WO2021181669A1 - 流体を移送するシステム及び流体の移送方法 - Google Patents

流体を移送するシステム及び流体の移送方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2021181669A1
WO2021181669A1 PCT/JP2020/011159 JP2020011159W WO2021181669A1 WO 2021181669 A1 WO2021181669 A1 WO 2021181669A1 JP 2020011159 W JP2020011159 W JP 2020011159W WO 2021181669 A1 WO2021181669 A1 WO 2021181669A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fluid
storage tank
transfer
bypass
line
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2020/011159
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
文彦 稲葉
直樹 渡邊
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chiyoda Corp
Original Assignee
Chiyoda Corp
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 Chiyoda Corp filed Critical Chiyoda Corp
Priority to CA3164340A priority Critical patent/CA3164340C/en
Priority to US17/791,104 priority patent/US20230032503A1/en
Priority to PCT/JP2020/011159 priority patent/WO2021181669A1/ja
Publication of WO2021181669A1 publication Critical patent/WO2021181669A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B67—OPENING, CLOSING OR CLEANING BOTTLES, JARS OR SIMILAR CONTAINERS; LIQUID HANDLING
    • B67D—DISPENSING, DELIVERING OR TRANSFERRING LIQUIDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B67D9/00—Apparatus or devices for transferring liquids when loading or unloading ships
    • B67D9/02—Apparatus or devices for transferring liquids when loading or unloading ships using articulated pipes
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • 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
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified 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
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • 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
    • B63B27/30—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures
    • B63B27/34—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures using 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
    • 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
    • F17C2205/0323—Valves
    • 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
    • F17C2205/0323—Valves
    • F17C2205/0335—Check-valves or non-return valves
    • 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
    • F17C2205/0364—Pipes flexible or articulated, e.g. a hose
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/061—Fluid distribution for supply of supplying vehicles
    • 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
    • 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
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals

