RU2816277C2 - System for treating gas contained inside tank for storing and/or transporting gas in liquefied state and gaseous state which is installed on ship - Google Patents
System for treating gas contained inside tank for storing and/or transporting gas in liquefied state and gaseous state which is installed on ship Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816277C2 RU2816277C2 RU2022103000A RU2022103000A RU2816277C2 RU 2816277 C2 RU2816277 C2 RU 2816277C2 RU 2022103000 A RU2022103000 A RU 2022103000A RU 2022103000 A RU2022103000 A RU 2022103000A RU 2816277 C2 RU2816277 C2 RU 2816277C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reservoir
- heat exchanger
- liquefied
- gaseous state
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 75
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 231
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 188
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 93
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 7
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims description 6
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 abstract 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 33
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области судов, тяговые двигатели которых снабжаются природным газом и которые также способны содержать и/или транспортировать сжиженный природный газ.The present invention relates to the field of vessels whose propulsion engines are supplied with natural gas and which are also capable of containing and/or transporting liquefied natural gas.
Таким образом, такие суда обычно содержат резервуары, которые содержат природный газ в сниженном состоянии. Природный газ представляет собой жидкость при температурах ниже -160°C при атмосферном давлении. Эти резервуары никогда не бывают полностью теплоизолированными, что означает, что по меньшей некоторая часть природного газа отпаривается в них. Таким образом, эти резервуары содержат как природный газ в сжиженной форме, так и природный газ в газообразной форме. Этот природный газ в газообразной форме образует слой в верхней части резервуара, и давлением в этой верхней части резервуара необходимо управлять, чтобы не повредить резервуар. Как известно, по меньшей мере некоторая часть природного газа, присутствующего в газообразной форме в резервуаре, таким образом используется для снабжения, помимо прочего, двигателей, которые приводят в движение судно.Thus, such vessels typically contain tanks that contain natural gas in a reduced state. Natural gas is a liquid at temperatures below -160°C at atmospheric pressure. These tanks are never completely insulated, which means that at least some of the natural gas is steamed into them. Thus, these tanks contain both natural gas in liquefied form and natural gas in gaseous form. This natural gas in gaseous form forms a layer at the top of the tank and the pressure at this top of the tank must be controlled to avoid damaging the tank. As is known, at least some of the natural gas present in gaseous form in the reservoir is thus used to supply, among other things, the engines that propel the vessel.
Однако, когда судно неподвижно, потребление газообразного природного газа этими двигателями является нулевым или близким к нулю, при этом природный газ, присутствующий в газообразном состоянии в резервуаре, больше не потребляется этими двигателями. Таким образом, на судне установлены системы повторного сжижения, которые позволяют отпарному природному газу, присутствующему в резервуаре, конденсироваться для того, чтобы возвращать этот газ в этот резервуар в сжиженном состоянии.However, when the ship is stationary, the consumption of natural gas gas by these engines is zero or close to zero, and the natural gas present in gaseous state in the tank is no longer consumed by these engines. Thus, the ship is equipped with re-liquefaction systems that allow the boil-off natural gas present in the tank to condense in order to return the gas to that tank in a liquefied state.
Системы повторного сжижения, использующиеся в настоящее время, являются очень дорогими, и настоящее изобретение стремится преодолевать этот недостаток путем предложения системы обработки газа, которая содержит меньше компонентов, чем существующие системы, что, таким образом, позволяет уменьшать операционные затраты таких систем, при этом в то же время эксплуатируя их по меньшей мере также хорошо.Re-liquefaction systems currently in use are very expensive, and the present invention seeks to overcome this disadvantage by providing a gas treatment system that contains fewer components than existing systems, thereby reducing the operating costs of such systems, while at the same time at the same time exploiting them at least as well.
Таким образом, одним объектом настоящего изобретения является система обработки газа, содержащегося в резервуаре для хранения и/или транспортировки газа в сниженном состоянии и в газообразном состоянии, установленном на судне, которая содержит по меньшей мере:Thus, one object of the present invention is a system for treating gas contained in a tank for storing and/or transporting gas in a reduced state and in a gaseous state installed on a ship, which contains at least:
- теплообменник, выполненный с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара в газообразном состоянии, и сжатым газом, поступающим из резервуара,- a heat exchanger configured to carry out heat exchange between gas extracted from the reservoir in a gaseous state and compressed gas supplied from the reservoir,
- элемент сжатия, выполненный с возможностью сжатия газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника,- a compression element configured to compress gas in a gaseous state coming from the heat exchanger,
- устройство потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии и выполнено с возможностью снабжения сжатым газом,- a gas consumption device that consumes gas in a gaseous state and is configured to supply compressed gas,
- первую трубу, соединяющую элемент сжатия с устройством потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии,- a first pipe connecting the compression element to a gas consumption device that consumes gas in a gaseous state,
- вторую трубу, соединяющую первую трубу с входным отверстием теплообменника,- a second pipe connecting the first pipe to the inlet of the heat exchanger,
- третью трубу, соединяющую выходное отверстие теплообменника с нижней частью резервуара,- a third pipe connecting the outlet of the heat exchanger to the bottom of the tank,
- образующий пузырьки элемент, соединенный с третьей трубой и выполненный с возможностью распределения газа, поступающего из теплообменника в газообразном состоянии, в нижнюю часть резервуара.- a bubble-forming element connected to the third pipe and configured to distribute the gas coming from the heat exchanger in a gaseous state into the lower part of the reservoir.
Под «нижней частью резервуара» понимается участок резервуара, который продолжается от нижней стенки резервуара и плоскости, параллельной этой нижней стенке, и занимает не более 20% общей высоты резервуара, которая измеряется по прямой линии, перпендикулярной нижней стенке резервуара, между двумя противоположными концами этого резервуара по этой прямой линии. Предпочтительно плоскость, которая параллельна нижней стенке и способствует ограничению «нижней части резервуара», может занимать 10% общей высоты резервуара. Альтернативно образующий пузырьки элемент может быть прикреплен к нижней стенке резервуара. Из вышеизложенного следует понимать, что теплообменник выполнен с возможностью осуществления теплообмена между отпарным газом, извлеченным из резервуара, и газом, сжатым элементом сжатия. Другими словами, этот теплообменник содержит по меньшей мере первый ход, чье входное отверстие соединено с резервуаром и чье выходное отверстие соединено с элементом сжатия, и по меньшей мере второй ход, чье входное отверстие соединено с элементом сжатия и чье выходное отверстие соединено с резервуаром. Согласно изобретению образующий пузырьки элемент, конкретнее, выполнен с возможностью образования пузырьков газа и рассеивания их в нижней части резервуара. Эти пузырьки газа затем вступают в контакт с сжиженным газом, присутствующим в резервуаре. Разность температур между этими пузырьками газа и сжиженным газом, присутствующим в резервуаре, заставляет эти пузырьки газа конденсироваться.By "tank bottom" is meant the portion of the tank that extends from the bottom wall of the tank and a plane parallel to that bottom wall and occupies no more than 20% of the total height of the tank, which is measured in a straight line perpendicular to the bottom wall of the tank, between the two opposite ends of it tank along this straight line. Preferably, a plane that is parallel to the bottom wall and helps to define the "bottom of the tank" may occupy 10% of the total height of the tank. Alternatively, the bubble-forming element may be attached to the bottom wall of the reservoir. From the foregoing, it should be understood that the heat exchanger is configured to exchange heat between the boil-off gas extracted from the reservoir and the gas compressed by the compression element. In other words, this heat exchanger comprises at least a first stroke whose inlet is connected to the reservoir and whose outlet is connected to the compression element, and at least a second stroke whose inlet is connected to the compression element and whose outlet is connected to the reservoir. According to the invention, the bubble-forming element is, more specifically, configured to generate gas bubbles and disperse them in the lower part of the reservoir. These gas bubbles then come into contact with the liquefied gas present in the tank. The temperature difference between these gas bubbles and the liquefied gas present in the tank causes these gas bubbles to condense.
Согласно одному признаку настоящего изобретения система обработки газа содержит средство расширения и теплообменник, оборудованный по меньшей мере первым ходом, снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара, и по меньшей мере вторым ходом, снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара, при этом средство расширения расположено между резервуаром и первым ходом теплообменника.According to one feature of the present invention, a gas treatment system comprises expansion means and a heat exchanger equipped with at least a first stroke supplied with gas recovered in a liquefied state from the reservoir, and at least a second stroke supplied with gas recovered in a liquefied state from the reservoir, wherein the expansion means is located between the reservoir and the first stroke of the heat exchanger.
