WO2020090085A1 - 液化天然ガスの出荷方法 - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to a technique for shipping liquefied natural gas from a floating facility installed on water to a transportation ship.
  • NG natural gas
  • a floating body such as a hull is arranged on the ocean near the gas field, and an NG liquefying device is provided on the floating body.
  • a floating body facility called FLNG (Floating LNG) is known.
  • Liquefied Natural Gas (LNG: Liquefied Natural Gas) flowing out from the liquefaction device is stored in a storage tank provided in the floating body and then shipped to a consuming place via a transportation ship such as an LNG tanker.
  • LNG shipped from the floating equipment to the transport ship partially evaporates due to heat input from the transport ship side and generates boil-off gas (BOG).
  • BOG generated on the transportation ship is returned to the floating equipment side and then used as fuel gas or reliquefied by a liquefying device to become LNG.
  • surplus BOG that exceeds the throughput of the liquefaction device may be burned in the flare stack.
  • Patent Document 1 a gas engine that drives a generator by using BOG generated on the storage tank side as fuel when unloading LNG from a transport ship (LNG tanker) to a storage tank provided on the ground.
  • LNG tanker transport ship
  • Patent Document 1 does not describe a technique for coping with an increase in the amount of BOG generated in a floating facility isolated from the surroundings without providing a special device.
  • the present invention has been made under such a background, and provides a technique for dealing with the surplus of BOG generated when shipping liquefied natural gas to a transportation ship.
  • the method for shipping liquefied natural gas of the present invention is a method for shipping liquefied natural gas from a floating facility placed on water to a transport ship,
  • the floating equipment comprises a liquefaction device for liquefying natural gas received from the underwater side, and a storage tank for storing liquefied natural gas liquefied by the liquefaction device, A receiving amount reducing step of reducing the receiving amount of natural gas to the liquefying device before starting the shipment of the liquefied natural gas;
  • the method for shipping liquefied natural gas may have the following features.
  • C During the implementation of the shipping step, the boil-off gas received from the transport ship side is supplied with a quantity of boil-off gas larger than the volume of the vapor phase space in the storage tank, which increases with the shipment of the liquefied gas. Include a BOG storage step that returns to storage.
  • the pressure in the storage tank is increased as compared with other periods.
  • a storage tank pressure reducing step of reducing the pressure in the storage tank to reduce the vapor pressure and temperature of the liquefied natural gas shipped from the storage tank is included.
  • the present invention reduces the amount of natural gas received from the underwater side to the liquefaction device before starting the shipment of the liquefied natural gas to the transport ship, the processing capacity of the liquefaction device increases and The amount of surplus BOG that cannot be processed can be suppressed.
  • FIG. 6 is a block diagram of a liquefaction device and the like provided in the FLNG. It is explanatory drawing which shows the flow of the process implemented by the said FLNG with LNG shipment.
  • FIG. 1 and FIG. 2 are schematic configuration views of the FLNG1 viewed from the side surface side and the upper surface side, respectively.
  • the FLNG 1 of this example has a configuration in which the liquefaction device 2, the utility section 202, and the housing section 13 are arranged on a hull 11 having a plane shape that is longer in the ship length direction than in the ship width direction. There is.
  • a turret support portion 123 is provided on the bow of the hull 11 so as to project laterally forward of the bow, and a turret 12 for mooring the hull 11 is installed on the turret support portion 123.
  • a plurality of mooring lines 122 for mooring the hull 11 are provided so as to extend toward the bottom of the water.
  • the turret 12 is connected to a riser 121 for underwater transportation of NG produced in a gas field at the bottom of the water.
  • the NG received from the riser 121 is supplied to the liquefaction device 2 provided on the hull 11.
  • the liquefaction device 2 When the bow provided with the turret 12 is one end side of the hull 11, the liquefaction device 2, the utility section 202, and the living section 13 are arranged on the hull 11 from one end side in the ship length direction toward the other end side. They are arranged in order.
  • a device group included in each of the units 21 to 26 described later with reference to FIG. 3 is arranged on the hull 11 in a state of being divided into a plurality of modules.
  • the module is a division unit configured by incorporating a part or all of the device groups included in the respective units 21 to 26 in a common frame.
  • the pipe rack unit 201 is a frame structure that holds a pipe group through which various fluids handled in the liquefaction device 2 flow.
  • the hull 11 of the FLNG 1 includes a turbine for power generation, a generator, a power source of the turbine, a boiler for generating steam that becomes a heat source of each distillation column, or a heating system for heating a heat medium such as hot water or hot oil.
  • the utility equipment group of is provided. In the FLNG 1 of this example, these utility device groups are arranged in a cohesive area. Hereinafter, the utility device group collectively arranged in the area will be referred to as a utility unit 202.
  • the hull 11 is provided with a living part 13 in which a worker who operates the FLNG 1 or the like lives.
  • the living part 13 is composed of a multi-storey reinforced concrete building or a steel-framed concrete building.
  • a flare stack 14 for burning the gas discharged from the FLNG 1 is arranged on the starboard side bow of the hull 11 farthest from the living part 13.
  • the flare stack 14 is provided inside the hull 11 on the port side of the hull 11 opposite to the starboard side, for example, in the central region of the hull 11 in the ship length direction.
  • a shipping facility 15 for shipping LNG from a storage tank 110 (not shown in FIGS. 1 and 2) to an LNG tanker (transport ship) 3 is provided.
  • a side of the area where the shipping facility 15 is provided is a port position where the LNG tanker 3 is ported to the FLNG 1.
  • the pretreatment unit 22 removes acidic gas (carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc.), water, and mercury.