Definitions

  • the present invention relates to a system for storing a fluid that vaporizes at room temperature in a storage tank and transferring the fluid in the storage tank to an LNG carrier through a pipe, and a method for transferring the fluid.
  • a loading arm capable of adjusting the connection position of pipes is used in a system for transferring a fluid between land equipment and floating equipment on the sea. Further, in such a loading arm, for example, in order to prevent damage to the piping and its peripheral equipment due to excessive swing of the floating equipment, fluid transfer is interrupted in an emergency and the connection between the piping is disconnected. A device is provided.
  • the produced LNG is temporarily stored in a storage tank and then transferred from the storage tank to an LNG carrier at a predetermined timing by an LNG transfer system.
  • LNG may be transferred within the piping of the transfer line at a large flow rate of about 10,000-12,000 m 3 / h. Further, it is known that the LNG transfer line is provided with a loading arm having an emergency shutoff device.
  • a shutoff valve provided in the LNG transfer line may suddenly shut off the flow of a large flow rate of LNG.
  • the pressure of LNG in the vicinity of the shutoff valve suddenly rises, and a large pressure surge occurs.
  • the flow of LNG flows back from the shutoff valve to the storage tank side, that is, the LNG pressure wave is reflected from the shutoff valve to the storage tank side. Therefore, the flow of LNG that has flowed back to the storage tank side is blocked by a valve or the like provided on the storage tank side, and is directed to the loading arm side again.
  • the LNG flow repeatedly reciprocates on the transfer line, which causes repeated rapid pressure fluctuations in the LNG.
  • gas is generated because the pressure of LNG in the pipe becomes equal to or lower than the saturated vapor pressure due to the backflow of LNG.
  • the gas generated there collides with the flow of LNG directed toward the loading arm side again on the storage tank side, and the gas is crushed, causing a large pressure fluctuation.
  • Such a pressure surge can cause a failure of piping and its peripheral equipment. Further, such a pressure surge can occur not only in the transfer of LNG but also in the transfer of other fluids that vaporize at least at room temperature.
  • the present invention alleviates the pressure surge generated in the transfer line.
  • a first aspect of the present invention is a system for transferring a fluid that is gas at room temperature and liquefied by cooling, and is a transfer that connects a storage tank that stores the fluid and the storage tank and an LNG ship.
  • a bypass line connecting the storage tank and a bypass valve provided in the bypass line and closed when the fluid is transferred are provided, and the storage tank includes a fluid receiving pipe for receiving the fluid from the outside. It has a BOG pipe for discharging the boil-off gas of the fluid generated in the storage tank to the outside, and the bypass line is connected to at least one of the fluid receiving pipe and the BOG pipe. ..
  • a control device for controlling the bypass valve is further provided, and the control device is configured to change the bypass valve from a closed state to an open state when the emergency shutoff device is activated. do.
  • a plurality of the storage tank, the bypass line connected to the storage tank, and the transfer line are provided, the plurality of transfer lines are connected to each other, and the control device comprises the control device.
  • the transfer line is provided, and the control device is the bypass valve of the bypass line when the emergency shutoff device corresponding to any of the plurality of transfer lines is activated. Is configured to change from the closed state to the open state.
  • the branch portion provided in the transfer line is located on land, and the loading arm is located on the sea.
  • the entire bypass line can be provided on land, so that the pressure surge generated in the transfer line can be alleviated by an inexpensive configuration.
  • At least one pressure in the fluid receiving pipe or the BOG pipe to which the bypass line is connected is the same as the pressure of the gas phase in the storage tank.
  • the fluid stably flows into the storage tank through the bypass line without being affected by the pressure of the fluid received from the outside in the fluid receiving pipe or the boil-off gas discharged to the outside from the BOG pipe.
  • a seventh aspect of the present invention is a method of transferring a fluid by a system that transfers a fluid that is gas at room temperature and liquefied by cooling, wherein the system comprises a land storage tank for storing the fluid and a storage tank on land.
  • the system comprises a land storage tank for storing the fluid and a storage tank on land.
  • a transfer line connecting the storage tank and the LNG ship, a loading arm provided on the transfer line, and an emergency provided on the loading arm to shut off the transfer line.
  • the storage tank has a fluid receiving pipe for receiving the fluid from the outside and a gas discharging pipe for discharging the boil-off gas of the fluid generated in the storage tank to the outside.
  • the bypass line is connected to at least one of the fluid receiving pipe and the gas discharging pipe, and the bypass valve is opened when the emergency release device is activated.
  • the system comprises a plurality of each of the storage tank, the bypass line connected to the storage tank, and the transfer line, and the plurality of transfer lines are connected to each other.
  • the bypass valve of the bypass line is changed from the closed state to the open state.
  • the system comprises a plurality of the transfer lines, and when the emergency shutoff device corresponding to any of the plurality of transfer lines is activated, the bypass valve of the bypass line is operated.
  • the configuration is such that the closed state is changed to the open state.
  • the pressure surge generated in the transfer line is alleviated.
  • FIG. 1 is an overall configuration diagram showing an outline of the LNG transfer system 1 according to the first embodiment.
  • the LNG transfer system 1 transfers the LNG stored in the land storage tank 3 to the LNG carrier 5 at sea via the transfer line 4.
  • the storage tank 3 is provided with a fluid receiving pipe 7 and a BOG (Boil Off Gas) pipe 9.
  • the fluid receiving pipe 7 penetrates the upper wall 3a of the storage tank 3 and supplies LNG from the outside into the storage tank 3.
  • the fluid receiving pipe 7 has a vertical portion 7a extending in the vertical direction.
  • the BOG pipe 9 penetrates the upper wall 3a of the storage tank 3 and discharges the LNG boil-off gas generated in the storage tank 3 to the outside.
  • the BOG pipe 9 has a vertical portion 9a extending in the vertical direction. The lower ends of the vertical portions 7a and 9a are located in the gas phase 11a of the LNG 11 stored in the storage tank 3.
  • LNG from the outside is supplied to the fluid receiving pipe 7.
  • Such LNG is produced by liquefying natural gas in an LNG liquefaction system (not shown).
  • the fluid receiving pipe 7 is provided with an expansion valve 13.
  • the LNG from the LNG liquefaction system is expanded by the expansion valve 13 so that the temperature is adjusted to about -162 ° C and flows into the storage tank 3.
  • the boil-off gas discharged from the BOG pipe 9 is reliquefied using a compressor and a cooler (not shown).
  • the transfer line 4 connects the storage tank 3 and the LNG carrier 5 at sea to transfer LNG.
  • the storage tank 3 side that supplies LNG is the upstream side
  • the LNG carrier 5 side that receives the LNG is the downstream side.
  • a pump (not shown) for transferring LNG is provided near the storage tank 3. Further, a check valve 23 and a flow control valve 25 are sequentially provided on the downstream side of the pump in the transfer line 4.
  • bypass branch portion 31 is provided on the land transfer line 4.
  • the bypass line 33 connects the bypass branch portion 31 of the transfer line 4 and the fluid receiving pipe 7 of the storage tank 3.
  • the connection portion 33a of the bypass line 33 to the fluid receiving pipe 7 is on the downstream side of the expansion valve 13.
  • the bypass line 33 has a bypass valve 35, and the bypass valve 35 blocks the inflow of LNG from the transfer line 4 to the bypass line 33 during normal transfer.
  • the transfer line 4 on the sea is provided with a loading arm 37 for handling fluid.
  • the loading arm 37 is provided with an emergency shutoff device 43 that shuts off the transfer line 4 on the downstream side of the arm main body 41.