Другими словами, следует понимать, что сжиженный газ, подаваемый в первый ход, испытывает расширение, то есть уменьшение его давления, до того, как он достигнет этого первого хода, тогда как сжиженным газ, который направляется во второй ход теплообменника, достигает этого второго хода сразу же после выхода из резервуара, то есть без какого-либо изменения его давления или его температуры, кроме того, которое связано с самой перекачкой. Другими словами, следует понимать, что этот теплообменник выполнен с возможностью осуществления теплообмена между расширенным сжиженным газом и нерасширенным сжиженным газом. Например, расширенный сжиженный газ может быть расширен до давления ниже атмосферного давления. Предпочтительно разность давлений и в связи с этим температур между сжиженным газом, циркулирующим по первому ходу, и сжиженным газом, циркулирующим по второму ходу, позволяет сжиженному газу, циркулирующему по первому ходу, отпариваться и позволяет сжиженному газу, циркулирующему по второму ходу, охлаждаться. Например, выходное отверстие второго хода теплообменника может быть соединено по текучей среде с резервуаром так, что сжиженный газ, охлажденный при прохождении по второму ходу теплообменника, может быть возвращен в этот резервуар. Следует понимать, что впрыскивание охлажденного таким образом сжиженного газа способствует поддержанию стабильной температуры в резервуаре и, таким образом, ограничению явления, при котором сжиженный газ, содержащийся в резервуаре, отпаривается.In other words, it should be understood that the liquefied gas supplied to the first stroke experiences an expansion, that is, a decrease in its pressure, before it reaches this first stroke, while the liquefied gas that is sent to the second stroke of the heat exchanger reaches this second stroke immediately after leaving the tank, that is, without any change in its pressure or its temperature other than that associated with the pumping itself. In other words, it should be understood that this heat exchanger is configured to exchange heat between the expanded liquefied gas and the unexpanded liquefied gas. For example, expanded liquefied gas can be expanded to a pressure below atmospheric pressure. Preferably, the difference in pressure and therefore temperature between the liquefied gas circulating in the first passage and the liquefied gas circulating in the second passage allows the liquefied gas circulating in the first passage to be stripped and allows the liquefied gas circulating in the second passage to be cooled. For example, the outlet of the second pass of the heat exchanger may be in fluid communication with a reservoir such that liquefied gas cooled by passage through the second pass of the heat exchanger may be returned to the reservoir. It should be understood that the injection of the liquefied gas thus cooled helps to maintain a stable temperature in the tank and thus limit the phenomenon in which the liquefied gas contained in the tank is stripped.
Согласно изобретению образующий пузырьки элемент может содержать, например, по меньшей мере одну полку, снабженную отверстиями, которые образуют пузырьки газа. Предпочтительно эти отверстия распределены по всей длине полки, то есть самому длинному размеру полки, так, чтобы позволять образованным пузырькам газа равномерно распределяться в нижней части резервуара.According to the invention, the bubble-forming element can comprise, for example, at least one shelf provided with openings that form gas bubbles. Preferably, these holes are distributed along the entire length of the shelf, that is, the longest dimension of the shelf, so as to allow the gas bubbles formed to be distributed evenly in the lower part of the container.
Согласно одному примерному варианту выполнения настоящего изобретения каждое отверстие полки имеет поперечное сечение, составляющее от 0,0078 мм2 до 315 мм2. Предпочтительно такое поперечное сечение позволяет образовывать пузырьки газа, которые достаточно малы, чтобы быстро конденсироваться и, таким образом, быстро смешиваться с сжиженным газом, содержащимся в резервуаре.According to one exemplary embodiment of the present invention, each shelf opening has a cross-section ranging from 0.0078 mm 2 to 315 mm 2 . Preferably, such a cross-section allows the formation of gas bubbles that are small enough to quickly condense and thus quickly mix with the liquefied gas contained in the reservoir.
Согласно одному признаку настоящего изобретения по меньшей мере один элемент расширения расположен на первой трубе. Другими словами, следует понимать, что газ, который выходит из элемента сжатия, расширяется до того, как он достигнет теплообменника, что тем самым значительно облегчает теплообмен, который происходит в этом теплообменнике. Альтернативно природный газ может достигать теплообменника без расширения, что означает, что природный газ в этом случае достигает образующего пузырьки элемента под более высоким давлением, чем если бы он испытывал расширение до достижения теплообменника.According to one feature of the present invention, at least one expansion element is located on the first pipe. In other words, it should be understood that the gas that leaves the compression element expands before it reaches the heat exchanger, thereby greatly facilitating the heat exchange that occurs in that heat exchanger. Alternatively, the natural gas may reach the heat exchanger without expansion, meaning that the natural gas then reaches the bubble-forming element at a higher pressure than if it had experienced expansion before reaching the heat exchanger.
Согласно изобретению система обработки газа может содержать устройство сжатия, расположенное параллельно элементу сжатия, который выполнен с возможностью сжатия первой части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника, при этом устройство сжатия выполнено с возможностью сжатия второй части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника, при этом первая часть газа, поступающего из теплообменника, отличается от второй части газа, поступающего из теплообменника. Альтернативно устройство сжатия может быть использовано для предотвращения потенциального выхода из строя элемента сжатия.According to the invention, a gas treatment system may comprise a compression device arranged parallel to a compression element which is configured to compress a first portion of a gaseous state coming from a heat exchanger, wherein the compression device is configured to compress a second portion of a gaseous state coming from a heat exchanger, wherein the first portion of the gas supplied from the heat exchanger is different from the second portion of the gas supplied from the heat exchanger. Alternatively, a compression device may be used to prevent potential failure of the compression element.
Например, газ, хранящийся и/или транспортируемый в резервуаре, представляет собой природный газ. Альтернативно система обработки газа согласно изобретению может быть использована с другими типами газа, такими как газообразные углеводороды или водород, например.For example, the gas stored and/or transported in the reservoir is natural gas. Alternatively, the gas treatment system of the invention can be used with other types of gas, such as hydrocarbon gases or hydrogen, for example.
Согласно одному примерному варианту выполнения настоящего изобретения система обработки газа содержит по меньшей мере одно первое устройство потребления газа и по меньшей мере одно второе устройство потребления газа, при этом первое устройство потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под первым давлением, второе устройство потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под вторым давлением и первое давление ниже второго давления. Например, первое устройство потребления газа представляет собой электрический генератор типа DFDE (двухтопливный дизель-электрический), который представляет собой устройство потребления газа, выполненное с возможностью снабжения судна электроэнергией, а второе устройство потребления газа может представлять собой двигатель, используемый для приведения в движение судна, такой как двигатель ME GI или X DF.According to one exemplary embodiment of the present invention, a gas processing system comprises at least one first gas consumption device and at least one second gas consumption device, wherein the first gas consumption device is configured to supply compressed gas at a first pressure, the second gas consumption device is configured to supply with the possibility of supplying compressed gas at a second pressure and the first pressure below the second pressure. For example, the first gas consumption device is a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) type electric generator, which is a gas consumption device configured to supply electrical power to the vessel, and the second gas consumption device may be an engine used to propel the vessel, such as the ME GI or X DF engine.
Настоящее изобретение также относится к судну для транспортировки сжиженного газа, содержащему по меньшей мере один резервуар для груза сжиженного газа, по меньшей мере одно устройство потребления газа, которое потребляет отпарной газ, и по меньшей мере одну систему обработки газа, которая объяснена выше.The present invention also relates to a liquefied gas transport vessel comprising at least one liquefied gas cargo tank, at least one gas consumption device that consumes boil-off gas, and at least one gas treatment system, which is explained above.
Настоящее изобретение дополнительно относится к системе загрузки или разгрузки сжиженного газа, которая объединяет по меньшей мере одно береговое средство и по меньшей мере одно судно для транспортировки сжиженного газа согласно изобретению.The present invention further relates to a liquefied gas loading or unloading system that integrates at least one shore facility and at least one liquefied gas transport vessel according to the invention.
Настоящее изобретение дополнительно относится к способу, содержащему этапы, на которых:The present invention further relates to a method comprising the steps of:
- извлекают газ в газообразном состоянии из резервуара,- extract gas in a gaseous state from the reservoir,
- нагревают газ, извлеченный в газообразном состоянии из резервуара, путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике, с газом, сжатым элементом сжатия,- heating the gas extracted in a gaseous state from the reservoir by heat exchange carried out in the heat exchanger with the gas compressed by the compression element,
- сжимают нагретый газ посредством элемента сжатия,- compress the heated gas by means of a compression element,
- подают первую часть нагретого и сжатого газа в по меньшей мере одно устройство потребления газа, которое потребляет отпарной газ,- supplying the first part of the heated and compressed gas to at least one gas consumption device, which consumes the boil-off gas,
- охлаждают вторую часть нагретого и сжатого газа путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике, с газом, извлеченным в газообразном состоянии из резервуара,- cool the second part of the heated and compressed gas by heat exchange carried out in the heat exchanger with gas extracted in a gaseous state from the reservoir,
- распределяют в нижнюю часть резервуара вторую часть газа, охлажденную путем пропускания ее через теплообменник.- distributing the second part of the gas, cooled by passing it through a heat exchanger, into the lower part of the tank.
Согласно изобретению на этапе распределения второй части охлажденного газа из этой второй части охлажденного газа образуют пузырьки.According to the invention, in the step of distributing the second part of the cooled gas, bubbles are formed from this second part of the cooled gas.
Согласно одному признаку настоящего изобретения давление на входе в третью трубу превышает давление, измеренное в нижней части резервуара.According to one feature of the present invention, the pressure at the inlet of the third pipe is greater than the pressure measured at the bottom of the reservoir.