  • the natural gas from which the impurities have been removed is separated by distillation in the distillation section 23 into methane and heavy hydrocarbons which are liquid hydrocarbon components having 2 or more carbon atoms.
  • the pretreatment unit 22 is also subjected to a treatment of sequentially distilling and separating heavy hydrocarbons having 2 or more carbons separated from methane to obtain ethane, propane, butane and the like. Of the heavy hydrocarbons separated in this way, a relatively light fraction having 4 or less carbon atoms may be reinjected into the LNG.
  • a main cryogenic heat exchanger (MCHE: Main Cryogenic Heat Exchanger) for liquefying methane using a main refrigerant (mixed refrigerant or nitrogen refrigerant composed of methane, ethane, propane, butane, nitrogen, etc.) Is provided.
  • the main cryogenic heat exchanger (MCHE) is a spiral wound type or cold box type heat exchanger.
  • the LNG Immediately after being liquefied in the liquefying unit 24, the LNG has a higher pressure and a higher temperature than the storage conditions in the storage tank 110. Therefore, the pressure of the LNG is reduced to the pressure of the storage tank 110, and a part of the LNG is vaporized (end flush) to adjust the temperature and the components of the light components.
  • the LNG whose temperature, pressure, and components have been adjusted by the end flash is sent to, for example, a storage tank 110 provided inside the hull 11. ..
  • the end flash gas and the gas evaporated from the LNG in the storage tank 110 are boosted as BOG by the booster unit 26 including a compressor. Part of the BOG is used as fuel gas, and the rest is returned to the inlet side of the liquefaction unit 24 and reliquefied.
  • the line that receives BOG from the storage tank 110 to the booster 26 can also be used as a line that sends the gas returned from the LNG tanker 3 to the storage tank 110.
  • the pressure of the end flash gas may be increased in the end flash unit 25 and merged with the BOG pressure increased in the pressure increase unit 26 to obtain the fuel gas. Further, excess BOG that exceeds the processing capacity of the liquefaction unit 24 may be burned in the flare stack 14.
  • the LNG stored in the storage tank 110 is shipped to the LNG tanker 3.
  • the LNG tanker 3 is ported to the port side, the shipping facility 15 is connected to the LNG tanker 3, and then the LNG pump 111 provided in the storage tank 110 is used to transfer the LNG to the LNG tanker 3. To start shipping.
  • the BOG generated in the storage tank on the side of the LNG tanker 3 and the BOG extruded from this storage tank are combined, the pressure is increased by a compressor (not shown) provided in the LNG tanker 3, and then the air is sent to the FLNG 1 side.
  • a part of the BOG may be used as fuel for the LNG tanker 3.
  • the BOG from the LNG tanker 3 side is returned to the FLNG 1 via the shipping facility 15 described above, and merges with the BOG generated on the FLNG 1 side.
  • the BOG generated on the LNG tanker 3 side at the time of shipping the LNG is returned to the FLNG1 and used as a fuel gas or reliquefied together with the BOG generated in the FLNG1.
  • the amount of BOG returned from the LNG tanker 3 is large compared to the amount of BOG generated in the FLNG 1, the entire amount can be processed only by increasing the amount of fuel gas used and the amount of reliquefaction in the liquefaction unit 24. It may not be possible to cut it.
  • BOG that cannot be processed will be burned in the flare stack 14.
  • a liquefaction unit 24 having a sufficient processing capacity may be installed in anticipation of reliquefaction of the BOG returned from the LNG tanker 3.
  • BOG re-liquefaction equipment may be installed.
  • the FLNG 1 of this example reduces the processing of the BOG returned from the LNG tanker 3 in the flare stack 14 by performing operation adjustment.
  • FIG. 4 the contents of the processing executed as the BOG surplus countermeasure at the time of LNG shipping will be described.
  • the FLNG1 receives, for example, the NG corresponding to the designed flow rate of the liquefaction device 2 from the riser 121. Then, in the preparatory stage before the start of shipment of LNG, the opening amount of the choke valve 124 provided on the seabed upstream of the riser 121 is adjusted to reduce the amount of NG received. Along with this operation, the load on the liquefaction unit 24 is reduced, and the production amount of LNG is reduced (process P2 :: acceptance amount reduction step).
  • the LNG shipping schedule is set, for example, up to several weeks in advance. Therefore, the operation of reducing the amount of NG received is started about one day to half a day before the shipment, and the load on the liquefaction unit 24 is set to be in a reduced state when the shipment of the LNG is started.
  • the surplus processing capacity of the liquefaction unit 24 obtained by reducing the amount of NG received can be used as the surplus processing capacity of the BOG returned from the LNG tanker 3 when the LNG is shipped.
  • the reduction amount of NG received from the riser 121 corresponds to an amount within a range of ⁇ 10% of the amount corresponding to LNG obtained by reliquefying BOG returned from the LNG tanker 3 at the time of shipping LNG. It can be illustrated by way of example.
  • the storage pressure of LNG stored in the storage tank 110 may be lowered to lower the vapor pressure and temperature of LNG (Process P3: storage tank pressure reduction).
  • Process For example, normally, when the pressure in the storage tank 110 is set within the range of 0.06 to 0.10 barg, the pressure is reduced to about 0.01 barg, which is less than 0.06 barg, before the shipment of LNG is started. ..
  • the pressure of the storage tank 110 As a method of reducing the pressure of the storage tank 110, it can be carried out by increasing the amount of vaporization generated in the storage tank 110 and the end flash section 25 within the processing capacity of the booster section 26 and the liquefaction section 24.