  • the emergency shutoff device 43 is composed of two emergency shutoff valves 51 and 52 and an emergency disconnection coupler 53 interposed between them.
  • the loading arm 37 is provided with an ESD (emergency shutdown) system 55 that operates the emergency shutoff device 43.
  • the ESD system 55 is activated in an emergency when an angle abnormality of the arm body 41 occurs, and sends an emergency cutoff signal to the emergency cutoff device 43.
  • the emergency shutoff device 43 that has received the emergency shutoff signal operates. Therefore, in the emergency shutoff device 43, the emergency release coupler 53 is opened after the two emergency shutoff valves 51 and 52 are closed.
  • the opening of the emergency withdrawal coupler 53 is performed, for example, by controlling the hydraulic pressure.
  • the emergency shutoff device 43 is not limited to the configuration shown here. Further, the emergency shutoff device 43 provided on the loading arm 37 does not necessarily have to be provided integrally with the arm main body 41. The emergency shutoff device 43 may be provided at least on the transfer line 4 and may block the flow of LNG on the transfer line 4 in an emergency.
  • a shutoff valve 57 for shutting off the transfer line 4 is provided on the sea transfer line 4 and on the upstream side of the loading arm 37. The shutoff valve 57 is closed when the emergency shutoff valve 51 fails, and shuts off the flow of LNG in the transfer line 4.
  • the LNG carrier 5 is equipped with a ship-side tank (not shown).
  • the LNG from the storage tank 3 is filled in the ship side tank. Further, the upstream end of the ship-side pipe 61 extending from the ship-side tank is connected to one of the emergency shutoff valves 52, and constitutes a part of the transfer line 4.
  • the LNG carrier 5 transfers the LNG received from the storage tank 3 to another place.
  • the storage tank 3 is provided on land in the present embodiment, the storage tank 3 may be provided on the sea.
  • the storage tank 3 may be provided in an FSU (Floating Storage Unit) or FLNG (Floating LNG) on the sea.
  • FSU Floating Storage Unit
  • FLNG Floating LNG
  • all the components including the transfer line 4 may be provided at sea.
  • a loading hose is used instead of the loading arm.
  • the LNG transfer system 1 is provided with a control device 63.
  • the control device 63 receives an emergency shutoff signal from the ESD system 55 notifying the operation of the emergency shutoff device 43 in an emergency, and controls the opening of the bypass valve 35.
  • the emergency cutoff signal received by the control device 63 is not limited to that transmitted from the ESD system 55. Any signal indicating the operation of the emergency shutoff device 43 may be transmitted from another device. Further, instead of receiving the emergency shutoff signal, the operator of the LNG transfer system 1 may perform an input operation for controlling the bypass valve 35 in the control device 63.
  • the ESD system 55 sends an emergency cutoff signal to the emergency cutoff device 43, and at the same time, sends an emergency cutoff signal to the control device 63. Therefore, in the emergency shutoff device 43 that has received the emergency shutoff signal, the emergency shutoff valves 51 and 52 are closed and the emergency disconnection coupler 53 is opened. Further, the control device 63 that has received the emergency shutoff signal controls the bypass valve 35 from the closed state to the open state.
  • the pressure of the fluid receiving pipe 7 is substantially the same as the pressure of the gas phase 11a of the LNG 11 stored in the storage tank 3.
  • the LNG of the bypass line 33 stably flows into the storage tank 3 without being affected by the pressure of the LNG supplied from the outside to the fluid receiving pipe 7.
  • FIG. 2 is a diagram showing a first modification of the LNG transfer system 1 according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing a second modification of the LNG transfer system 1 according to the first embodiment.
  • the same components as those of the LNG transfer system 1 shown in FIG. 1 are designated by the same reference numerals. However, for convenience of explanation, auxiliary reference numerals AD are added to the numbers of the reference numerals for some of the components.
  • the first and second modifications of the LNG transfer system 1 are the same as those of the first embodiment described above, except for the matters particularly mentioned below.
  • a storage tank 3, a bypass line 33 connected to the storage tank 3, and a transfer line 4 are added, respectively.
  • the second transfer line 4B is provided in addition to the first transfer line 4A corresponding to the transfer line 4 in the first embodiment described above.
  • the second transfer line 4B has the same configuration as the first transfer line 4A.
  • a transfer line branch portion 71 (hereinafter referred to as “branch portion 71”) is provided on the first transfer line 4A on land and on the downstream side of the bypass branch portion 31.
  • the second transfer line 4B branches from the first transfer line 4A at the branch portion 71.
  • downstream ends of the third transfer line 4C and the fourth transfer line 4D are connected to the second transfer line 4B branched from the branch portion 71, respectively.
  • the upstream ends of the third transfer line 4C and the fourth transfer line 4D are connected to independent storage tanks 3C and 3D, respectively.
  • bypass branch portions 31C and 31D are provided on the upstream side of the third transfer line 4C and the fourth transfer line 4D, respectively, and the bypass branch portions 31 correspond to the storage tank 3 via the bypass lines 33C and 33D, respectively. Connected to.
  • a further transfer line constituting the downstream side may be added.
  • a further transfer line constituting the upstream side and equipment for supplying LNG to the additional transfer line may be added.
  • the LNG is transferred from any of the three storage tanks 3, 3C, and 3D via the first transfer line 4A or the second transfer line 4B. Will be done.
  • the bypass valves 35, 35C, 35D of the bypass lines 33, 33C, 33D are in the closed state, LNG does not flow through the bypass lines 33, 33C, 33D.
  • the emergency shutoff valves 51B and 52B in the second transfer line 4B are closed, and the emergency release coupler 53B is opened.
  • the control device 63 that has received the emergency shutoff signal controls the bypass valves 35, 35C, 35D in all the bypass lines 33, 33C, 33D so as to change from the closed state to the open state.
  • the LNG transfer system 1 can include a plurality of transfer lines 4A and 4B connected to one storage tank 3. Also in this case, a part of the liquefied fluid in the blocked transfer line 4A or transfer line 4B flows into the storage tank via the bypass line 33. Therefore, the pressure surge generated in the plurality of transfer lines connected to one storage tank 3 can be alleviated.
  • FIG. 4 is an overall configuration diagram showing an outline of the LNG transfer system 1 according to the second embodiment.
  • the same components as those of the LNG transfer system 1 shown in FIG. 1 are designated by the same reference numerals.
  • the LNG transfer system 1 according to the second embodiment is the same as that of the first embodiment or a modification thereof, except for the matters specifically mentioned below.
  • bypass line 33 is connected to the bypass branch portion 31 of the transfer line 4 and the BOG pipe 9 of the storage tank 3.
  • connection portion 33b of the bypass line 33 in the BOG pipe 9 the pressure in the pipe is substantially the same as the pressure in the gas phase 11a of the LNG 11 stored in the storage tank 3. According to this, the LNG of the bypass line 33 stably flows into the storage tank 3 without being affected by the pressure of the boil-off gas discharged to the outside from the BOG pipe 9.
  • the LNG transfer system 1 according to the second embodiment can also be provided with a plurality of storage tanks 3 and a plurality of transfer lines 4 connected to the storage tank 3 as in the modified example of the LNG transfer system 1 according to the first embodiment.
  • the bypass line 33 may be further connected to the fluid receiving pipe 7 by being branched in the middle, as in the case of the first embodiment. In that case, it is selected whether the LNG flowing through the bypass line 33 flows into the fluid receiving pipe 7 or the BOG pipe 9 by opening / closing a valve (not shown) provided on the fluid receiving pipe 7 side and the BOG pipe 9 side, respectively. You may.
  • the system for transferring a fluid and the method for transferring a fluid according to the present invention are applicable not only to LNG but also to a fluid that vaporizes at room temperature.
  • LPG may be used as the fluid that vaporizes at room temperature.