Способ обработки газа согласно настоящему изобретению также может содержать по меньшей мере этап, на котором переохлаждают природный газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара, и по меньшей мере этап, на котором хранят переохлажденный природный газ в нижней части резервуара. Согласно изобретению этап переохлаждения выполняют путем теплообмена между природным газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии и удерживаемым под атмосферным давлением, и природным газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии и расширенным до давления ниже атмосферного. Другими словами, из вышеизложенного следует понимать, что этап переохлаждения природного газа, извлеченного в сжиженном состоянии из резервуара, выполняют в вышеупомянутом теплообменнике.The gas treatment method of the present invention may also comprise at least a step of supercooling natural gas extracted in a liquefied state from a reservoir and at least a step of storing the supercooled natural gas in a lower part of the reservoir. According to the invention, the subcooling step is performed by heat exchange between natural gas extracted from the reservoir in a liquefied state and maintained at atmospheric pressure, and natural gas extracted from the reservoir in a liquefied state and expanded to subatmospheric pressure. In other words, from the above, it should be understood that the step of supercooling the natural gas extracted in a liquefied state from the reservoir is carried out in the above-mentioned heat exchanger.
Предпочтительно этап переохлаждения природного газа, извлеченного в сжиженном состоянии из резервуара, этап хранения переохлажденного природного газа в нижней части резервуара и этап распределения в нижней части резервуара второй части газа, охлажденной путем пропускания ее через теплообменник, выполняют в таком порядке по меньшей мере два раза подряд. Как отмечено ранее, этапы переохлаждения и хранения переохлажденного сжиженного природного газа позволяют понижать температуру природного газа, присутствующего в сжиженном состоянии в резервуаре. В свою очередь, этап распределения второй части охлажденного газа имеет тенденцию к увеличению температуры природного газа, присутствующего в сжиженном состоянии в резервуаре. Другими словами, этапы переохлаждения и хранения переохлажденного природного газа могут быть использованы для поддержания температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре, так, чтобы предотвращать отпаривание слишком большого количества этого сжиженного природного газа во время этапа распределения газа в нижнюю часть резервуара, так как избыточное отпаривание будет приводить к увеличению количества газообразного природного газа, присутствующего в верхней части резервуара, и в связи с этим к увеличению давления в этом резервуаре, что может в конечном итоге повреждать его. Этапы переохлаждения, хранения и распределения природного газа в резервуаре в связи с этим способствуют стабильности давления в этом резервуаре.Preferably, the step of supercooling the natural gas extracted in a liquefied state from the reservoir, the step of storing the supercooled natural gas in the lower part of the reservoir and the step of distributing in the lower part of the reservoir the second part of the gas cooled by passing it through a heat exchanger are performed in this order at least twice in a row. . As noted previously, the subcooling and storage steps of supercooled liquefied natural gas allow the temperature of the natural gas present in a liquefied state in the reservoir to be lowered. In turn, the stage of distributing the second portion of the cooled gas tends to increase the temperature of the natural gas present in a liquefied state in the reservoir. In other words, the subcooling and subcooling natural gas storage steps can be used to maintain the temperature of the liquefied natural gas contained in the tank so as to prevent too much of the liquefied natural gas from being stripped off during the gas distribution step to the bottom of the tank because excess stripping will lead to an increase in the amount of natural gas gas present at the top of the tank and therefore an increase in the pressure in that tank, which can ultimately damage it. The subcooling, storage and distribution stages of natural gas in a reservoir therefore contribute to the pressure stability of that reservoir.
Наконец, настоящее изобретение относится к способу загрузки сжиженного газа в судно для транспортировки газа или выгрузки сжиженного газа из судна для транспортировки газа согласно изобретению.Finally, the present invention relates to a method for loading liquefied gas into a gas transport vessel or unloading liquefied gas from a gas transport vessel according to the invention.
Дополнительные признаки, подробности и преимущества изобретения станут более очевидными из прочтения следующего описания, с одной стороны, а, с другой стороны, из примерного варианта выполнения, приведенного в качестве неограничивающего указания и со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:Additional features, details and advantages of the invention will become more apparent from a reading of the following description, on the one hand, and, on the other hand, from an exemplary embodiment given by way of non-limiting indication and with reference to the accompanying drawings, in which:
На Фиг. 1 схематически проиллюстрирована система обработки газа согласно настоящему изобретению;In FIG. 1 schematically illustrates a gas treatment system according to the present invention;
На Фиг. 2 схематически проиллюстрирован первый режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;In FIG. 2 schematically illustrates a first mode of operation of the gas treatment system illustrated in FIG. 1;
На Фиг. 3 схематически проиллюстрирован второй режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;In FIG. 3 schematically illustrates a second mode of operation of the gas treatment system illustrated in FIG. 1;
На Фиг. 4 схематически проиллюстрирован третий режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;In FIG. 4 schematically illustrates the third mode of operation of the gas treatment system illustrated in FIG. 1;
Фиг. 5 представляет собой схематическое изображение с вырезанной частью резервуара судна для транспортировки метана и терминала для загрузки и/или разгрузки этого резервуара.Fig. 5 is a schematic cut-out view of a methane transport vessel tank and a terminal for loading and/or unloading the tank.
В остальной части описания термины «по ходу перед» и «по ходу после» понимаются согласно направлению, в котором газ в сжиженном, газообразном или двухфазном состоянии циркулирует по рассматриваемому элементу. На фигурах 2-4 сплошная линия представляет трубы контура, по которым газ циркулирует в сжиженном, газообразном или двухфазном состоянии, тогда как пунктирной линией изображены трубы контура, по которым газ не циркулирует.In the remainder of the description, the terms “upstream” and “downstream” are understood according to the direction in which the gas, in a liquefied, gaseous or two-phase state, circulates through the element in question. In figures 2-4, the solid line represents circuit pipes through which gas circulates in a liquefied, gaseous or two-phase state, while the dotted line represents circuit pipes through which gas does not circulate.
На фигурах 1-4 проиллюстрирована система 100 обработки газа, содержащегося в сжиженном состоянии и в газообразном состоянии в резервуаре 200, и различные режимы работы этой системы 100 обработки газа. В описании, которое следует далее, пространство в резервуаре 200, которое занято газом в газообразном состоянии, называется «верхняя часть 201 резервуара». Система 100 согласно настоящему изобретению, когда она находится в стационарном состоянии, то есть когда газ, будь то в газообразном, сжиженном или двухфазном состоянии, не циркулирует, будет описана в первую очередь со ссылкой на фигуру 1. Три различных режима работы системы 100 обработки газа согласно изобретению будут затем описаны со ссылкой на фигуры 2-4 с указанием различия между первым режимом работы, называемым «в равновесии», вторым режимом работы, называемым «принудительное отпаривание», и третьим режимом работы, называемым «повторное сжижение». В остальной части описания термины «система 100 обработки газа» и «система 100» будут использоваться без различия.Figures 1-4 illustrate a gas processing system 100 contained in a liquefied state and a gaseous state in a reservoir 200 and various modes of operation of this gas processing system 100. In the description that follows, the space in the tank 200 that is occupied by the gas in the gaseous state is referred to as the “tank top 201.” The system 100 according to the present invention, when it is in a steady state, that is, when the gas, whether in a gaseous, liquefied or two-phase state, is not circulating, will be described first with reference to Figure 1. Three different modes of operation of the gas processing system 100 according to the invention will then be described with reference to figures 2-4, indicating the differences between the first mode of operation, called "in equilibrium", the second mode of operation, called "forced stripping", and the third mode of operation, called "re-liquefaction". Throughout the remainder of the description, the terms “gas processing system 100” and “system 100” will be used without distinction.
Описание, которое последует, представляет один особый пример применения настоящего изобретения, в котором резервуар 200 содержит природный газ. Следует понимать, что это всего лишь пример применения и что система 100 обработки газа согласно изобретению может быть использована с другими типами газа, такими как газообразные углеводороды или водород, например.The description that follows presents one particular example of the application of the present invention in which the reservoir 200 contains natural gas. It should be understood that this is just an example application and that the gas treatment system 100 of the invention may be used with other types of gas, such as hydrocarbon gases or hydrogen, for example.
На фигуре 1 прежде всего схематически проиллюстрирована система 100 обработки газа, содержащегося в резервуаре 200, согласно изобретению, когда она находится в стационарном состоянии. Согласно изобретению система 100 содержит по меньшей мере теплообменник 110, по меньшей мере элемент 120 сжатия, по меньшей мере устройство 130 потребления газа и по меньшей мере образующий пузырьки элемент 140. Согласно примеру, проиллюстрированному здесь, система 100 дополнительно содержит устройство 121 сжатия, средство 122 сжатия, теплообменник 170 и другое устройство 131 потребления газа.Figure 1 first schematically illustrates a system 100 for treating gas contained in a reservoir 200 according to the invention when it is in a stationary state. According to the invention, system 100 includes at least a heat exchanger 110, at least a compression element 120, at least a gas consumption device 130, and at least a bubble forming element 140. According to the example illustrated herein, the system 100 further includes a compression device 121, a means 122 compression, heat exchanger 170 and other gas consumption device 131.