  • the vapor pressure of the stored LNG By reducing the pressure of the storage tank 110, the vapor pressure of the stored LNG can be lowered, and the liquid temperature of LN can be lowered to a temperature corresponding to the vapor pressure.
  • the shipping flow rate is often set within the range of 10000 to 12000 m 3 / h.
  • the shipping flow rate may be set to 5000 m 3 / h within the range of 3000 to 7500 m 3 / h. Since there is a proportional relationship between the LNG shipping flow rate and the BOG flow rate returned from the LNG tanker 3, it is possible to reduce the BOG returned to the FLNG 1 by reducing the shipping flow rate.
  • the shipping time which becomes longer as the LNG shipping flow rate is reduced, may be absorbed by adjusting the operation schedule of the LNG tanker 3.
  • the vapor pressure of LNG discharged toward the LNG tanker 3 decreases with the execution of the above-described process P3, so that the LNG tanker 3 is compared with the LNG without the process P3.
  • BOG hardly occurs on the side.
  • the LNG pressure in the storage tank on the LNG tanker 3 side is usually 0.06 to 0.10 barg, but the pressure on the FLNG1 side is lowered to less than 0.06 barg in the process P3.
  • the amount of BOG generated on the LNG tanker 3 side can be reduced by the pressure difference between the storage tank 110 on the FLNG 1 side and the storage tank on the LNG tanker 3. Further, even if the LNG temperature is lowered in the process P3, BOG is less likely to occur on the LNG tanker 3 side as compared with LNG in which the process P3 is not performed.
  • the BOG returned from the LNG tanker 3 can be treated almost entirely in the liquefying unit 24 whose load has been reduced by reducing the NG acceptance amount in the treatment P1 (treatment P5-1: re-treatment). Liquefaction process).
  • treatment P1 treatment P5-1: re-treatment
  • Liquefaction process the amount of end flash gas generated in the end flash unit 25 is also reduced.
  • the total amount of the end flash gas and the BOG is reduced, so that the flare stack 14 is further suppressed in the opportunity to carry out combustion disposal of the excess BOG.
  • the BOG can be sent to the storage tank 110.
  • a part of the BOG returned from the LNG tanker 3 merges with the LNG transferred from the end flash unit 25 toward the storage tank 110.
  • the vapor phase space increases with the shipment of LNG, so the BOG received in the storage tank 110 is stored in this vapor phase space. From this point of view, it can be said that the storage tank 110 is utilized as a pressure storage tank that stores the pressure of surplus BOG.
  • the normal set pressure of the storage tank 110 on the FLNG1 side is 0.06 to 0.10 barg, and the set pressure is increased during the period in which the BOG is returned from the LNG tanker 3 to the FLNG1. ..
  • the design pressure of the storage tank 110 is set to about 0.25 barg.
  • the set pressure of the storage tank 110 may be set to a value higher than the normal set pressure and less than 0.25 barg.
  • the storage tank 110 can also be designed on the assumption that it will be used as a pressure storage tank. According to the new design standard in this case, the design pressure of the storage tank 110 can be increased to, for example, 0.69 barg. In the storage tank 110 designed based on such a new design standard, the set pressure of the storage tank 110 can be set to a value higher than the normal set pressure and less than 0.69 barg.
  • the NG acceptance amount is returned to the original value, and the LNG production amount is adjusted. Further, the BOG stored in the storage tank 110 is used as fuel gas, or is fed to the liquefying unit 24 to be reliquefied, and the pressure in the storage tank 110 is returned to the normal set pressure (process P6).
  • the FLNG 1 returns to the normal operation, it waits for the next LNG shipment timing (process P1).
  • the LNG shipping method according to the present embodiment has the following effects. Before the shipment of LNG to FLNG1 is started, the amount of NG received from the underwater side to the liquefaction device 2 is reduced, so the processing capacity of the liquefaction device 2 (liquefaction unit 24) increases, and the liquefaction device 2 concerned The amount of surplus BOG that cannot be processed can be suppressed.
  • the LNG shipping method of the present example is a technique suitable for solving the problem (the surplus of BOG at the time of shipping LNG) peculiar to FLNG1 which is a floating body facility.
  • the configuration example of the FLNG 1 to which the LNG shipping method of this example is applied can be appropriately changed.
  • an external type (external turret) FLNG1 in which the turret 12 is provided outside the main body of the hull 11 illustrated in FIGS. 1 and 2 an internal type (intermediate type) in which the turret 12 is provided inside the main body of the hull 11 is used.
  • FLNG1 of Narutaretto instead of the end flash section 25 having a configuration independent of the storage tank 110 shown in FIG. 3, the end flash section 25 can be integrated with the storage tank 110.
  • the layout of the liquefying device 2, the utility section 202, the living section 13 and the like arranged on the hull 11 can be appropriately changed.
  • LNG is transported with the pressure in the storage tank on the LNG tanker 3 side set to a pressure lower than 0.06 to 0.10 barg, and the LNG tanker is ported to the LSU tanker. After connecting the shipping equipment on the 3rd side, the LNG is shipped. Also in this example, by shipping LNG having a low vapor pressure and a low temperature, it is possible to suppress the generation of BOG in the FSU / FSRU.
  • the set pressure on the FSU / FSRU side may be set to a value higher than the set pressure at the normal time and within a range of less than 0.25 barg. Further, in the storage tank designed based on the above-mentioned new design standard, it is possible to set the pressure higher than the normal set pressure and less than 0.69 barg. Even in these cases, the pressure difference is larger than that in the normal operation, and by accumulating the BOG in the storage tank, it is possible to reduce the chance of burning and disposing of the surplus BOG in the flare stack.