Landscapes

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

Abstract

【課題】ローディングアームの緊急遮断装置の作動により流体を移送する移送ラインが遮断された場合でも、移送ラインで発生する圧力サージを緩和する。 【解決手段】流体を移送するシステムが、貯蔵タンクとＬＮＧ船とを接続する移送ラインと、移送ラインに設けられたローディングアームと、移送ラインを遮断する緊急遮断装置と、移送ラインと貯蔵タンクとを接続するバイパスラインと、バイパスラインに設けられたバイパス弁と、を備え、貯蔵タンクは、流体を外部から受け入れるための流体受入配管と、貯蔵タンク内で発生した流体のボイルオフガスを外部に排出するためのＢＯＧ配管とを有し、バイパスラインは、流体受入配管及び前記ＢＯＧ配管の少なくとも一方に接続される構成とする。

Description

流体を移送するシステム及び流体の移送方法
　本発明は、常温で気化する流体を貯蔵タンクに貯蔵し、その貯蔵タンクの流体をＬＮＧ船に配管を通して移送する流体を移送するシステム及び流体の移送方法に関する。
　特許文献１に記載されたように、陸上設備と海上の浮体式設備との間で流体を移送するシステムでは、配管の接続位置を調節できるローディングアームを用いることが知られている。また、そのようなローディングアームには、例えば浮体式設備の過大な揺動による配管やその周辺機器の破損を防止するために、緊急時に流体移送を遮断し、配管同士の接続を解除する緊急遮断装置が設けられている。
米国特許出願公開第２０１６／０２５８５７８号
　陸上のＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）の生産設備では、生産されたＬＮＧは、貯蔵タンクに一旦貯蔵された後に、ＬＮＧ移送システムによって所定のタイミングで貯蔵タンクからＬＮＧ船に移送される。ＬＮＧは、10,000－12,000m3/h程度の大流量で移送ラインの配管内を移送されることもある。また、ＬＮＧの移送ラインには、緊急遮断装置を有するローディングアームが設けられることが知られている。
　そのようなＬＮＧ移送システムでは、緊急事態の発生により緊急遮断装置が作動すると、ＬＮＧの移送ラインに設けられた遮断弁によって大流量のＬＮＧの流れが急に遮断される場合がある。このとき、慣性を有するＬＮＧの流れが急に止められるため、その遮断弁付近でのＬＮＧの圧力が急激に上昇して大きな圧力サージが生じる。また、このとき、ＬＮＧの流れが遮断弁から貯蔵タンク側に逆流する、すなわちＬＮＧの圧力波が遮断弁から貯蔵タンク側に反射する。そこで、貯蔵タンク側に逆流したＬＮＧの流れは、貯蔵タンク側に設けられた弁等によって遮断され、再びローディングアーム側に向けられる。その結果、ＬＮＧの流れは移送ラインを繰り返し往復し、これによりＬＮＧの急激な圧力変動が繰り返される。さらに、遮断弁付近では、ＬＮＧの逆流により配管内のＬＮＧの圧力がその飽和蒸気圧以下となることで気体が発生する。そこで発生した気体は、貯蔵タンク側で再びローディングアーム側に向けられたＬＮＧの流れと衝突し気体がつぶされることで大きな圧力変動を生じさせる。
　そのような圧力サージの発生は、配管やその周辺機器の故障の原因となり得る。また、そのような圧力サージは、ＬＮＧの移送に限らず、少なくとも常温で気化する他の流体の移送においても同様に生じ得る。
　そこで、緊急時に発生する圧力サージを緩和するために、緊急時に移送ラインを流れるＬＮＧの一部を一時的に貯留するサージドラムを設けることが考えられる。しかしながら、そのようなサージドラムは大流量のＬＮＧを受け入れるために大きな容量を必要とする。その結果、サージドラムのための大規模な設備が必要となってその設備コストも嵩む。
　本発明は、その移送ラインで発生する圧力サージを緩和する。
　本発明の第１の側面では、常温で気体であってかつ冷却により液化された流体を移送するシステムであって、前記流体を貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクとＬＮＧ船とを接続する移送ラインと、前記移送ラインに設けられたローディングアームと、前記ローディングアームに設けられ、前記移送ラインを遮断する緊急遮断装置と、前記移送ラインにおいて前記ローディングアームの上流側に設けられた分岐部と前記貯蔵タンクとを接続するバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記流体の移送時に閉状態にあるバイパス弁と、を備え、前記貯蔵タンクは、前記流体を外部から受け入れるための流体受入配管と、前記貯蔵タンク内で発生した前記流体のボイルオフガスを外部に排出するためのＢＯＧ配管とを有し、前記バイパスラインは、前記流体受入配管及び前記ＢＯＧ配管の少なくとも一方に接続される構成とする。
　これによると、ローディングアームを備えたシステムにおいて、ローディングアームの緊急遮断装置の作動により流体を移送する移送ラインが遮断された場合でも、移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して貯蔵タンクに流入するため、移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　本発明の第２の側面では、前記バイパス弁を制御する制御装置を更に備え、前記制御装置は、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパス弁を閉状態から開状態とする構成とする。
　これによると、緊急遮断装置が作動した場合にバイパス弁を閉状態から開状態とするように制御できる。
　本発明の第３の側面では、前記貯蔵タンク、前記貯蔵タンクに接続される前記バイパスライン、及び前記移送ラインをそれぞれ複数備え、前記複数の移送ラインは、相互に接続され、前記制御装置は、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインのいずれかの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする構成とする。
　これによると、複数の移送ラインのうちの１つの移送ラインが緊急遮断装置の作動により遮断された場合でも、その遮断された移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して対応する貯蔵タンクに流入するため、複数の貯蔵タンクに接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージ緩和することができる。
　本発明の第４の側面では、前記移送ラインを複数備え、前記制御装置は、前記複数の移送ラインのいずれかに対応する前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする構成とする。
　これによると、複数の移送ラインのうちのいずれかが緊急遮断装置の作動により遮断された場合でも、その遮断された移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して貯蔵タンクに流入するため、１つの貯蔵タンクに接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　本発明の第５の側面では、前記移送ラインに設けられた前記分岐部は陸上に位置し、前記ローディングアームは海上に位置する構成とする。
　これによると、ローディングアームが海上に位置する場合でもバイパスラインの全体を陸上に設けることが可能となるため、安価な構成により移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　本発明の第６の側面では、前記バイパスラインが接続される前記流体受入配管内または前記ＢＯＧ配管内の少なくとも一方の圧力は、前記貯蔵タンク内の気相の圧力と同一である構成とする。
　これによると、流体受入配管に外部から受け入れられる流体またはＢＯＧ配管から外部に排出されるボイルオフガスの圧力の影響を受けることなく、バイパスラインを介して流体が貯蔵タンクに安定的に流入する。