Как изображено, по меньшей мере первая труба 101 расположена между элементом 120 сжатия и устройством 130 потребления газа, по меньшей мере вторая труба 102 расположена между первой трубой 101 и теплообменником 110 и по меньшей мере третья труба 103 расположена между теплообменником 110 и нижней частью резервуара, то есть участком резервуара, продолжающимся от нижней стенки 202 резервуара 200 и плоскости, параллельной этой нижней стенке, и занимающим максимум 20% общей высоты h резервуара, которая измеряется по прямой линии, перпендикулярной нижней стенке резервуара, между двумя противоположными концами этого резервуара по этой прямой линии. Предпочтительно плоскость, параллельная нижней стенке резервуара, которая способствует ограничению «нижней части резервуара», может занимать 10% общей высоты h резервуара. Альтернативно образующий пузырьки элемент может быть прикреплен к нижней стенке 202 резервуара.As depicted, at least a first pipe 101 is located between the compression element 120 and the gas consumption device 130, at least a second pipe 102 is located between the first pipe 101 and the heat exchanger 110, and at least a third pipe 103 is located between the heat exchanger 110 and the bottom of the tank, that is, a portion of the tank extending from the bottom wall 202 of the tank 200 and a plane parallel to that bottom wall, and occupying a maximum of 20% of the total height h of the tank, which is measured in a straight line perpendicular to the bottom wall of the tank, between two opposite ends of that tank along that straight line lines. Preferably, the plane parallel to the bottom wall of the tank, which helps to define the "bottom of the tank", may occupy 10% of the total height h of the tank. Alternatively, the bubble-forming element may be attached to the bottom wall 202 of the reservoir.
Также следует отметить, что теплообменник 110 содержит по меньшей мере первый ход 111, соединенный, с одной стороны, с резервуаром 200, и, конкретнее, с верхней частью 201 резервуара, а, с другой стороны, с элементом 120 сжатия, и по меньшей мере второй ход 112, соединенный, с одной стороны, с элементом 120 сжатия, а, с другой стороны, с резервуаром 200. Конкретнее, входное отверстие 113 первого хода 111 соединено с верхней частью 201 резервуара четвертой трубой 104, выходное отверстие 114 первого хода 111 соединено с элементом 120 сжатия пятой трубой 105, входное отверстие 115 второго хода 112 само по себе соединено с элементом 120 сжатия второй трубой 102, а выходное отверстие 116 этого второго хода 112 соединено с нижней частью резервуара 200 третьей трубой 103. Другими словами, следует понимать, что по первому ходу 111 теплообменника 110 проходит природный газ в газообразном состоянии, извлеченный из резервуара 200 и, конкретнее, из верхней части 201 резервуара, и что по второму ходу 112 этого теплообменника 110 проходит природный газ, извлеченный из резервуара 200 и, конкретнее, из верхней части 201 резервуара, который затем сжимается элементом 120 сжатия. Другими словами, теплообменник 110 выполнен с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и направленным непосредственно в теплообменник 110, и газом, извлеченным в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и по меньшей мере частично сжатым элементом 120 сжатия. Под «отправленный непосредственно в теплообменник 110» понимается, что природный газ, извлеченный в газообразном состоянии, не испытывает изменения давления или температуры, кроме того, которое связано с его извлечением, до того, как он достигнет теплообменника 110 и, конкретнее, первого хода 111 этого теплообменника 110. Также следует отметить, что на второй трубе 102 имеется клапан 150, а именно между первой трубой 101 и теплообменником 110. Альтернативно клапан 150 может быть размещен по ходу после теплообменника 110, то есть расположен на третьей трубе 103. Таким образом, этот клапан 150 управляет подачей газообразного природного газа во второй ход 112 теплообменника 110.It should also be noted that the heat exchanger 110 includes at least a first stroke 111 connected on the one hand to the reservoir 200, and more specifically to the upper part 201 of the reservoir, and on the other hand to the compression element 120, and at least a second stroke 112 connected on the one hand to the compression element 120 and on the other hand to the reservoir 200. More specifically, the inlet 113 of the first stroke 111 is connected to the upper part 201 of the reservoir by the fourth pipe 104, the outlet 114 of the first stroke 111 is connected with the compression element 120 by the fifth pipe 105, the inlet 115 of the second stroke 112 is itself connected to the compression element 120 by the second pipe 102, and the outlet 116 of this second stroke 112 is connected to the bottom of the reservoir 200 by the third pipe 103. In other words, it is understood that that the first passage 111 of the heat exchanger 110 carries natural gas in a gaseous state extracted from the reservoir 200 and, more specifically, from the upper part 201 of the reservoir, and that the second passage 112 of this heat exchanger 110 carries natural gas extracted from the reservoir 200 and, more specifically, from the top of the reservoir 201, which is then compressed by the compression element 120. In other words, the heat exchanger 110 is configured to exchange heat between a gas extracted in a gaseous state from the reservoir top 201 and directed directly to the heat exchanger 110, and a gas extracted in a gaseous state from the reservoir top 201 and at least partially compressed by the compression element 120 . By "sent directly to heat exchanger 110" it is meant that the natural gas recovered in a gaseous state does not experience a change in pressure or temperature other than that associated with its extraction before it reaches the heat exchanger 110 and, more specifically, the first pass 111 of this heat exchanger 110. It should also be noted that there is a valve 150 on the second pipe 102, namely between the first pipe 101 and the heat exchanger 110. Alternatively, the valve 150 can be located downstream of the heat exchanger 110, that is, located on the third pipe 103. Thus, this valve 150 controls the supply of natural gas gas to the second stroke 112 of the heat exchanger 110.
Более того, третья труба 103 соединена с образующим пузырьки элементом 140, который проходит в нижней части резервуара. Этот образующий пузырьки элемент 140 согласно примеру, проиллюстрированному здесь, содержит полку 141, снабженную отверстиями 142, выполненными с возможностью образования пузырьков 143 природного газа. Например, каждое из этих отверстий 142 имеет поперечное сечение от 0,0078 мм2 до 315 мм2. Как будет описано более подробно ниже, в частности, со ссылкой на третий режим работы системы 100 согласно изобретению, эти пузырьки 143 природного газа таким образом смешиваются с сжиженным природным газом, присутствующим в резервуаре 200, что позволяет газообразному природному газу, из которого образованы эти пузырьки 143 газа, конденсироваться и таким образом возвращаться в сжиженное состояние.Moreover, the third pipe 103 is connected to a bubble-forming element 140, which extends at the bottom of the tank. This bubble forming element 140 according to the example illustrated herein includes a shelf 141 provided with openings 142 configured to form bubbles 143 of natural gas. For example, each of these holes 142 has a cross-section from 0.0078 mm 2 to 315 mm 2 . As will be described in more detail below, in particular with reference to the third mode of operation of the system 100 according to the invention, these natural gas bubbles 143 are thus mixed with the liquefied natural gas present in the tank 200, allowing the natural gas gas from which these bubbles are formed 143 gases, condense and thus return to a liquefied state.
Элемент 120 сжатия и устройство 121 сжатия соединены с одними и теми же элементами системы 100, что означает, что они соединены пятой трубой 105 с первым ходом 111 теплообменника 110, с одной стороны, с первым устройством 130 потребления газа первой трубой 101 и со вторым устройством 131 потребления газа шестой трубой 106, с другой стороны. Конкретнее, следует отметить, что газообразный природный газ, сжатый элементом 120 сжатия, и газообразный природный газ, сжатый устройством 121 сжатия, могут смешиваться в одной трубе, которая затем разделяется для достижения первого или второго устройства 130, 131 потребления газа. Например, первое устройство 130 потребления газа представляет собой электрический генератор типа DFDE (двухтопливный дизель-электрический), то есть устройство потребления газа, выполненное с возможностью подачи электроэнергии на судно, а второе устройство 131 потребления газа может представлять собой двигатель для приведения в движение судна, такой как двигатель ME GI или X DF. Следует понимать, что это всего лишь один примерный вариант выполнения настоящего изобретения и что может быть предусмотрена установка других устройств потребления газа без отклонения от контекста настоящего изобретения. Более того, шестая труба 106 также соединена по текучей среде со второй трубой 102. Другими словами, одна часть сжатого природного газа, предназначенного для подачи во второе устройство 131 потребления газа, может быть перенаправлена для подачи во второй ход 112 теплообменника 110. Для того, чтобы управлять этим перенаправлением сжатого природного газа, предназначенного для снабжения второго устройства 131 потребления газа, между шестой трубой 106 и теплообменником 110 установлен клапан 151.The compression element 120 and the compression device 121 are connected to the same elements of the system 100, which means that they are connected by the fifth pipe 105 to the first stroke 111 of the heat exchanger 110, on the one hand, to the first gas consumption device 130 by the first pipe 101 and to the second device 131 gas consumption by the sixth pipe 106, on the other hand. More specifically, it should be noted that gaseous natural gas compressed by the compression element 120 and gaseous natural gas compressed by the compression device 121 can be mixed in one pipe, which is then separated to reach the first or second gas consumption device 130, 131. For example, the first gas consumption device 130 is a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) type electric generator, that is, a gas consumption device configured to supply electrical power to a vessel, and the second gas consumption device 131 may be an engine for propelling the vessel, such as the ME GI or X DF engine. It should be understood that this is just one exemplary embodiment of the present invention and that other gas consumption devices may be provided without departing from the context of the present invention. Moreover, the sixth pipe 106 is also in fluid connection with the second pipe 102. In other words, one portion of the compressed natural gas intended to be supplied to the second gas consumption device 131 can be redirected to be supplied to the second passage 112 of the heat exchanger 110. In order, To control this redirection of compressed natural gas intended to supply the second gas consumption device 131, a valve 151 is installed between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110.