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Abstract

【課題】輸送船へ向けて液化天然ガスを出荷する際に発生するボイルオフガスの余剰に対処する技術を提供する。 【解決手段】水上に配置され、天然ガスを液化する液化装置２を備えた浮体設備１から輸送船３へ液化天然ガスを出荷するにあたり、受入量低減工程では液化天然ガスの出荷を開始する前に、液化装置２への天然ガスの受け入れ量を低減し、出荷工程では貯槽１１０から輸送船３へ向けて液化天然ガスを出荷する。再液化工程では液化天然ガスの出荷の際に、輸送船３側で発生したボイルオフガスを液化装置２に受け入れて再液化する。

Description

液化天然ガスの出荷方法
　本発明は、水上に配置された浮体設備から輸送船へ向けて液化天然ガスを出荷する技術に関する。
　水底のガス田から産出された天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）の液化処理を行う設備として、ガス田近くの洋上に船体などの浮体部を配置し、当該浮体部上にＮＧの液化装置を設けたＦＬＮＧ（Floating LNG）と呼ばれる浮体設備が知られている。　
　液化装置から流出する液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）は、浮体部内に設けられた貯槽内に貯蔵された後、ＬＮＧタンカーなどの輸送船を介して消費地へ向けて出荷される。
　浮体設備から輸送船へと出荷されたＬＮＧは、輸送船側からの入熱などによりその一部が気化してボイルオフガス（ＢＯＧ：Boil Off Gas）を生成する。輸送船にて発生したＢＯＧは、浮体設備側へ返送された後、燃料ガスとして使用される、または液化装置にて再液化してＬＮＧとなる。また、液化装置の処理量を超える余剰のＢＯＧは、フレアスタックにて燃焼される場合もある。
　しかしながら、浮体設備は人が居住する沿岸地域から目視可能な位置に設けられる場合もあり、フレアスタックの炎が大きくなる機会をできる限り少なく抑えることが要請されている場合もある。また、環境への影響の観点からもフレアスタックにおけるＢＯＧの燃焼は抑制することが好ましい。
　ここで特許文献１には、輸送船（ＬＮＧタンカー）から、地上に設けられた貯蔵タンクに対し、ＬＮＧの荷揚げを行う際に貯蔵タンク側で発生するＢＯＧを燃料として発電機を駆動するガスエンジンを設けた受入設備が記載されている。　
　しかしながら周囲から隔絶された浮体設備にて、特別な機器を設けずにＢＯＧ発生量の増加に対応する技術は、特許文献１には記載されていない。
国際公開第２０１５／１２８９０号公報
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、輸送船へ向けて液化天然ガスを出荷する際に発生するＢＯＧの余剰に対処する技術を提供する。
　本発明の液化天然ガスの出荷方法は、水上に配置された浮体設備から輸送船への液化天然ガスの出荷方法であって、
　前記浮体設備は、水中側から受け入れた天然ガスを液化する液化装置と、前記液化装置にて液化された液化天然ガスを貯蔵する貯槽とを備えることと、
　前記液化天然ガスの出荷を開始する前に、前記液化装置への天然ガスの受け入れ量を低減する受入量低減工程と、
　前記貯槽から輸送船へ向けて液化天然ガスを出荷する出荷工程と、
　前記液化天然ガスの出荷の際に、前記輸送船側で発生したボイルオフガスを前記液化装置に受け入れて再液化する再液化工程と、を含むことと、を特徴とする。
　前記液化天然ガスの出荷方法は以下の特徴を備えてもよい。　
（ａ）前記受入量低減工程では、前記ボイルオフガスを再液化して得られる液化天然ガスに相当する量の±１０％の範囲内で天然ガスの受け入れを低減すること。　
（ｂ）前記出荷工程では、前記液化天然ガスの出荷流量を、３０００～７５００ｍ３／ｈの範囲内の値に調節すること。　
（ｃ）　前記出荷工程の実施時、前記輸送船側から受け入れたボイルオフガスのうち、前記液化ガスの出荷に伴って増加する前記貯槽内の気相空間の容積よりも多い量のボイルオフガスを、前記貯槽に戻すＢＯＧ貯蔵工程を含むこと。前記ＢＯＧ貯蔵工程を実施する期間中は、他の期間と比較して前記貯槽内の圧力を上昇させること。　
（ｄ）前記液化天然ガスの出荷を開始する前に、前記貯槽から出荷される液化天然ガスの蒸気圧及び温度を低下させるため、前記貯槽内の圧力を低下させる貯槽圧力低減工程を含むこと。
　本発明は、輸送船への液化天然ガスの出荷を開始する前に、水中側から液化装置への天然ガスの受け入れ量を低減するので、液化装置の処理余力が増加し、当該液化装置にて処理しきれない余剰のＢＯＧの発生量を抑えることができる。
実施の形態に係るＦＬＮＧの側面図である。 前記ＦＬＮＧの平面図である。 前記ＦＬＮＧに設けられている液化装置などのブロック図である。 ＬＮＧ出荷に伴って前記ＦＬＮＧにて実施される処理の流れを示す説明図である。
　はじめに、図１～図３を参照しながら、本例のＬＮＧの出荷方法が適用されるＦＬＮＧ１の構成例について説明する。図１、図２は、各々、ＦＬＮＧ１を側面側及び上面側から見た概略構成図である。　