　本発明の第７の側面では、常温で気体であってかつ冷却により液化された流体を移送するシステムによる流体の移送方法であって、前記システムは、前記流体を貯蔵する陸上の貯蔵タンクと、前記流体をＬＮＧ船に移送するべく、前記貯蔵タンクと前記ＬＮＧ船とを接続する移送ラインと、前記移送ラインに設けられたローディングアームと、前記ローディングアームに設けられ、前記移送ラインを遮断する緊急離脱装置と、前記移送ラインにおいて前記ローディングアームの上流側に設けられた分岐部と前記貯蔵タンクとを接続するバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記流体の移送時に閉状態にあるバイパス弁と、を備え、前記貯蔵タンクは、前記流体を外部から受け入れるための流体受入配管と、前記貯蔵タンク内で発生した前記流体のボイルオフガスを外部に排出するためのガス排出配管とを有し、前記バイパスラインは、前記流体受入配管及び前記ガス排出配管の少なくとも一方に接続され、前記緊急離脱装置が作動した場合には、前記バイパス弁を開状態とする構成とする。
　これによると、ローディングアームを備えたシステムにおいて、ローディングアームの緊急遮断装置の作動により流体を移送する移送ラインが遮断された場合でも、移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して貯蔵タンクに流入するため、移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　本発明の第８の側面では、前記システムは、前記貯蔵タンク、前記貯蔵タンクに接続される前記バイパスライン、及び前記移送ラインをそれぞれ複数備え、前記複数の移送ラインは、相互に接続され、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする構成とする。
　これによると、複数の移送ラインのうちの１つの移送ラインが緊急遮断装置の作動により遮断された場合でも、その遮断された移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して対応する貯蔵タンクに流入するため、複数の貯蔵タンクに接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　本発明の第９の側面では、前記システムは、前記移送ラインを複数備え、前記複数の移送ラインのいずれかに対応する前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする構成とする。
　これによると、複数の移送ラインのうちのいずれかが緊急遮断装置の作動により遮断された場合でも、その遮断された移送ライン内の流体の一部がバイパスラインを介して貯蔵タンクに流入するため、１つの貯蔵タンクに接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　このように本発明によれば、その移送ラインで発生する圧力サージを緩和する。
第１実施形態に係るＬＮＧ移送システムの概略を示す全体構成図 第１実施形態に係るＬＮＧ移送システムの第１の変形例を示す図 第１実施形態に係るＬＮＧ移送システムの第２の変形例を示す図 第２実施形態に係るＬＮＧ移送システムの概略を示す全体構成図
　以下、本発明の実施形態について図面を参照しながら説明する。
（第１実施形態）
　図１は、第１実施形態に係るＬＮＧ移送システム１の概略を示す全体構成図である。
　ＬＮＧ移送システム１は、陸上の貯蔵タンク３に貯蔵されたＬＮＧを、移送ライン４を介して海上のＬＮＧ船５に移送する。
　貯蔵タンク３には、流体受入配管７と、ＢＯＧ（Boil Off Gas）配管９とが設けられている。流体受入配管７は、貯蔵タンク３の上壁３ａを貫通し、ＬＮＧを外部から貯蔵タンク３内に供給する。流体受入配管７は上下方向に延在する鉛直部７ａを有している。同様に、ＢＯＧ配管９は、貯蔵タンク３の上壁３ａを貫通し、貯蔵タンク３内で発生したＬＮＧのボイルオフガスを外部に排出する。ＢＯＧ配管９は上下方向に延在する鉛直部９ａを有している。それら鉛直部７ａ、９ａの下端は、貯蔵タンク３に貯蔵されたＬＮＧ１１の気相１１ａに位置する。
　流体受入配管７には、外部からのＬＮＧが供給される。そのようなＬＮＧは、図示しないＬＮＧ液化システムにおいて天然ガスを液化することによって生成される。流体受入配管７には、膨張弁１３が設けられている。ＬＮＧ液化システムからのＬＮＧは、膨張弁１３によって膨張し、これにより、温度を約－１６２℃に調整されて貯蔵タンク３に流入する。
　ＢＯＧ配管９から排出されるボイルオフガスは、図示しないコンプレッサ及び冷却器を用いて再液化される。
　移送ライン４は、ＬＮＧを移送するべく貯蔵タンク３と海上のＬＮＧ船５とを接続する。以下の説明では、移送ライン４について、ＬＮＧを供給する貯蔵タンク３側を上流側とし、ＬＮＧを受け入れるＬＮＧ船５側を下流側とする。
　移送ライン４では、貯蔵タンク３の付近にＬＮＧを移送するポンプ（図示しない）が設けられている。また、移送ライン４におけるポンプの下流側には、逆止弁２３及び流調弁２５が順に設けられている。
　また、陸上の移送ライン４にはバイパス分岐部３１が設けられている。バイパスライン３３は、移送ライン４のバイパス分岐部３１と貯蔵タンク３の流体受入配管７とを接続する。バイパスライン３３の流体受入配管７に対する接続部３３ａは、膨張弁１３の下流側となる。バイパスライン３３はバイパス弁３５を有し、通常移送時にバイパス弁３５は移送ライン４からバイパスライン３３へのＬＮＧの流入を遮断する。
　また、海上の移送ライン４には、流体荷役用のローディングアーム３７が設けられている。ローディングアーム３７には、そのアーム本体４１の下流側に移送ライン４を遮断する緊急遮断装置４３が設けられている。緊急遮断装置４３は２つの緊急遮断弁５１、５２と、その間に介在した緊急離脱カプラー５３により構成される。
　また、ローディングアーム３７は、緊急遮断装置４３を作動させるＥＳＤ（緊急シャットダウン）システム５５を備えている。ＥＳＤシステム５５は、アーム本体４１の角度異常が発生した緊急時に発動し、緊急遮断装置４３に緊急遮断信号を送出する。これにより、緊急遮断信号を受信した緊急遮断装置４３が作動する。そこで、緊急遮断装置４３では、２つの緊急遮断弁５１、５２が閉じられた後に、緊急離脱カプラー５３が開放される。緊急離脱カプラー５３の開放は、例えば油圧の制御によって行われる。
　なお、緊急遮断装置４３は、ここに示した構成に限らない。また、ローディングアーム３７に設けられる緊急遮断装置４３は、必ずしもアーム本体４１と一体に設けられる必要はない。緊急遮断装置４３は、少なくとも移送ライン４に設けられ、緊急時に移送ライン４におけるＬＮＧの流れを遮断するものであればよい。
　また、海上の移送ライン４で、かつローディングアーム３７の上流側には、移送ライン４を遮断する遮断弁５７が設けられている。遮断弁５７は、緊急遮断弁５１の故障時に閉状態となり、移送ライン４におけるＬＮＧの流れを遮断する。
　ＬＮＧ船５は、図示しない船側タンクを備えている。貯蔵タンク３からのＬＮＧは船側タンクに充填される。また、船側タンクから延びる船側配管６１は、その上流端が一方の緊急遮断弁５２に接続され、移送ライン４の一部を構成する。ＬＮＧ船５は、貯蔵タンク３から受け入れたＬＮＧを他所に移送する。
　なお、本実施形態では、貯蔵タンク３が陸上に設けられた例を示したが、貯蔵タンク３は海上に設けられてもよい。貯蔵タンク３は、海上のＦＳＵ(Floating Storage Unit)やＦＬＮＧ（Floating LNG）などに設けられ得る。また、ＬＮＧ移送システム１では、移送ライン４を含む全ての構成要素が海上に設けられてもよい。ＦＬＮＧからＬＮＧ船５へのＬＮＧの移送では、ローディングアームの代わりに、ローディングホースが用いられる。
　また、ＬＮＧ移送システム１は、制御装置６３が設けられている。制御装置６３は、緊急時に緊急遮断装置４３の作動を知らせる緊急遮断信号をＥＳＤシステム５５から受信し、バイパス弁３５の開の制御をする。なお、制御装置６３が受信する緊急遮断信号は、ＥＳＤシステム５５から送信されるものに限らない。緊急遮断装置４３の作動を知らせる信号であれば、他の装置から送信されてもよい。また、緊急遮断信号を受信する代わりに、ＬＮＧ移送システム１のオペレータが、制御装置６３において、バイパス弁３５を制御するための入力操作を行ってもよい。
　ＬＮＧの移送運転時には、移送ライン４のポンプによって貯蔵タンク３内のＬＮＧ１１が海上のＬＮＧ船５に向けて移送される。このとき、バイパスライン３３のバイパス弁３５は閉状態にあるため、ＬＮＧがバイパスライン３３を流れることはない。