Согласно различным примерам применения настоящего изобретения может быть предусмотрено, что работает только элемент 120 сжатия, при этом устройство 121 сжатия гарантирует резервирование, что означает, что устройство 121 сжатия в этом случае способно заменять элемент 120 сжатия, если последний выходит из строя. Альтернативно может быть предусмотрено, что элемент 120 сжатия и устройство 121 сжатия работают одновременно, что означает, что первая часть природного газа, поступающего из теплообменника 110, затем сжимается элементом сжатия, а вторая часть природного газа, поступающего из теплообменника 110, в свою очередь, сжимается устройством 121 сжатия, при этом первая часть и вторая часть природного газа, поступающего из теплообменника, различаются.According to various application examples of the present invention, it can be provided that only the compression element 120 operates, with the compression device 121 guaranteeing redundancy, which means that the compression device 121 is then able to replace the compression element 120 if the latter fails. Alternatively, it may be provided that the compression element 120 and the compression device 121 operate simultaneously, which means that the first part of the natural gas coming from the heat exchanger 110 is then compressed by the compression element, and the second part of the natural gas coming from the heat exchanger 110 is in turn compressed. is compressed by the compression device 121, wherein the first part and the second part of the natural gas supplied from the heat exchanger are different.
Согласно любому из этих примеров применений природный газ достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия в газообразном состоянии и под давлением около 0,1 МПа и этот природный газ выходит из элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия в газообразном состоянии и под высоким давлением, то есть давлением от 0,1 МПа до 40 МПа, предпочтительно от 0,1 МПа до 1,7 МПа и еще более предпочтительно от 0,6 МПа до 1,7 МПа. Уровень сжатия на выходе из этого элемента 120 сжатия и/или этого устройства 121 сжатия определяется согласно типу устройства потребления газа, которое подлежит снабжению.According to any of these example applications, natural gas reaches the compression element 120 and/or compression device 121 in a gaseous state and at a pressure of about 0.1 MPa, and this natural gas exits the compression element 120 and/or compression device 121 in a gaseous state and at a high pressure. pressure, that is, a pressure from 0.1 MPa to 40 MPa, preferably from 0.1 MPa to 1.7 MPa and even more preferably from 0.6 MPa to 1.7 MPa. The compression level at the outlet of this compression element 120 and/or this compression device 121 is determined according to the type of gas consumption device to be supplied.
Более того, элемент 181 расширения может быть расположен на первой трубе 101 и, конкретнее, между элементом 120 сжатия и второй трубой 102 так, чтобы расширять природный газ, выходящий из элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, до того, как этот газ достигнет теплообменника 110, в котором, как будет описано более подробно ниже, сжатый природный газ отдает тепловую энергию природному газу в газообразной форме, непосредственно направленному в теплообменник 110 из верхней части 201 резервуара. Также следует отметить, что шестая труба 106 не имеет элемента расширения. Другими словами, когда клапан 151, расположенный между шестой трубой 106 и теплообменником 110, открыт для снабжения второго хода 112 этого теплообменника 110, природный газ, которым этот второй ход 112 снабжается, находится под давлением от 0,1 МПа до 40 МПа, предпочтительно от 0,1 МПа до 1,7 МПа и еще более предпочтительно от 0,6 МПа до 1,7 МПа. Другими словами, открытие клапана 151, расположенного между шестой трубой 106 и теплообменником 110, позволяет снабжать образующий пузырьки элемент 140 природным газом под высоким давлением. В связи с этим следует понимать, что клапан 150, расположенный на второй трубе 102, и клапан 151, расположенный между шестой трубой 106 и теплообменником 110, никогда не открываются одновременно.Moreover, the expansion element 181 may be located on the first pipe 101 and, more specifically, between the compression element 120 and the second pipe 102 so as to expand the natural gas exiting the compression element 120 and/or the compression device 121 before the gas will reach the heat exchanger 110, in which, as will be described in more detail below, the compressed natural gas provides thermal energy to the natural gas in gaseous form directly directed to the heat exchanger 110 from the top of the tank 201. It should also be noted that the sixth pipe 106 does not have an expansion element. In other words, when the valve 151 located between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 is opened to supply the second passage 112 of the heat exchanger 110, the natural gas with which the second passage 112 is supplied is at a pressure of from 0.1 MPa to 40 MPa, preferably from 0.1 MPa to 1.7 MPa and even more preferably from 0.6 MPa to 1.7 MPa. In other words, opening the valve 151 located between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 allows the bubble forming element 140 to be supplied with high pressure natural gas. In this regard, it should be understood that the valve 150 located on the second pipe 102 and the valve 151 located between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 are never opened simultaneously.
В свою очередь, теплообменник 170 также содержит первый ход 171 и второй ход 172. Как проиллюстрировано, первый ход 171 соединен, с одной стороны, с первым насосом 210, расположенным в нижней части резервуара 200, а, с другой стороны, со средством 122 сжатия, а второй ход 172 соединен, с одной стороны, со вторым насосом 220, расположенным в нижней части резервуара 200, а, с другой стороны, также с резервуаром 200 и, точнее, с частью резервуара 200, в которой природный газ хранится в сжиженном состоянии. Конкретнее, входное отверстие 173 первого хода 171 соединено с первым насосом 210, выходное отверстие 174 первого хода 171 соединено со средством 122 сжатия, входное отверстие 175 второго хода 172 соединено со вторым насосом 220, а выходное отверстие 176 второго хода 172 соединено с резервуаром 200. Под «соединено с резервуаром» здесь понимается, что седьмая труба 107 соединена с выходным отверстием второго хода 172 теплообменника 170 и что эта седьмая труба 107 ведет в резервуар 200. Согласно примерному варианту выполнения, который не проиллюстрирован здесь, первый ход и второй ход теплообменника могут снабжаться одним и тем же насосом, при этом в этом случае между этим единственным насосом и входными отверстиями первого и второго ходов теплообменника образуется вилка.In turn, the heat exchanger 170 also includes a first stroke 171 and a second stroke 172. As illustrated, the first stroke 171 is connected, on the one hand, to a first pump 210 located at the bottom of the reservoir 200, and, on the other hand, to a compression means 122 , and the second stroke 172 is connected, on the one hand, to a second pump 220 located in the lower part of the tank 200, and, on the other hand, also to the tank 200 and, more precisely, to the part of the tank 200 in which natural gas is stored in a liquefied state . More specifically, the inlet 173 of the first stroke 171 is connected to the first pump 210, the outlet 174 of the first stroke 171 is connected to the compression means 122, the inlet 175 of the second stroke 172 is connected to the second pump 220, and the outlet 176 of the second stroke 172 is connected to the reservoir 200. By “connected to the reservoir” it is meant that the seventh pipe 107 is connected to the outlet of the second pass 172 of the heat exchanger 170 and that the seventh pipe 107 leads to the reservoir 200. According to an exemplary embodiment, which is not illustrated here, the first pass and the second pass of the heat exchanger may be supplied with the same pump, in which case a fork is formed between this single pump and the inlets of the first and second passes of the heat exchanger.
Более того, между первым насосом 210 и теплообменником 170 расположено средство 182 расширения. Другими словами, газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара 200 первым насосом 210, расширяется до того, как он достигнет первого хода 171 теплообменника 170. Под «расширяется» понимается, что сжиженный природный газ испытывает уменьшение его давления. Другими словами, природный газ, извлеченный из резервуара в сжиженном состоянии первым насосом 210, достигает теплообменника 170 под давлением ниже атмосферного давления. Можно отметить, что, в отличие от этого, второй насос 220 выполнен с возможностью направления природного газа, извлеченного в сниженном состоянии из резервуара 200, непосредственно во второй ход 172 теплообменника 170, что означает, что природный газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара 200, не испытывает никакого изменения температуры или давления, кроме того, которое связано с самой перекачкой, до того, как он достигнет второго хода 172 теплообменника 170. Таким образом, теплообменник 170 выполнен с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара 200 в сжиженном состоянии, который подвергся расширению, и газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии, который не испытал никакого изменения давления. Согласно не проиллюстрированному варианту выполнения, в котором первый ход и второй ход теплообменника снабжаются одним и тем же насосом, средство расширения расположено по ходу после вилки, то есть между вилкой и первым ходом теплообменника. В связи с этим из вышеприведенного следует понимать, что сжиженный природный газ, который циркулирует по первому ходу 171, нагревается до точки отпаривания, тогда как сжиженный природный газ, циркулирующий по второму ходу 172, переохлаждается до возврата в нижнюю часть резервуара 200.Moreover, an expansion means 182 is located between the first pump 210 and the heat exchanger 170. In other words, the gas extracted in a liquefied state from the reservoir 200 by the first pump 210 expands before it reaches the first stroke 171 of the heat exchanger 170. By "expands" it is meant that the liquefied natural gas experiences a decrease in its pressure. In other words, the natural gas extracted from the reservoir in a liquefied state by the first pump 210 reaches the heat exchanger 170 at a pressure below atmospheric pressure. It may be noted that, in contrast, the second pump 220 is configured to direct the natural gas extracted in a reduced state from the reservoir 200 directly into the second stroke 172 of the heat exchanger 170, which means that the natural gas extracted in a liquefied state from the reservoir 200 , does not experience any change in temperature or pressure other than that associated with the pumping itself before it reaches the second stroke 172 of the heat exchanger 170. Thus, the heat exchanger 170 is configured to exchange heat between the gas extracted from the reservoir 200 in a liquefied state , which has undergone expansion, and gas extracted from the reservoir in a liquefied state, which has not experienced any change in pressure. According to an embodiment not illustrated, in which the first stroke and the second stroke of the heat exchanger are supplied by the same pump, the expansion means is located downstream of the fork, that is, between the fork and the first stroke of the heat exchanger. In this regard, it will be understood from the above that the liquefied natural gas that circulates through the first pass 171 is heated to the stripping point, while the liquefied natural gas that circulates through the second pass 172 is supercooled before returning to the bottom of the tank 200.