　図２に示すように、本例のＦＬＮＧ１は、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有する船体１１上に、液化装置２、ユーティリティ部２０２、及び居住部１３を配置した構成となっている。
　船体１１の船首には、当該船首よりも前方へ向けて横方向に突出するようにタレット支持部１２３が設けられ、当該タレット支持部１２３には船体１１を係留するためのタレット１２が設置されている。　
　タレット１２からは、船体１１を係留するめの複数本の係留索１２２が水底に向けて伸び出すように設けられている。またタレット１２には、水底のガス田にて産出されたＮＧの水中輸送を行うライザー１２１が接続されている。このライザー１２１から受け入れたＮＧが、船体１１上に設けられた液化装置２に供給される。
　タレット１２が設けられている船首を船体１１の一端側としたとき、船体１１上には、船長方向の一端側から他端側に向けて液化装置２、ユーティリティ部２０２、及び居住部１３がこの順で配置されている。　
　ここで、液化装置２は、図３を用いて後述する各部２１～２６に含まれる機器群が、複数のモジュールに分けられた状態で船体１１上に配置されている。モジュールは、共通の架構内に、それぞれ各部２１～２６に含まれる機器群の一部または全部を組み込んで構成された区分単位である。各モジュール内には、塔槽や熱交換器などの静機器、ポンプなどの動機器、各静機器と動機器の間や、パイプラック部２０１側の配管との間を接続する接続配管などの多数の機器群が配置される。ここでパイプラック部２０１は、液化装置２内で取り扱われる各種の流体が流れる配管群を保持する架構構造体である。
　また、ＦＬＮＧ１の船体１１には、発電用のタービンや発電機、前記タービンの動力源、各蒸留塔の熱源となる蒸気を発生させるボイラーまたは温水、ホットオイルなどの熱媒を加熱する加熱システムなどのユーティリティ機器群が設けられている。本例のＦＬＮＧ１においては、これらのユーティリティ機器群は、まとまった領域に配置されている。以下、当該領域にまとまって配置されたユーティリティ機器群をユーティリティ部２０２と呼ぶ。
　さらに、船体１１には、ＦＬＮＧ１のオペレーションなどを行う作業員が居住する居住部１３が設けられている。例えば居住部１３は、複数階建ての鉄筋コンクリート建屋や鉄骨コンクリート建屋によって構成されている。　
　この他、居住部１３から最も遠い、船体１１の右舷側の船首には、ＦＬＮＧ１から排出されたガスを燃焼させるフレアスタック１４が配置されている。
　また、図２に示すように、フレアスタック１４が設けられている右舷側とは反対の船体１１の左舷側であって、例えば船体１１の船長方向の中央領域には、船体１１内に形成された貯槽１１０（図１、図２においては不図示）からＬＮＧタンカー（輸送船）３へ向けてＬＮＧを出荷するための出荷設備１５が設けられている。出荷設備１５が設けられている領域の側方は、ＦＬＮＧ１に対してＬＮＧタンカー３を接舷させる接舷位置となる。
　次に図３を参照しながら、液化装置２の概要について説明する。ライザー１２１を介して水中側から受け入れたＮＧは、気液分離部２１にてＮＧ中に含まれる液体が分離される。次いで、前処理部２２にて酸性ガス（二酸化炭素や硫化水素など）や水分、水銀が除去される。　
　不純物が除去された天然ガスは蒸留部２３にて、メタンと炭素数２以上の液体炭化水素成分である重質炭化水素とに蒸留分離される。また前処理部２２には、メタンと分離された炭素数２以上の重質炭化水素を順次、蒸留分離してエタン、プロパンやブタンなどを得る処理も行われる。こうして分離された重質炭化水素のうち炭素数４以下の比較的に軽質である留分はＬＮＧに再注入される場合もある。
　蒸留部２３にて分離されたメタンは、液化部２４にて冷却・液化されて液化天然ガス（ＬＮＧ）となる。液化部２４には、主冷媒（メタン、エタン、プロパン、ブタン及び窒素などからなる混合冷媒又は窒素冷媒）を用いてメタンを液化するための主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ：Main Cryogenic Heat Exchanger）が設けられている。なお、主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）とは、スパイラルワウンド型またはコールドボックス型などの熱交換器をいう。
　液化部２４にて液化された直後のＬＮＧは、貯槽１１０内の貯蔵する条件よりも高圧かつ高温である。そこでＬＮＧの圧力を貯槽１１０の圧力にまで減圧すると共に、ＬＮＧの一部を気化（エンドフラッシュ）させ、温度調整及び軽質分の成分調整を行う。エンドフラッシュにより、温度、圧力、成分調整が行われたＬＮＧは、例えば船体１１内に設けられている貯槽１１０に送液される。　
　また、エンドフラッシュガスや、貯槽１１０内にてＬＮＧから蒸発したガスは、ＢＯＧとしてコンプレッサーなどからなる昇圧部２６にて昇圧される。ＢＯＧの一部は、燃料ガスとして使用され、残りは液化部２４の入り口側に戻され再液化される。なお、貯槽１１０から昇圧部２６にＢＯＧを受け入れるラインは、ＬＮＧタンカー３から返送されるガスを貯槽１１０に送気するラインとしても利用することができる。また、図３に示す例に替えて、エンドフラッシュガスの昇圧はエンドフラッシュ部２５内にて行い、昇圧部２６にて昇圧されたＢＯＧと合流させて燃料ガスを得る場合もある。　