　ＬＮＧの移送運転時に、緊急事態が発生すると、ＥＳＤシステム５５が、緊急遮断装置４３に対して緊急遮断信号を送出し、これと同時に、制御装置６３に対して緊急遮断信号を送出する。そこで、緊急遮断信号を受信した緊急遮断装置４３では、緊急遮断弁５１、５２が閉じられ、緊急離脱カプラー５３が開放される。また、緊急遮断信号を受信した制御装置６３は、バイパス弁３５を閉状態から開状態に制御する。
　この場合、移送ライン４におけるＬＮＧの移送方向の流れは、緊急遮断弁５１によって遮断される。一方で、移送ライン４内のＬＮＧ１１の一部がバイパス分岐部３１からバイパスライン３３に流入する。さらに、バイパスライン３３に流入したＬＮＧは、流体受入配管７を介して貯蔵タンク３に流入する。このようなバイパスライン３３により、移送ライン４におけるＬＮＧの流れの急な遮断によって発生する圧力サージが緩和される。なお、緊急遮断弁５１から貯蔵タンク３への移送ライン４を介したＬＮＧの逆流は、逆止弁２３によって止められる。
　また、バイパスライン３３の接続部３３ａでは、流体受入配管７の圧力は、貯蔵タンク３内に貯蔵されたＬＮＧ１１の気相１１ａの圧力と略同一である。これにより、バイパスライン３３のＬＮＧは、外部から流体受入配管７に供給されるＬＮＧの圧力の影響を受けることなく、貯蔵タンク３に安定的に流入する。
　図２は、第１実施形態に係るＬＮＧ移送システム１の第１の変形例を示す図である。図３は、第１実施形態に係るＬＮＧ移送システム１の第２の変形例を示す図である。図２及び図３では、図１に示したＬＮＧ移送システム１と同様の構成要素について同一の符号が付されている。ただし、説明の便宜上、一部の構成要素については、符号の数字に補助的な符号Ａ－Ｄが付されている。また、ＬＮＧ移送システム１の第１及び第２の変形例については、以下で特に言及した事項を除き、上述の第１実施形態の場合と同様とする。
　ＬＮＧ移送システム１の第１の変形例では、貯蔵タンク３、貯蔵タンク３に接続されるバイパスライン３３、及び移送ライン４がそれぞれ追加される。第１の変形例では、上述の第１実施形態における移送ライン４に相当する第１移送ライン４Ａに加え、第２移送ライン４Ｂが設けられている。第２移送ライン４Ｂは、第１移送ライン４Ａと同様の構成を有している。
　図２に示すように、陸上の第１移送ライン４Ａで、かつバイパス分岐部３１の下流側には移送ライン分岐部７１（以下、「分岐部７１」という。）が設けられている。第２移送ライン４Ｂは分岐部７１にて第１移送ライン４Ａから分岐する。
　また、分岐部７１から分岐した第２移送ライン４Ｂには、第３移送ライン４Ｃ及び第４移送ライン４Ｄの下流端がそれぞれ接続されている。第３移送ライン４Ｃ及び第４移送ライン４Ｄの上流端は、それぞれ独立した貯蔵タンク３Ｃ、３Ｄに接続される。また、第３移送ライン４Ｃ及び第４移送ライン４Ｄの上流側には、それぞれバイパス分岐部３１Ｃ、３１Ｄが設けられ、それらバイパス分岐部３１は、バイパスライン３３Ｃ、３３Ｄを介して対応する貯蔵タンク３に接続される。
　なお、第１移送ライン４Ａ及び第２移送ライン４Ｂに加え、下流側を構成する更なる移送ラインを追加してもよい。また、第３移送ライン４Ｃ及び第４移送ライン４Ｄに加え、上流側を構成する更なる移送ライン及びそれにＬＮＧを供給するための設備を追加してもよい。
　ＬＮＧ移送システム１の第１の変形例では、ＬＮＧの移送運転時には、３つの貯蔵タンク３、３Ｃ、３Ｄのうちのいずれかから第１移送ライン４Ａまたは第２移送ライン４Ｂを介してＬＮＧが移送される。このとき、各バイパスライン３３、３３Ｃ、３３Ｄのバイパス弁３５、３５Ｃ、３５Ｄは閉状態にあるため、ＬＮＧが各バイパスライン３３、３３Ｃ、３３Ｄを流れることはない。
　例えば、第２移送ライン４Ｂ及び第３移送ライン４Ｃを用いたＬＮＧの移送運転時に緊急事態が発生すると、第２移送ライン４Ｂにおける緊急遮断弁５１Ｂ、５２Ｂが閉じられ、緊急離脱カプラー５３Ｂが開放される。また、緊急遮断信号を受信した制御装置６３は、全てのバイパスライン３３、３３Ｃ、３３Ｄにおけるバイパス弁３５、３５Ｃ、３５Ｄを閉状態から開状態とするように制御する。
　この場合、第２移送ライン４ＢにおけるＬＮＧの移送方向の流れは、第２移送ライン４Ｂの緊急遮断弁５１Ｂによって遮断される。一方で、第２移送ライン４Ｂ内のＬＮＧ１１の一部がＬＮＧを供給していた貯蔵タンク３、３Ｃ、３Ｄの少なくとも１つに対してバイパスライン３３、３３Ｃ、３３Ｄを介して流入する。したがって、複数の貯蔵タンクに接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
　ＬＮＧ移送システム１の第２の変形例では、図３に示すように、第１の変形例における第３移送ライン４Ｃ及び第４移送ライン４ＤならびにそれらにＬＮＧを供給する設備が省略される。つまり、ＬＮＧ移送システム１は、１つの貯蔵タンク３に接続される複数の移送ライン４Ａ、４Ｂを備えることができる。この場合にも、遮断された移送ライン４Ａまたは移送ライン４Ｂ内の液化流体の一部がバイパスライン３３を介して貯蔵タンクに流入する。したがって、１つの貯蔵タンク３に接続された複数の移送ラインで発生する圧力サージを緩和することができる。
（第２実施形態）
　図４は、第２実施形態に係るＬＮＧ移送システム１の概略を示す全体構成図である。図４では、図１に示したＬＮＧ移送システム１と同様の構成要素について同一の符号が付されている。また、第２実施形態に係るＬＮＧ移送システム１については、以下で特に言及した事項を除き、上述の第１実施形態またはその変形例の場合と同様とする。
　第２実施形態に係るＬＮＧ移送システム１では、バイパスライン３３が、移送ライン４のバイパス分岐部３１と貯蔵タンク３のＢＯＧ配管９と接続される。
　ＬＮＧの移送運転時に緊急事態が発生すると、バイパスライン３３に流入したＬＮＧは、ＢＯＧ配管９を介して貯蔵タンク３に流入する。このようなバイパスライン３３の利用により、移送ライン４におけるＬＮＧの流れの急な遮断によって発生する圧力サージが緩和される。
　また、ＢＯＧ配管９におけるバイパスライン３３の接続部３３ｂでは、配管内の圧力は、貯蔵タンク３内に貯蔵されたＬＮＧ１１の気相１１ａの圧力と略同一である。これによると、バイパスライン３３のＬＮＧは、ＢＯＧ配管９から外部に排出されるボイルオフガスの圧力の影響を受けることなく、貯蔵タンク３に安定的に流入する。
　なお、第２実施形態に係るＬＮＧ移送システム１においても、第１実施形態に係るＬＮＧ移送システム１の変形例と同様に、貯蔵タンク３及びそれに接続される移送ライン４を複数備えることができる。また、バイパスライン３３は、途中で分岐されることにより、第１実施形態の場合と同様に、更に流体受入配管７に対して接続されてもよい。その場合、流体受入配管７側及びＢＯＧ配管９側にそれぞれ設けられる図示しない弁の開閉操作により、バイパスライン３３を流れるＬＮＧを、流体受入配管７及びＢＯＧ配管９のいずれに流入させるかが選択されてもよい。
　以上、本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。上述の実施形態に示した本発明に係る流体を移送するシステム及び流体の移送方法の各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも当業者であれば本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。
　本発明に係る流体を移送するシステム及び流体の移送方法は、常温で気化する流体であればＬＮＧに限らず適用可能である。例えば、常温で気化する流体としてＬＰＧが用いられてもよい。
１　　：ＬＮＧ移送システム
３　　：貯蔵タンク
４　　：移送ライン
４Ａ　：第１移送ライン
４Ｂ　：第２移送ライン
４Ｃ　：第３移送ライン
４Ｄ　：第４移送ライン
５　　：ＬＮＧ船
７　　：流体受入配管
９　　：ＢＯＧ配管
１１ａ：気相
１３　：膨張弁
２３　：逆止弁
２５　：流調弁
３１　：バイパス分岐部
３３　：バイパスライン
３５　：バイパス弁
３７　：ローディングアーム
４１　：アーム本体
４３　：緊急遮断装置
５１　：緊急遮断弁
５２　：緊急遮断弁
５３　：緊急離脱カプラー
５５　：ＥＳＤシステム
５７　：遮断弁
６１　：船側配管
６３　：制御装置
７１　：移送ライン分岐部