Как отмечено выше, сжиженный природный газ циркулирует по первому ходу 171 теплообменника 170 под давлением ниже атмосферного давления. Следовательно, для того, чтобы гарантировать, что этот сжиженный природный газ действительно течет, средство 122 сжатия, расположенное между этим теплообменником 170 и элементом 120 сжатия, выполнено с возможностью возврата природного газа, выходящего из этого теплообменника 170, к давлению, близкому к атмосферному давлению. Например, это средство 122 сжатия выполнено с возможностью сжатия природного газа под давлением от 0,35 МПа до 0,1 МПа. Природный газ, сжатый таким образом, способен достигать элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном или каждом из которых он испытывает второе сжатие.As noted above, the liquefied natural gas circulates through the first pass 171 of the heat exchanger 170 at a pressure below atmospheric pressure. Therefore, in order to ensure that this liquefied natural gas actually flows, the compression means 122 located between this heat exchanger 170 and the compression element 120 is configured to return the natural gas exiting this heat exchanger 170 to a pressure close to atmospheric pressure . For example, this compression means 122 is configured to compress natural gas at a pressure of 0.35 MPa to 0.1 MPa. The natural gas thus compressed is capable of reaching the compression element 120 and/or the compression device 121, in one or each of which it experiences a second compression.
Первый режим работы системы 100 согласно изобретению будет далее описан со ссылкой на фигуру 2. Как отмечено ранее, этот первый режим работы называется «в равновесии». Другими словами, этот первый режим работы соответствует идеальному сценарию, в котором количество отпарного природного газа, присутствующего в верхней части 201 резервуара в газообразном состоянии, идентично требованиям устройства 130 и/или 131 потребления газа. Как схематически проиллюстрировано, в этом первом режиме работы клапаны 150, 151 закрыты и первый и второй насосы 210, 220 не работают. В этом первом режиме работы природный газ, таким образом, извлекается в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и затем направляется непосредственно в элемент 120 сжатия и/или устройство 121 сжатия так, что его давление может быть увеличено для снабжения устройства 130 и/или 131 потребления газа.A first mode of operation of the system 100 according to the invention will be further described with reference to FIG. 2. As noted previously, this first mode of operation is referred to as "at equilibrium". In other words, this first mode of operation corresponds to an ideal scenario in which the amount of boil-off natural gas present in the upper part of the reservoir 201 in a gaseous state is identical to the requirements of the gas consumption device 130 and/or 131. As schematically illustrated, in this first mode of operation, the valves 150, 151 are closed and the first and second pumps 210, 220 are not operated. In this first mode of operation, natural gas is thus recovered in a gaseous state from the top of the reservoir 201 and is then directed directly to the compression element 120 and/or the compression device 121 so that its pressure can be increased to supply the device 130 and/or 131 gas consumption.
На фигуре 3 проиллюстрирован второй режим работы системы 100 согласно изобретению, который называется «принудительное отпаривание». Этот второй режим работы осуществляется, когда количество газообразного природного газа, присутствующего в верхней части 201 резервуара, ниже требований элемента/элементов устройства потребления газа. Этот второй режим работы предпочтительно позволяет газообразному природному газу образовываться из сжиженного природного газа так, чтобы иметь возможность снабжать этот или эти элементы устройства.Figure 3 illustrates a second mode of operation of the system 100 according to the invention, which is called "forced steaming". This second mode of operation occurs when the amount of natural gas gas present in the upper portion of the reservoir 201 is below the requirements of the gas consumption device element(s). This second mode of operation preferably allows gaseous natural gas to be generated from the liquefied natural gas so as to be able to supply this or these elements of the device.
Как изображено на фигуре 3, в этом втором режиме работы и первый насос 210, и второй насос 220 активированы, тогда как клапаны 150, 151, расположенные соответственно на второй трубе 102 и между шестой трубой 106 и теплообменником 110, закрыты, так, что сжатый природный газ, поступающий из элемента 120 сжатия и/или из устройства 121 сжатия, полностью направляется в элемент/элементы устройства потребления газа. Другими словами, в этом втором режиме работы второй ход 112 теплообменника 110 не снабжается, и природный газ, извлеченный из резервуара в газообразном состоянии, направляется непосредственно в элемент 120 сжатия и/или устройство 121 сжатия.As depicted in FIG. 3, in this second operating mode, both the first pump 210 and the second pump 220 are activated while the valves 150, 151 located respectively on the second pipe 102 and between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 are closed so that the compressed the natural gas coming from the compression element 120 and/or from the compression device 121 is completely directed to the element/elements of the gas consumption device. In other words, in this second mode of operation, the second stroke 112 of the heat exchanger 110 is not supplied, and the natural gas extracted from the reservoir in a gaseous state is sent directly to the compression element 120 and/or the compression device 121.
В свою очередь, теплообменник 170 снабжается природным газом, извлеченным из резервуара 200 в сжиженном состоянии. Таким образом, первый насос 210 извлекает сжиженный природный газ из резервуара 200, этот сжиженный природный газ проходит через средство 182 расширения, в котором он испытывает уменьшение его давления. Например, может быть предусмотрено, что это расширение позволяет сжиженному природному газу переходить от атмосферного давления, а именно около 0,1 МПа, к давлению ниже атмосферного давления, например, давлению около 0,035 МПа. Таким образом, первый ход 171 теплообменника 170 снабжается сжиженным природным газом под низким давлением.In turn, the heat exchanger 170 is supplied with natural gas extracted from the reservoir 200 in a liquefied state. Thus, the first pump 210 extracts liquefied natural gas from the reservoir 200, this liquefied natural gas passes through the expansion means 182, in which it experiences a decrease in its pressure. For example, it may be envisaged that this expansion allows the liquefied natural gas to pass from atmospheric pressure, namely about 0.1 MPa, to a pressure below atmospheric pressure, for example, pressure about 0.035 MPa. Thus, the first stroke 171 of the heat exchanger 170 is supplied with low pressure liquefied natural gas.
Второй насос 220 также извлекает сжиженный природный газ из резервуара 200 для снабжения непосредственно второго хода 172 теплообменника 170. Таким образом, второй ход 172 теплообменника 170 снабжается сжиженным природным газом под атмосферным давлением. Как отмечено ранее, затем осуществляется теплообмен в теплообменнике 170 между сжиженным природным газом под низким давлением, циркулирующим по первому ходу 171, и сжиженным природным газом под атмосферным давлением, циркулирующим по второму ходу 172. Это приводит к отпариванию сжиженного природного газа под низким давлением, циркулирующего по первому ходу 171, и переохлаждению сжиженного природного газа под атмосферным давлением, циркулирующего по второму ходу 172. Переохлажденный сжиженный природный газ может затем быть возвращен в нижнюю часть резервуара 200 по седьмой трубе 107, тогда как отпарной природный газ выходит из первого хода 171 в газообразном состоянии для достижения средства 122 сжатия, в котором он испытывает увеличение его давления. Как отмечено выше, средство 122 сжатия способно сжимать газообразный природный газ с давления около 0,035 МПа до давления около 0,1 МПа. Таким образом, газообразный природный газ выходит из средства 122 сжатия под атмосферным давлением и достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном и/или обоих из которых его давление является по-прежнему высоким, так, что этот газообразный природный газ может быть использован в качестве топлива для элемента/элементов устройства потребления газа.The second pump 220 also extracts liquefied natural gas from the reservoir 200 to directly supply the second pass 172 of the heat exchanger 170. Thus, the second pass 172 of the heat exchanger 170 is supplied with liquefied natural gas at atmospheric pressure. As noted previously, heat is then exchanged in heat exchanger 170 between the low pressure liquefied natural gas circulating in the first pass 171 and the atmospheric pressure liquefied natural gas circulating in the second pass 172. This results in stripping of the low pressure liquefied natural gas circulating along the first pass 171, and subcooling the atmospheric pressure liquefied natural gas circulating through the second pass 172. The supercooled liquefied natural gas can then be returned to the bottom of the reservoir 200 through the seventh pipe 107, while the boil-off natural gas exits the first pass 171 in gaseous state to reach the compression means 122 in which it experiences an increase in its pressure. As noted above, the compression means 122 is capable of compressing the natural gas gas from a pressure of about 0.035 MPa to a pressure of about 0.1 MPa. Thus, the natural gas gas exits from the compression means 122 at atmospheric pressure and reaches the compression element 120 and/or the compression device 121, in one and/or both of which its pressure is still high, so that the natural gas gas can be used as fuel for the element/elements of the gas consumption device.
Из вышеизложенного следует понимать, что во втором режиме работы системы 100 согласно изобретению теплообменник 170 предпочтительно, с одной стороны, позволяет устройству 130, 131 потребления газа снабжаться газом, а, с другой стороны, позволяет хранить холод в нижней части резервуара 200. Как будет описано более подробно ниже, хранение переохлажденного сжиженного природного газа в резервуаре 200 понижает температуру сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, так, чтобы уменьшать отпаривание этого сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200.From the above, it will be understood that in the second mode of operation of the system 100 according to the invention, the heat exchanger 170 preferably, on the one hand, allows the gas consumption device 130, 131 to be supplied with gas, and, on the other hand, allows cold to be stored in the lower part of the tank 200. As will be described In more detail below, storing supercooled natural gas liquids in tank 200 lowers the temperature of the natural gas liquids contained in tank 200 so as to reduce stripping of the liquefied natural gas contained in tank 200.