　さらに、液化部２４の処理能力を超える余剰なＢＯＧは、フレアスタック１４にて燃焼される場合もある。
　上述の構成を備えるＦＬＮＧ１において、貯槽１１０内に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧタンカー３に向けて出荷される。　
　ＬＮＧの出荷時においては、接舷位置にＬＮＧタンカー３を接舷させ、出荷設備１５をＬＮＧタンカー３に接続した後、貯槽１１０内に設けられたＬＮＧポンプ１１１を用いてＬＮＧタンカー３へのＬＮＧの出荷を開始する。
　ここでＬＮＧの出荷を行っていない通常時において、貯槽１１０では（ｉ）貯槽１１０に対する自然入熱、（ｉｉ）貯槽１１０に向けてＬＮＧを払い出す配管に対する自然入熱、（ｉｉｉ）ＦＬＮＧ１内でＬＮＧを輸送するポンプ（不図示）が仕事を行うことに伴う入熱などを主要な熱源としてＢＯＧが発生する。
　これらに加え、ＬＮＧの出荷時においては、（ｉｖ）貯槽１１０の輸送ポンプ１１１が仕事をすることに伴う入熱、（ｖ）ＬＮＧの出荷配管や、出荷設備１５を構成するローディングアームに対する自然入熱、（ｖｉ）まだＬＮＧの液温まで低温となっていないＬＮＧタンカー３側の貯槽の壁面を冷却することに伴う入熱などを主要な熱源として、ＬＮＧタンカー３側の貯槽内で多量のＢＯＧが発生する。一方、ＬＮＧタンカー３側の貯槽には、ＦＬＮＧ１から受け入れたＬＮＧが流れ込んでその液位が上昇することから、当該貯槽内のＢＯＧは外部へと押し出される。
　ＬＮＧタンカー３側の貯槽内で発生したＢＯＧと、この貯槽から押し出されたＢＯＧとが合わさり、ＬＮＧタンカー３に備わる不図示のコンプレッサーによって昇圧されたのちにＦＬＮＧ１側へ送気される。なお、当該ＢＯＧの一部は、ＬＮＧタンカー３の燃料として使用されることもある。
　図３に示すように、ＬＮＧタンカー３側からのＢＯＧは、既述の出荷設備１５を介してＦＬＮＧ１に返送され、ＦＬＮＧ１側で発生したＢＯＧと合流する。
　従って、ＬＮＧの出荷時にＬＮＧタンカー３側で発生したＢＯＧはＦＬＮＧ１に返送され、ＦＬＮＧ１内で発生したＢＯＧと共に燃料ガスとして用いられ、または再液化される。一方で、ＦＬＮＧ１内で発生するＢＯＧと比較して、ＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧは多量であるため、燃料ガスの使用量増や液化部２４における再液化量の増加だけでは全量を処理しきれない場合がある。
　処理しきれないＢＯＧは、フレアスタック１４にて燃焼させることになる。しかしながら、フレアスタック１４にて大きな炎が形成されることに伴う不安軽減や環境への影響を抑制する観点から、フレアスタック１４におけるＢＯＧの燃焼をできる限り抑制することが求められることもある。
　フレアスタック１４にて余剰のＢＯＧを燃焼させる機会を低減する手法としては、ＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧの再液化を見越して、処理能力に余裕を持たせた液化部２４を設置する場合や、ＢＯＧの再液化専用の設備を設ける場合が考えられる。しかしながら、これらの対応は、設備投資が必要となるため採用することが困難な場合が多い。　
　そこで本例のＦＬＮＧ１は、運転調整を行うことにより、ＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧのフレアスタック１４での処理を低減する。以下、図４を参照しながら、ＬＮＧ出荷時のＢＯＧ余剰対策として実施される処理の内容について説明する。
　はじめに、通常運転の状態（処理Ｐ１）においては、ＦＬＮＧ１は例えば液化装置２の設計流量に対応するＮＧをライザー１２１から受け入れている。　
　そして、ＬＮＧの出荷開始する前の準備段階にて、ライザー１２１の上流側の海底に設けられているチョーク弁１２４の開度を調節してＮＧの受け入れ量を低減する。この操作に伴い、液化部２４の負荷を低下させ、ＬＮＧの生産量を下げる（処理Ｐ２：：受入量低減工程）。
　ＬＮＧの出荷スケジュールは、例えば数週間先の予定まで決まっている。そこで、出荷を行う前日～半日前を目途にＮＧの受け入れ量の低減操作を開始し、ＬＮＧの出荷を開始する際には、液化部２４の負荷が低下した状態となっているようにする。
　ＮＧの受け入れ量の低減により得られた液化部２４の処理余力は、ＬＮＧの出荷時にＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧの処理余力として利用することができる。この観点で、ライザー１２１から受け入れるＮＧの低減量は、ＬＮＧの出荷時にＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧを再液化して得られるＬＮＧに相当する量の±１０％の範囲内の量に対応させて調節する場合を例示できる。
　また、出荷を開始するまでの貯蔵期間中に、貯槽１１０内に貯蔵されているＬＮＧの貯蔵圧力を低下させ、ＬＮＧの蒸気圧及び温度を低下させておいてもよい（処理Ｐ３：貯槽圧力低減工程）。例えば通常時には、貯槽１１０内の圧力が０．０６～０．１０ｂａｒｇの範囲内に設定されているとき、ＬＮＧの出荷を開始する前に当該圧力を０．０６ｂａｒｇ未満の０．０１ｂａｒｇ程度まで低下させる。
