 2011-02-25 2015-08-26 三菱重工業株式会社 液化天然ガス貯蔵・運搬船及び液化天然ガス貯蔵・運搬船の余剰ガス発生抑制方法
US8915203B2 (en) 2011-05-18 2014-12-23 Exxonmobil Upstream Research Company Transporting liquefied natural gas (LNG)
EP2743171A4 (en) * 2011-08-13 2016-01-20 Nobuyoshi Morimoto LIQUID NATURAL GAS VEHICLES
US9315242B2 (en) 2012-01-18 2016-04-19 Intermoor Inc. Releasable mooring systems and methods for drilling vessels
BR112014026125B1 (pt) * 2012-04-20 2021-08-10 Single Buoy Moorings Inc Usina de gnl flutuante que compreende um primeiro e um segundo transportador de gnl convertido e método para converter um primeiro e segundo transportador de gnl na usina de gnlflutuante
CN102654239B (zh) * 2012-05-22 2014-07-30 中国海洋石油总公司 液化天然气接收终端的气化系统
WO2014021761A2 (en) 2012-08-02 2014-02-06 Telefonaktiebolaget L M Ericsson (Publ) A node and method for handing over a sub-set of bearers to enable multiple connectivity of a terminal towards several base stations
FR3004513B1 (fr) * 2013-04-11 2015-04-03 Gaztransp Et Technigaz Procede et systeme de traitement et d'acheminement de gaz naturel vers un equipement de production d'energie pour la propulsion d'un navire
KR101797199B1 (ko) * 2013-04-12 2017-11-13 엑셀러레이트 리쿼팩션 솔루션즈, 엘엘씨 천연 가스의 부유식 부둣가 액화를 위한 시스템 및 방법
FR3006661B1 (fr) * 2013-06-07 2018-02-02 Gaztransport Et Technigaz Procede de fabrication d'une caisse autoporteuse pour l'isolation thermique d'une cuve de stockage d'un fluide et caisse autoporteuse ainsi realisee
JP6220164B2 (ja) * 2013-06-19 2017-10-25 川崎重工業株式会社 二重殻タンクおよび液化ガス運搬船
JP6381872B2 (ja) * 2013-07-03 2018-08-29 信吉 森元 長大海上浮体設備
US9598152B2 (en) 2014-04-01 2017-03-21 Moran Towing Corporation Articulated conduit systems and uses thereof for fluid transfer between two vessels
KR101584586B1 (ko) * 2014-04-18 2016-01-11 원엔지니어링(주) 원유 운반선의 원유 언로딩 시스템(unloading system)을 위한 a.u.s rack - type 콘트롤 장치
KR102297866B1 (ko) * 2015-04-01 2021-09-03 대우조선해양 주식회사 Flng 및 flng용 저장탱크 내부의 액화천연가스 양 제어 방법
CN104890820A (zh) * 2015-07-01 2015-09-09 中国船舶工业集团公司第七〇八研究所 一种适应恶劣海况的浮式液化天然气生产储卸装置
CA3006957C (en) 2015-12-14 2020-09-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method of natural gas liquefaction on lng carriers storing liquid nitrogen
KR20180095724A (ko) * 2016-01-12 2018-08-27 엑셀러레이트 리쿼팩션 솔루션즈, 엘엘씨 천연가스 액화 선박
FI3528621T3 (fi) * 2016-10-19 2023-10-20 Ame2 Pte Ltd Järjestelmä ja menetelmä vesiviljelyyn kelluvan, suljetun koteloviljelyn avulla
US11247752B2 (en) * 2017-10-16 2022-02-15 Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha Double-shell tank and ship
KR102450533B1 (ko) * 2018-01-25 2022-10-05 한국조선해양 주식회사 휘발성 유기화합물 처리 시스템 및 선박
JP6574321B1 (ja) * 2019-02-15 2019-09-11 石油資源開発株式会社 浮体式低温液化ガス充填設備及びこれを用いた低温液化ガス配送方法
JP7561574B2 (ja) 2020-10-28 2024-10-04 三菱造船株式会社 浮体、液化二酸化炭素の積込方法、液化二酸化炭素の揚荷方法
CN114857485A (zh) * 2021-02-03 2022-08-05 中国石油天然气集团有限公司 组合式fsru设备
KR20240058370A (ko) 2022-10-26 2024-05-03 강평호 다종의 연료를 충전할 수 있는 복합 벙커링선

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999047869A1 (en) * 1998-03-18 1999-09-23 Mobil Oil Corporation Regasification of lng aboard a transport vessel
KR100305513B1 (ko) * 1993-04-09 2001-11-22 타케이 토시후미 자립형액화가스저장탱크및액화가스운반선
RU2335426C1 (ru) * 2007-01-09 2008-10-10 Сергей Петрович Алексеев Судно для транспортировки сжиженного газа