Третий режим работы, называемый «повторное сжижение», проиллюстрированный на фигуре 4, сам по себе соответствует режиму работы системы 100, в котором количество природного газа, присутствующего в газообразном состоянии в верхней части 201 резервуара, превышает требования по газу устройства 130 и/или 131 потребления газа.The third mode of operation, referred to as “re-liquefaction,” illustrated in Figure 4, itself corresponds to a mode of operation of the system 100 in which the amount of natural gas present in a gaseous state at the top of the reservoir 201 exceeds the gas requirements of the device 130 and/or 131 gas consumption.
В этом третьем режиме работы природный газ извлекается в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара для снабжения теплообменника 110 и, конкретнее, первого хода 111 этого теплообменника 110. В этом теплообменнике 110 природный газ в газообразном состоянии собирает тепловую энергию от газообразного и сжатого природного газа, циркулирующего по второму ходу 112, как описано выше. Таким образом, природный газ выходит из теплообменника 110 в газообразном состоянии и при температуре выше, чем температура, которую он имел в верхней части 201 резервуара. Таким образом, этот нагретый газообразный природный газ достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном или обоих из которых он испытывает увеличение его давления до значения, достаточного для снабжения по меньшей мере одного из элементов устройства 130, 131 потребления газа. Таким образом, часть этого нагретого и сжатого газообразного природного газа подается в устройство 130 и/или 131 потребления газа. По меньшей мере один из клапанов 150, 151 сам по себе открыт, чтобы позволять другой части этого нагретого и сжатого газообразного природного газа достигать второго хода 112 теплообменника 110. Следует понимать, что часть нагретого и сжатого газообразного природного газа, подаваемая в устройство 130 и/или 131 потребления газа, отличается от другой части этого нагретого и сжатого газообразного природного газа, которая достигает второго хода 112 теплообменника 110. Как описано выше, газообразный природный газ, циркулирующий по второму ходу 112 теплообменника 110, отдает тепловую энергию газообразному природному газу, циркулирующему по первому ходу 111 этого теплообменника 110, так, что газообразный природный газ выходит из теплообменника 110 и достигает третьей трубы 103 с температурой ниже, чем температура, которую он имел при поступлении во второй ход 112. Однако следует понимать, что природный газ выходит из второго хода 112 теплообменника 110 в газообразном состоянии.In this third mode of operation, natural gas is extracted in a gaseous state from the upper portion 201 of the reservoir to supply the heat exchanger 110 and, more specifically, the first stroke 111 of this heat exchanger 110. In this heat exchanger 110, the natural gas in the gaseous state collects thermal energy from gaseous and compressed natural gas, circulating through the second passage 112, as described above. Thus, the natural gas exits the heat exchanger 110 in a gaseous state and at a temperature higher than the temperature it had at the top of the reservoir 201. Thus, this heated natural gas reaches the compression element 120 and/or the compression device 121, in one or both of which it experiences an increase in its pressure to a value sufficient to supply at least one of the elements of the gas consumption device 130, 131. Thus, a portion of this heated and compressed gaseous natural gas is supplied to the gas consumption device 130 and/or 131. At least one of the valves 150, 151 is itself open to allow another portion of this heated and compressed natural gas gas to reach the second pass 112 of the heat exchanger 110. It should be understood that the portion of the heated and compressed natural gas gas supplied to the device 130 and/ or 131 gas consumption is different from the other portion of this heated and compressed natural gas gas that reaches the second pass 112 of the heat exchanger 110. As described above, the natural gas gas circulating through the second pass 112 of the heat exchanger 110 transfers thermal energy to the natural gas gas circulating through the first pass 111 of this heat exchanger 110 such that natural gas gas exits the heat exchanger 110 and reaches the third pipe 103 at a temperature lower than the temperature it had when entering the second pass 112. However, it should be understood that the natural gas exits the second pass 112 heat exchanger 110 in gaseous state.
Как отмечено ранее, третья труба 103 соединена с образующим пузырьки элементом 140. Газообразный природный газ, который выходит из второго хода 112 теплообменника 110 охлажденным, таким образом достигает этого образующего пузырьки элемента 140 и проходит через отверстия 142, образованные в полке 141 этого образующего пузырьки элемента 140, так, что в нижней части резервуара 200 образуются и высвобождаются пузырьки 143 газа. Таким образом, эти пузырьки 143 газа оказываются в контакте с сжиженным природным газом, содержащимся в резервуаре 200, что заставляет эти пузырьки газа конденсироваться и в связи с этим превращаться в сжиженный природный газ, который затем смешивается с остальной частью сжиженного природного газа, присутствующей в резервуаре 200.As noted earlier, the third pipe 103 is connected to the bubble-forming element 140. Natural gas gas, which exits the second passage 112 of the heat exchanger 110 cooled, thus reaches this bubble-forming element 140 and passes through the holes 142 formed in the shelf 141 of this bubble-forming element 140 such that gas bubbles 143 are formed and released at the bottom of the reservoir 200. Thus, these gas bubbles 143 come into contact with the liquefied natural gas contained in the tank 200, which causes these gas bubbles to condense and thereby become liquefied natural gas, which is then mixed with the rest of the liquefied natural gas present in the tank 200.
Предпочтительно отверстия 142 образующего пузырьки элемента 140 распределены равномерно по всей длине полки 141, то есть самому длинному размеру этой полки 141, так, что пузырьки 143 газа равномерно распределяются в нижней части резервуара 200, таким образом увеличивая площадь контакта и разность температур между каждым пузырьком газа и сжиженным природным газом, содержащимся в резервуаре 200. Следует понимать, что высвобождение этих пузырьков 143 газа имеет тенденцию к увеличению температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200.Preferably, the holes 142 of the bubble forming element 140 are distributed evenly along the entire length of the shelf 141, that is, the longest dimension of this shelf 141, so that the gas bubbles 143 are evenly distributed in the lower part of the reservoir 200, thereby increasing the contact area and temperature difference between each gas bubble and the liquefied natural gas contained in the tank 200. It should be understood that the release of these gas bubbles 143 tends to increase the temperature of the liquefied natural gas contained in the tank 200.
Согласно изобретению второй режим работы и третий режим работы предпочтительно осуществляются последовательно. Конкретно, как описано со ссылкой на фигуру 3, второй режим работы позволяет холоду храниться в нижней части резервуара благодаря возврату в нижнюю часть этого резервуара природного газа, который был переохлажден в результате теплообмена, осуществленного в теплообменнике 170. Таким образом, температура сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, снижается, а повышение температуры этого сжиженного природного газа, которое происходит вследствие высвобождения пузырьков 143 газа с помощью образующего пузырьки элемента 140 при осуществлении третьего режима работы, является управляемым. Другими словами, без предварительного этапа хранения холода высвобождение пузырьков 143 газа образующим пузырьки элементом 140 будет приводить к чрезмерному увеличению температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, что будет приводить к отпариванию этого сжиженного природного газа и в связи с этим к увеличению давления, что может повреждать резервуар 200. Другими словами, второй режим работы позволяет хранить холод в преддверии увеличения температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре, в результате высвобождения пузырьков 143 газа образующим пузырьки элементом 140, когда система 100 переключается на третий режим работы.According to the invention, the second operating mode and the third operating mode are preferably carried out sequentially. Specifically, as described with reference to Figure 3, the second mode of operation allows cold to be stored in the lower part of the reservoir by returning to the lower part of this reservoir natural gas that has been supercooled as a result of the heat exchange carried out in the heat exchanger 170. Thus, the temperature of the liquefied natural gas, contained in the tank 200 is reduced, and the increase in the temperature of this liquefied natural gas, which occurs due to the release of gas bubbles 143 by the bubble forming element 140 during the third operating mode, is controlled. In other words, without a prior cold storage step, the release of gas bubbles 143 by the bubble forming member 140 will cause the temperature of the liquefied natural gas contained in the tank 200 to increase excessively, causing the liquefied natural gas to strip off and thereby increase the pressure, which may damage the reservoir 200. In other words, the second mode of operation allows cold storage in anticipation of an increase in the temperature of the liquefied natural gas contained in the reservoir as a result of the release of gas bubbles 143 by the bubble forming element 140 when the system 100 switches to the third mode of operation.
Из вышеизложенного следует понимать, что для оптимальной работы системы 100, то есть работы, при которой давление в верхней части 201 резервуара является управляемым, необходимо чередовать второй и третий режимы работы этой системы 100.From the foregoing, it should be understood that for optimal operation of the system 100, that is, operation in which the pressure in the upper part 201 of the reservoir is controllable, it is necessary to alternate the second and third modes of operation of this system 100.