　貯槽１１０の圧力を低減する手法としては、昇圧部２６および液化部２４の処理能力の範囲内で、貯槽１１０とエンドフラッシュ部２５とで発生する気化量を増加させることによって実施することができる。貯槽１１０の圧力を低下させることにより、貯蔵されているＬＮＧの蒸気圧を低下させることができるとともに、その蒸気圧に応じた温度にまでＬＮの液温を低下させることもできる。
　一方、ＬＮＧを輸送するＬＮＧタンカー３が到着したら、ＦＬＮＧ１にＬＮＧタンカー３を接舷させ、出荷設備１５をＬＮＧタンカー３に接舷させる。そして、上述の処理Ｐ２のみが完了している状態（処理Ｐ３を実施しない場合）、または処理Ｐ２およびＰ３が完了している状態にて、ＬＮＧタンカー３に向けたＬＮＧの出荷を開始する（処理Ｐ４：出荷工程）。
　ここで標準的なＬＮＧタンカー３に向けたＬＮＧの出荷では、１００００～１２０００ｍ３／ｈの範囲内で出荷流量が設定される場合が多い。これに対して、本例のＬＮＧの出荷方法では、当該出荷流量を３０００～７５００ｍ３／ｈの範囲内の５０００ｍ３／ｈに設定してもよい。ＬＮＧの出荷流量とＬＮＧタンカー３から返送されるＢＯＧの流量との間には比例関係があるので、出荷流量を低減することより、ＦＬＮＧ１へ返送されるＢＯＧを低減することができる。　
　ＬＮＧの出荷流量を低下させることに伴って長くなる出荷時間は、ＬＮＧタンカー３の運航スケジュールの調整などによって吸収できる場合がある。
　またこのとき、既述の処理Ｐ３の実施に伴い、ＬＮＧタンカー３に向けて払い出されるＬＮＧの蒸気圧が低下していることにより、処理Ｐ３を実施していないＬＮＧと比較して、ＬＮＧタンカー３側においてＢＯＧが発生しにくい。特にＬＮＧタンカー３側の貯槽におけるＬＮＧの圧力は、通常０．０６～０．１０ｂａｒｇであるところ、処理Ｐ３にてＦＬＮＧ１側の圧力は０．０６ｂａｒｇ未満に低下させてある。この場合、ＦＬＮＧ１側の貯槽１１０とＬＮＧタンカー３の貯槽との差圧分だけ、ＬＮＧタンカー３側でのＢＯＧ発生量を低減することができる。　
　また、上記処理Ｐ３にてＬＮＧの温度が低下していることによっても、処理Ｐ３を実施していないＬＮＧと比較して、ＬＮＧタンカー３側にてＢＯＧが発生しにくい。
　ＬＮＧタンカー３から返送されてきたＢＯＧは、処理Ｐ１にてＮＧの受け入れ量を低減したことにより、負荷を低下させた液化部２４にてほぼ全量を処理することができる（処理Ｐ５－１：再液化工程）。　
　このとき、予め液化部２４の負荷を低下させることにより、エンドフラッシュ部２５で発生するエンドフラッシュガス量も減少した状態となっている。この結果、エンドフラッシュガスとＢＯＧとの総量が減少するので、フレアスタック１４にて過剰なＢＯＧの燃焼処分を実施する機会がより抑制される。
　返送されたＢＯＧがさらに余剰である場合には、当該ＢＯＧを貯槽１１０へと送気することもできる。図３に示すように、ＬＮＧタンカー３から返送されたＢＯＧの一部は、エンドフラッシュ部２５から貯槽１１０へ向けて移送されるＬＮＧと合流する。貯槽１１０内においては、ＬＮＧの出荷に伴い気相空間が増加するので、貯槽１１０にて受け入れたＢＯＧは、この気相空間内に貯蔵される。この観点で貯槽１１０は、余剰のＢＯＧの蓄圧を行う蓄圧タンクとして活用されていると言える。
　既述のように、ＦＬＮＧ１側の貯槽１１０の通常時の設定圧力は０．０６～０．１０ｂａｒｇであるところ、ＬＮＧタンカー３からＦＬＮＧ１へＢＯＧが返送される期間中は、当該設定圧力を高くする。　
　例えば従来の設計基準では、貯槽１１０の設計圧力は０．２５ｂａｒｇ程度に設定されている。この場合には、通常時の設定圧力より高く、０．２５ｂａｒｇ未満の範囲内の値に、貯槽１１０の設定圧力を設定してもよい。
　また、蓄圧タンクとして用いることを前提として貯槽１１０の設計を行うことも可能である。この場合の新設計基準では、貯槽１１０の設計圧力を例えば０．６９ｂａｒｇまで上げることが可能である。このような新設計基準に基づいて設計された貯槽１１０では、通常時の設定圧力より高く、０．６９ｂａｒｇ未満の範囲内の値に、貯槽１１０の設定圧力を設定することもできる。
　上述のように、貯槽１１０の設定圧力を通常時よりも高く設定することにより、ＬＮＧの出荷に伴って増加する気相空間の容積よりも多い量のＢＯＧを貯槽１１０内に受け入れることができる。この結果、通常運転時と比較したときの差圧分だけ多く、貯槽１１０内にＢＯＧを蓄圧することが可能となり、余剰のＢＯＧがフレアスタック１４にて燃焼処分される機会の発生を低減できる（処理Ｐ５－２：ＢＯＧ貯蔵工程）。
　ＬＮＧの出荷が完了したら、ＮＧの受け入れ量を元に戻し、ＬＮＧの生産量を調節する。また、貯槽１１０内に蓄圧したＢＯＧを燃料ガスとして利用、または液化部２４へ送気して再液化し、貯槽１１０内の圧力を通常時の設定圧力に戻す（処理Ｐ６）。
　これらの処理により、ＦＬＮＧ１は通常運転に戻ったら、次のＬＮＧの出荷タイミングを待つ（処理Ｐ１）。
　本実施の形態に係るＬＮＧの出荷方法によれば以下の効果がある。ＦＬＮＧ１へのＬＮＧの出荷を開始する前に、水中側から液化装置２へのＮＧの受け入れ量を低減するので、液化装置２（液化部２４）の処理余力が増加し、当該液化装置２にて処理しきれない余剰のＢＯＧの発生量を抑えることができる。