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5020487A (ru) * 1973-06-27 1975-03-04
JPS60176887A (ja) * 1984-02-23 1985-09-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 液化ガス運搬船
US5727492A (en) * 1996-09-16 1998-03-17 Marinex International Inc. Liquefied natural gas tank and containment system
NO315194B1 (no) * 1998-01-30 2003-07-28 Navion As Fremgangsmåte og system for eksport av LNG og kondensat fra et flytende produksjons-, lagrings- og lossefartöy
NO20011524L (no) * 2001-03-23 2002-09-24 Leif Hoeegh & Co Asa Fartöy og lossesystem
US6546739B2 (en) 2001-05-23 2003-04-15 Exmar Offshore Company Method and apparatus for offshore LNG regasification
JP4738742B2 (ja) * 2002-03-29 2011-08-03 エクセルレイト・エナジー・リミテッド・パートナーシップ Ｌｎｇ運搬体上におけるｌｎｇの再ガス化方法及び装置
KR100478809B1 (ko) * 2002-07-08 2005-03-24 김영수 엘엔지 알브이선에서 기화기의 설치방법
US7004095B2 (en) * 2003-12-23 2006-02-28 Single Buoy Moorings, Inc. Cargo venting system
US7137345B2 (en) * 2004-01-09 2006-11-21 Conocophillips Company High volume liquid containment system for ships
KR100747232B1 (ko) * 2006-10-04 2007-08-07 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 장치 및 방법과 이 장치가 장착된 ｌｎｇ운반선
KR100827398B1 (ko) 2007-07-05 2008-05-07 삼성중공업 주식회사 혼합 형태 화물창을 갖는 액화천연가스운반선
JP4316638B2 (ja) * 2007-07-10 2009-08-19 信吉 森元 液化天然ガス運搬船およびの液化天然ガスの海上輸送方法
JP5578921B2 (ja) * 2010-04-23 2014-08-27 三菱重工業株式会社 浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備および液化天然ガス生産貯蔵積出方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100305513B1 (ko) * 1993-04-09 2001-11-22 타케이 토시후미 자립형액화가스저장탱크및액화가스운반선
WO1999047869A1 (en) * 1998-03-18 1999-09-23 Mobil Oil Corporation Regasification of lng aboard a transport vessel
RU2335426C1 (ru) * 2007-01-09 2008-10-10 Сергей Петрович Алексеев Судно для транспортировки сжиженного газа

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2770338C2 (ru) * 2017-05-05 2022-04-15 Газтранспорт Эт Технигаз Установка для хранения сжиженного газа
CN113443117A (zh) * 2020-03-26 2021-09-28 南通中集太平洋海洋工程有限公司 液货船及其液货加热系统
RU2799152C1 (ru) * 2020-06-15 2023-07-04 Газтранспорт Эт Технигаз Хранилище сжиженного газа, судно, включающее хранилище, система перемещения холодного жидкого продукта на судне и способ погрузки или разгрузки судна

Also Published As

Publication number Publication date
CA2718312C (en) 2012-05-22
CN101965290B (zh) 2014-10-01
CN101965290A (zh) 2011-02-02
JP5165068B2 (ja) 2013-03-21
KR20090103242A (ko) 2009-10-01
JP2011513140A (ja) 2011-04-28
CA2718312A1 (en) 2009-10-01
KR100991994B1 (ko) 2010-11-04
WO2009119953A1 (en) 2009-10-01
US8375875B2 (en) 2013-02-19
US20110011329A1 (en) 2011-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2446981C1 (ru) Танкер для сжиженного природного газа с системой его погрузки и разгрузки
US10359229B2 (en) Floating liquefied natural gas commissioning system and method
US7360367B2 (en) Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods
US7726359B2 (en) Method for transferring a cryogenic fluid
US20120324910A1 (en) Articulated Tug and Barge Arrangement for LNG Storage, Transportation and Regasification
AU2017207324B2 (en) Natural gas liquefaction vessel
KR100676615B1 (ko) 해상 부유 구조물을 이용한 ｌｎｇ 재기화 시스템 및 방법
KR101388871B1 (ko) 가스 및 전기 생산설비가 구비된 부유식 엘엔지 급유시설
US20140290281A1 (en) Articulated tug and barge arrangement for LNG storage, transportation and regasification
US7726358B2 (en) Method for loading LNG on a floating vessel
KR200476889Y1 (ko) 카고 탱크의 가스 배출 장치
KR20140086204A (ko) 액화천연가스 재기화 장치
KR100779779B1 (ko) Ｌｎｇ 재기화 선박용 해상 ｌｎｇ 재기화 시스템의취급방법
KR20200086965A (ko) 액화가스 이송 방법 및 시스템
KR20110087464A (ko) 증발가스 처리장치 및 방법
KR100701398B1 (ko) Ｌｎｇ 재기화 선박의 터릿에 설치되는 선체 변형 방지용 스프레이 장치 및 상기 스프레이 장치를 이용한 선체 변형 방지 방법
KR102262123B1 (ko) 액체화물 수송 시스템
KR102130715B1 (ko) 선박의 연안 가스 테스트 방법
KR20240142770A (ko) 선박의 파이프 지지 장치
KR100747378B1 (ko) 터릿에 설치되는 압력감소장치를 구비한 ｌｎｇ 선박
KR20150105711A (ko) Lng 저장탱크 워밍 업 장치
KR20070008802A (ko) 어퍼 데크에 계류 장치를 갖는 액화 천연가스 운반선
KR20220010684A (ko) 선박
KR102117377B1 (ko) 선박의 액화공정 테스트용 가스공급 모듈
KR100804907B1 (ko) Ｌｎｇ 재기화 선박의 라이저 장치 및 그것의 설치방법