Наконец, фигура 5 представляет собой вид с вырезом судна 70, на котором показан резервуар 200, который содержит природный газ в сжиженном состоянии и в газообразном состоянии и который имеет призматическую общую форму и установлен в двойном корпусе 72 судна. Стенка резервуара 200 содержит основную герметизирующую мембрану, предназначенную для нахождения в контакте с сжиженным газом, содержащимся в резервуаре, вспомогательную герметизирующую мембрану, расположенную между основной герметизирующей мембраной и двойным корпусом 72 судна, и два изоляционных барьера, расположенных соответственно между основной герметизирующей мембраной и вспомогательной герметизирующей мембраной и между вспомогательной герметизирующей мембраной и двойным корпусом 72.Finally, Figure 5 is a cutaway view of the vessel 70 showing a tank 200 that contains natural gas in a liquefied state and a gaseous state and which has a prismatic overall shape and is mounted in a double vessel hull 72. The tank wall 200 includes a main seal membrane for being in contact with the liquefied gas contained in the tank, an auxiliary seal membrane located between the main seal membrane and the double vessel hull 72, and two insulation barriers respectively located between the main seal membrane and the auxiliary seal membrane and between the auxiliary sealing membrane and the double housing 72.
Загрузочные и/или разгрузочные трубопроводы 73, расположенные на верхней палубе судна, могут быть соединены посредством подходящих соединителей с морским или портовым терминалом для транспортировки груза природного газа в сжиженном состоянии из резервуара 1 или в резервуар 1.Loading and/or unloading pipelines 73 located on the upper deck of the vessel may be connected by suitable connectors to a marine or port terminal for transporting a cargo of natural gas in a liquefied state from or to the tank 1.
На фигуре 5 также изображен пример морского терминала, содержащего загрузочную и/или разгрузочную станцию 75, подводный трубопровод 76 и береговую установку 77. Загрузочная и/или разгрузочная станция 75 представляет собой стационарную морскую установку, содержащую подвижную руку 74 и башню 78, поддерживающую подвижную руку 74. Подвижная рука 74 поддерживает пучок изолированных труб 79, выполненных с возможностью соединения с загрузочными и/или разгрузочными трубопроводами 73. Ориентируемая подвижная рука 74 может быть адаптирована ко всем размерам судна. Загрузочно-разгрузочная станция 75 позволяет загружать и/или разгружать судно 70 из береговой установки 77 или в береговую установку 77. Последняя содержит резервуары 80 для хранения сжиженного газа и соединительные трубы 81, соединенные подводным трубопроводом 76 с загрузочной или разгрузочной станцией 75. Подводный трубопровод 76 используется для транспортировки сжиженного газа между загрузочной или разгрузочной станцией 75 и береговой установкой 77 на большое расстояние, например, 5 км, что позволяет судну 70 удаляться от берега на дальнее расстояние во время операций загрузки и/или разгрузки.Figure 5 also depicts an example of a marine terminal comprising a loading and/or unloading station 75, a subsea pipeline 76, and an onshore installation 77. The loading and/or unloading station 75 is a stationary offshore installation containing a movable arm 74 and a tower 78 supporting the movable arm. 74. The movable arm 74 supports a bundle of insulated pipes 79 configured to connect to the loading and/or discharge pipes 73. The orientable movable arm 74 can be adapted to all sizes of the vessel. The loading and unloading station 75 allows the ship 70 to be loaded and/or unloaded from or to the onshore installation 77. The latter contains liquefied gas storage tanks 80 and connecting pipes 81 connected by a subsea pipeline 76 to the loading or unloading station 75. Subsea pipeline 76 used to transport liquefied gas between a loading or unloading station 75 and a shore installation 77 over a long distance, for example 5 km, allowing the vessel 70 to travel a long distance from shore during loading and/or unloading operations.
Для того, чтобы создавать давление, необходимое для транспортировки сжиженного газа, используется разгрузочный насос или насосы, отмеченные выше и поддерживаемые загрузочной и/или разгрузочной башней, относящейся к резервуару 200, и/или насосы, которыми оборудована береговая установка 77, и/или насосы, которыми оборудована загрузочно-разгрузочная станция 75.In order to create the pressure necessary for transporting the liquefied gas, the unloading pump or pumps noted above are used and supported by the loading and/or unloading tower associated with the tank 200 and/or pumps with which the onshore installation 77 is equipped and/or pumps , which are equipped with loading and unloading station 75.
Разумеется, изобретение не ограничено примерами, которые были только что описаны, и могут быть выполнены многочисленные модификации этих примеров без отклонения от объема охраны изобретения.Of course, the invention is not limited to the examples that have just been described, and numerous modifications can be made to these examples without deviating from the scope of protection of the invention.
Таким образом, настоящее изобретение предлагает систему обработки газа, которая позволяет устройству потребления газа, присутствующему на судне, снабжаться газом, который был отпарен естественным образом, принудительно отпаренным сжиженным газом и также позволяет естественным образом отпаренному газу конденсироваться, если его слишком много по сравнению с потребностями в энергии устройства потребления газа судна, предпочтительно с ограниченной стоимостью.Thus, the present invention provides a gas treatment system that allows the gas consumption device present on the ship to be supplied with gas that has been naturally stripped, forced stripped liquefied gas and also allows the naturally stripped gas to condense if there is too much of it compared to the requirements. in the energy consumption of the ship's gas consumption device, preferably with limited cost.
Настоящее изобретение, естественно, не ограничено средствами и конфигурациями, описанными и проиллюстрированными здесь, и также распространяется на любые эквивалентные средства и любую эквивалентную конфигурацию, и на любую технически осуществимую комбинацию таких средств.The present invention is, of course, not limited to the means and configurations described and illustrated herein, but also extends to any equivalent means and any equivalent configuration, and any technically feasible combination of such means.
Claims (31)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1909275 | 2019-08-19 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022103000A RU2022103000A (en) | 2023-08-08 |
| RU2816277C2 true RU2816277C2 (en) | 2024-03-28 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145689C1 (en) * | 1995-10-30 | 2000-02-20 | Энрон Эл-Эн-Джи Дивелопмент Корп. | Shipboard system for transportation of compressed gas |
| RU2649168C2 (en) * | 2013-02-22 | 2018-03-30 | Газтранспорт Э Технигаз | Method for producing sealed and thermally insulating barrier for storage tank |
| FR3066257A1 (en) * | 2018-01-23 | 2018-11-16 | Gaztransport Et Technigaz | CRYOGENIC HEAT PUMP AND ITS USE FOR THE TREATMENT OF LIQUEFIED GAS |
| FR3066248A1 (en) * | 2017-05-12 | 2018-11-16 | Gaztransport Et Technigaz | METHOD AND SYSTEM FOR TREATING GAS FROM A GAS STORAGE FACILITY FOR A GAS TRANSPORT SHIP |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145689C1 (en) * | 1995-10-30 | 2000-02-20 | Энрон Эл-Эн-Джи Дивелопмент Корп. | Shipboard system for transportation of compressed gas |
| RU2649168C2 (en) * | 2013-02-22 | 2018-03-30 | Газтранспорт Э Технигаз | Method for producing sealed and thermally insulating barrier for storage tank |
| FR3066248A1 (en) * | 2017-05-12 | 2018-11-16 | Gaztransport Et Technigaz | METHOD AND SYSTEM FOR TREATING GAS FROM A GAS STORAGE FACILITY FOR A GAS TRANSPORT SHIP |
| FR3066257A1 (en) * | 2018-01-23 | 2018-11-16 | Gaztransport Et Technigaz | CRYOGENIC HEAT PUMP AND ITS USE FOR THE TREATMENT OF LIQUEFIED GAS |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6089022A (en) | Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel | |
| CN107110427B (en) | Device and method for cooling liquefied gas | |
| JP6689997B2 (en) | Vessel equipped with gas revaporization system | |
| US20060053806A1 (en) | System and process for transporting LNG by non-self-propelled marine LNG carrier | |
| KR102302436B1 (en) | Equipment for supplying a combustible gas to a gas consuming member and liquefying the combustible gas | |
| CN107636380B (en) | Method for cooling liquefied gases | |
| KR101788750B1 (en) | Offshore structure and it's loading/unloading method, and cool down method of lng storage tank | |
| KR20110097604A (en) | Floating liquefied natural gas charging station | |
| KR20150141996A (en) | Method and system for treating and feeding natural gas to an apparatus for generating power in order to propel a ship | |
| KR20010049264A (en) | A method and apparatus for keeping cold tanks for storing or transporting a liquefied gas | |
| MXPA02008045A (en) | System and method for transferring cryogenic fluids. | |
| KR20190112705A (en) | A Gas Regasification System and Vessel having the same | |
| US10823335B2 (en) | Ship including gas re-vaporizing system | |
| RU2816277C2 (en) | System for treating gas contained inside tank for storing and/or transporting gas in liquefied state and gaseous state which is installed on ship | |
| KR102613977B1 (en) | Gas treatment system and ship having the same | |
| KR20220049030A (en) | A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases. | |
| KR20230134137A (en) | Gas supply system for high and low pressure gas consuming appliances | |
| US20240159460A1 (en) | Method for cooling a heat exchanger of a gas supply system for a gas-consuming apparatus of a ship | |
| US20230032594A1 (en) | System for supplying gas to at least one gas-consuming appliance equipping a ship | |
| KR20150143583A (en) | Improved system for treating and supplying natural gas comprising a circuit for heating the tank | |
| RU2815414C1 (en) | System for supplying gas to at least one gas consuming equipment with which ship is equipped | |
| KR20230079091A (en) | Gas supply systems for high and low pressure gas consuming devices | |
| KR101657482B1 (en) | Lng fuel supplying system able to reliquefy bog and ship with the system | |
| RU2808506C1 (en) | System for processing gas contained in tank for storing and/or transporting gas in liquid and gaseous state | |
| RU2786300C2 (en) | Device for production of gas in gaseous form from liquefied gas |