Claims (9)

  1. 　常温で気体であってかつ冷却により液化された流体を移送するシステムであって、
    　前記流体を貯蔵する貯蔵タンクと、
    　前記貯蔵タンクとＬＮＧ船とを接続する移送ラインと、
    　前記移送ラインに設けられたローディングアームと、
    　前記ローディングアームに設けられ、前記移送ラインを遮断する緊急遮断装置と、
    　前記移送ラインにおいて前記ローディングアームの上流側に設けられた分岐部と前記貯蔵タンクとを接続するバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記流体の移送時に閉状態にあるバイパス弁と、を備え、
    　前記貯蔵タンクは、前記流体を外部から受け入れるための流体受入配管と、前記貯蔵タンク内で発生した前記流体のボイルオフガスを外部に排出するためのＢＯＧ配管とを有し、
    　前記バイパスラインは、前記流体受入配管及び前記ＢＯＧ配管の少なくとも一方に接続されるシステム。
  2. 　前記バイパス弁を制御する制御装置を更に備え、
    　前記制御装置は、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパス弁を閉状態から開状態とする、請求項１に記載の移送システム。
  3. 　前記貯蔵タンク、前記貯蔵タンクに接続される前記バイパスライン、及び前記移送ラインをそれぞれ複数備え、
    　前記複数の移送ラインは、相互に接続され、
    　前記制御装置は、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインのいずれかの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする、請求項１または請求項２に記載のシステム。
  4. 　前記移送ラインを複数備え、
    　前記制御装置は、前記複数の移送ラインのいずれかに対応する前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする、請求項１または請求項２に記載のシステム。
  5. 　前記移送ラインに設けられた前記分岐部は陸上に位置し、
    　前記ローディングアームは海上に位置する、請求項１から請求項４のいずれかに記載のシステム。
  6. 　前記バイパスラインが接続される前記流体受入配管内または前記ＢＯＧ配管内の少なくとも一方の圧力は、前記貯蔵タンク内の気相の圧力と同一である、請求項１から請求項５のいずれかに記載のシステム。
  7. 　常温で気体であってかつ冷却により液化された流体を移送するシステムによる流体の移送方法であって、
    　前記システムは、
    　前記流体を貯蔵する貯蔵タンクと、
    　前記流体をＬＮＧ船に移送するべく、前記貯蔵タンクと前記ＬＮＧ船とを接続する移送ラインと、
    　前記移送ラインに設けられたローディングアームと、
    　前記ローディングアームに設けられ、前記移送ラインを遮断する緊急遮断装置と、
    　前記移送ラインにおいて前記ローディングアームの上流側に設けられた分岐部と前記貯蔵タンクとを接続するバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記流体の移送時に閉状態にあるバイパス弁と、を備え、
    　前記貯蔵タンクは、前記流体を外部から受け入れるための流体受入配管と、前記貯蔵タンク内で発生した前記流体のボイルオフガスを外部に排出するためのＢＯＧ配管とを有し、
    　前記バイパスラインは、前記流体受入配管及び前記ＢＯＧ配管の少なくとも一方に接続され、前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパス弁を開状態とする流体の移送方法。
  8. 　前記システムは、前記貯蔵タンク、前記貯蔵タンクに接続される前記バイパスライン、及び前記移送ラインをそれぞれ複数備え、
    　前記複数の移送ラインは、相互に接続され、
    　前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインのいずれかの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする、請求項７に記載の流体の移送方法。
  9. 　前記システムは、前記移送ラインを複数備え、
    　前記複数の移送ラインのいずれかに対応する前記緊急遮断装置が作動した場合には、前記バイパスラインの前記バイパス弁を閉状態から開状態とする、請求項７に記載の流体の移送方法。
PCT/JP2020/011159 2020-03-13 2020-03-13 流体を移送するシステム及び流体の移送方法 Ceased WO2021181669A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA3164340A CA3164340C (en) 2020-03-13 System for transferring fluid and fluid transfer method
US17/791,104 US20230032503A1 (en) 2020-03-13 2020-03-13 System for transferring fluid and fluid transfer method
PCT/JP2020/011159 WO2021181669A1 (ja) 2020-03-13 2020-03-13 流体を移送するシステム及び流体の移送方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2020/011159 WO2021181669A1 (ja) 2020-03-13 2020-03-13 流体を移送するシステム及び流体の移送方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021181669A1 true WO2021181669A1 (ja) 2021-09-16