　ここで本例のＬＮＧの出荷方法が適用されるＦＬＮＧ１と比較して、例えば地上に設けられたＮＧの液化装置は一般に処理量が大きい。このため、液化部２４の処理余力も大きく、地上に設けられた貯槽からＬＮＧタンカー３に向けてＬＮＧを出荷する際に返送されるＢＯＧは、ＮＧの受け入れ量を低減せずとも液化部２４にて再液化できる場合が多い。　
　この観点で、本例のＬＮＧの出荷方法は、浮体設備であるＦＬＮＧ１に特有の課題（ＬＮＧの出荷時におけるＢＯＧの余剰）の解決に適した技術であると言える。
　なお、本例のＬＮＧの出荷方法が適用されるＦＬＮＧ１の構成例は、適宜、変更することが可能である。　
　図１、図２に例示した船体１１の本体の外部にタレット１２が設けられたエクスターナル型（エクスターナルタレット）のＦＬＮＧ１に替えて、船体１１の本体の内部にタレット１２を設けたインターナル型（インターナルタレット）のＦＬＮＧ１であってもよい。また、図３に示した貯槽１１０と独立した構成のエンドフラッシュ部２５に替えて、エンドフラッシュ部２５は貯槽１１０と一体化することもできる。さらに、船体１１上に配置される液化装置２、ユーティリティ部２０２、居住部１３などのレイアウトは、適宜変更することができる。
　さらにまた、図４を用いて説明した処理Ｐ３（貯槽圧力低減工程）、Ｐ５－２（ＢＯＧ貯蔵工程）は、ＬＮＧタンカー３からＦＳＵ（Floating Storage Unit）またはＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）へのＬＮＧの出荷にも適用することができる。
　即ち、処理Ｐ３の実施にあたっては、ＬＮＧタンカー３側の貯槽内の圧力を０．０６～０．１０ｂａｒｇよりも低い圧力に設定した状態でＬＮＧを輸送し、ＦＳＵ／ＦＳＲＵへ接舷し、ＬＮＧタンカー３側の出荷設備を接続した後、ＬＮＧの出荷を行う。本例においても、低蒸気圧、低温のＬＮＧを出荷することにより、ＦＳＵ／ＦＳＲＵにおけるＢＯＧの発生を抑制することができる。
　また処理Ｐ５－２の実施にあたっては、ＦＳＵ／ＦＳＲＵ側の設定圧力を通常時の設定圧力より高く、０．２５ｂａｒｇ未満の範囲内の値に設定してもよい。また既述の新設計基準に基づいて設計された貯槽では通常時の設定圧力より高く、０．６９ｂａｒｇ未満の範囲内に設定することもできる。これらの場合においても、通常運転時と比較したときの差圧分だけ多く、貯槽内にＢＯＧを蓄圧することにより、余剰のＢＯＧをフレアスタックにて燃焼処分させる機会の発生を低減できる。
１　　　　　ＦＬＮＧ
１１０　　　貯槽
１２１　　　ライザー
１２４　　　チョーク弁
１３　　　　居住部
１４　　　　フレアスタック
１５　　　　出荷設備
２　　　　　液化装置
２４　　　　液化部
３　　　　　ＬＮＧタンカー
 

 

Claims (6)

  1. 　水上に配置された浮体設備から輸送船への液化天然ガスの出荷方法であって、
    　前記浮体設備は、水中側から受け入れた天然ガスを液化する液化装置と、前記液化装置にて液化された液化天然ガスを貯蔵する貯槽とを備えることと、
    　前記液化天然ガスの出荷を開始する前に、前記液化装置への天然ガスの受け入れ量を低減する受入量低減工程と、
    　前記貯槽から輸送船へ向けて液化天然ガスを出荷する出荷工程と、
    　前記液化天然ガスの出荷の際に、前記輸送船側で発生したボイルオフガスを前記液化装置に受け入れて再液化する再液化工程と、を含むことと、を特徴とする液化天然ガスの出荷方法。
  2. 　前記受入量低減工程では、前記ボイルオフガスを再液化して得られる液化天然ガスに相当する量の±１０％の範囲内で天然ガスの受け入れを低減することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガスの出荷方法。
  3. 　前記出荷工程では、前記液化天然ガスの出荷流量を、３０００～７５００ｍ３／ｈの範囲内の値に調節することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガスの出荷方法。
  4. 　前記出荷工程の実施時、前記輸送船側から受け入れたボイルオフガスのうち、前記液化ガスの出荷に伴って増加する前記貯槽内の気相空間の容積よりも多い量のボイルオフガスを、前記貯槽に戻すＢＯＧ貯蔵工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガスの出荷方法。
  5. 　前記ＢＯＧ貯蔵工程を実施する期間中は、他の期間と比較して前記貯槽内の圧力を上昇させることを特徴とする請求項４に記載の液化天然ガスの出荷方法。
  6. 　前記液化天然ガスの出荷を開始する前に、前記貯槽から出荷される液化天然ガスの蒸気圧及び温度を低下させるため、前記貯槽内の圧力を低下させる貯槽圧力低減工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガスの出荷方法。
    　
     
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