Family

ID=77672163

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2020/011159 Ceased WO2021181669A1 (ja) 2020-03-13 2020-03-13 流体を移送するシステム及び流体の移送方法

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20230032503A1 (ja)
WO (1) WO2021181669A1 (ja)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0534399U (ja) * 1991-10-14 1993-05-07 石川島播磨重工業株式会社 液化ガス受入用ローデイングアーム内の不活性ガス置換装置
JP2007292180A (ja) * 2006-04-25 2007-11-08 Chiyoda Corp 液化ガス設備の保冷循環システム
JP2007298052A (ja) * 2006-04-27 2007-11-15 Ihi Corp 液化ガス受入管の冷却保持方法および装置
JP2010196823A (ja) * 2009-02-25 2010-09-09 Chugoku Electric Power Co Inc:The 低温液化ガス払出し装置
JP2014031829A (ja) * 2012-08-03 2014-02-20 Chugoku Electric Power Co Inc:The 残留ｌｎｇ回収方法
JP2016070377A (ja) * 2014-09-30 2016-05-09 川崎重工業株式会社 液化水素移送システム
JP2019132291A (ja) * 2018-01-29 2019-08-08 Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 Ｌｎｇタンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス抑制方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5421161A (en) * 1993-09-27 1995-06-06 Minnesota Valley Engineering, Inc. Storage system for cryogenic fluids
US7464734B2 (en) * 2005-08-08 2008-12-16 Xuejie Liu Self-cooling pipeline system and method for transfer of cryogenic fluids
EP2072885A1 (en) * 2007-12-21 2009-06-24 Cryostar SAS Natural gas supply method and apparatus.
KR101713857B1 (ko) * 2014-12-05 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 Lng 추진선박
CN107002931B (zh) * 2014-12-17 2019-06-04 国际壳牌研究有限公司 具有紧急释放系统的用于递送加压气体的耦合组合件
JP6703837B2 (ja) * 2016-01-07 2020-06-03 株式会社神戸製鋼所 ボイルオフガス供給装置
FR3085948B1 (fr) * 2018-09-14 2020-12-11 Fmc Tech Systeme de transfert d'un produit fluide

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0534399U (ja) * 1991-10-14 1993-05-07 石川島播磨重工業株式会社 液化ガス受入用ローデイングアーム内の不活性ガス置換装置
JP2007292180A (ja) * 2006-04-25 2007-11-08 Chiyoda Corp 液化ガス設備の保冷循環システム
JP2007298052A (ja) * 2006-04-27 2007-11-15 Ihi Corp 液化ガス受入管の冷却保持方法および装置
JP2010196823A (ja) * 2009-02-25 2010-09-09 Chugoku Electric Power Co Inc:The 低温液化ガス払出し装置
JP2014031829A (ja) * 2012-08-03 2014-02-20 Chugoku Electric Power Co Inc:The 残留ｌｎｇ回収方法
JP2016070377A (ja) * 2014-09-30 2016-05-09 川崎重工業株式会社 液化水素移送システム
JP2019132291A (ja) * 2018-01-29 2019-08-08 Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 Ｌｎｇタンクの蒸発ガス抑制装置及び蒸発ガス抑制方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20230032503A1 (en) 2023-02-02
CA3164340A1 (en) 2021-09-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10168003B2 (en) Valve system for an LNG tank
JP2017106568A (ja) 安全弁システム、タンク、船舶、船舶における安全弁システムの運用方法
KR102827345B1 (ko) 가스 퍼징시스템의 역류방지 밸브셋 및 이를 구비하는 선박의 가스 퍼징시스템
WO2021181669A1 (ja) 流体を移送するシステム及び流体の移送方法
CA3164340C (en) System for transferring fluid and fluid transfer method
OA21007A (en) System for transferring fluid and fluid transferring method
KR102276359B1 (ko) Lngc 언로딩 시스템의 안전 장치
KR101826900B1 (ko) 화물 저장탱크 및 그의 배관 시스템
JPH11280996A (ja) 流体受入方法および流体貯蔵設備
JP2023529204A (ja) 液化ガス運搬船の燃料供給システム及び燃料供給方法
KR200488325Y1 (ko) Lng 재기화 장치 및 이를 포함하는 선박
KR102239827B1 (ko) 선박용 연료가스 공급 시스템 및 방법
KR102233194B1 (ko) 재기화설비의 안전시스템
WO2024154181A1 (ja) 液化水素設備
EP2808293A1 (en) Loading Assembly for conveying a pressurized Gas, and a floating Gas processing Unit
KR102631184B1 (ko) 선박의 벙커링라인 쿨링시스템
CN116464906B (zh) 可自动排气泄压的低温lpg装船系统
KR101875089B1 (ko) 부유식 액화천연가스 설비의 이상압력 보호장치
KR102608686B1 (ko) 카고 파이핑 시스템 및 lng 로딩 방법
KR102487006B1 (ko) Lng 재기화 시스템의 고압펌프 가압 장치
KR102239706B1 (ko) 액화가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박
CN116989258B (zh) 一种低温接收站节能系统及其工作方法
KR101973040B1 (ko) Lng 재기화 시스템 및 이를 시동하는 방법
KR102535973B1 (ko) Fsu 양방향 무어링 및 비상차단시스템 운용방법
EP2808294A1 (en) Loading Assembly and Emergency Disconnection Coupler for conveying a pressurized Gas between a floating Gas processing Unit and another Structure

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20924209

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3164340

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20924209

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP