(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
圧縮液化ガスを収容する複数のコンテナからそのような液化ガスを排出させる方法において、
(a)圧縮置換ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナまたはコンテナ群に供給して、その1番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させること；
(b)1番目のコンテナまたはコンテナ群から上記置換ガスを取りだし、取り出した置換ガスを第1蒸気流と第2蒸気流に分離すること；
(c)第1蒸気流を加熱し、加熱した蒸気流を上記1番目のコンテナまたはコンテナ群に通すこと、1番目のコンテナまたはコンテナ群内の加熱蒸気の圧力は、排出工程開始時の液化ガスの圧力よりも実質的に低いこと；
(d)第2蒸気流を取出し、この蒸気流を上記複数のコンテナの2番目のコンテナまたはコンテナ群に供給して、その2番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させること；および、
(e)上記1番目のコンテナまたはコンテナ群と2番目のコンテナまたはコンテナ群間の連結を遮断し、1連の上記複数のコンテナすべてにおいて、工程(b)〜工程(d)を繰返すこと、それによって最後の排出コンテナまたはコンテナ群のみが排出工程終了時において上記置換ガスの圧力のままであること、最後のコンテナまたはコンテナ群を除いたすべてのコンテナを上記圧力より低めの圧力蒸気で満たすこと；
の各工程を含むことを特徴とする上記方法。
【請求項２】
置換ガスの温度が‐112℃よりも高い請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項３】
置換ガスを液化ガスから誘導する請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項４】
工程(a)において、置換ガスを1番目のコンテナの上部末端に導入する請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項５】
工程(a)の置換ガスの圧力が、液化ガスの泡立ち点圧力よりも高い約20 kPa〜345 kPa (3〜50 psia)の範囲である請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項６】
1番目のコンテナに供給した置換ガスの圧力を調整して、コンテナ底部での液化ガスの圧力が、1番目のコンテナまたはコンテナ群からの液化ガスの排出中に、一定のままであるようにすることをさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項７】
圧縮液化ガスが、‐112℃よりも高い温度とその泡立ち点圧にある圧力とを有する天然ガスである請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項８】
1番目のコンテナまたはコンテナ群に注入した加熱蒸気流が、その1番目のコンテナまたはコンテナ群内に含まれる流体を所定の最低温度以上に維持する請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項９】
排出工程終了時における1番目のコンテナまたはコンテナ群内のガス圧が、排出工程開始時の液化ガスの泡立ち点圧力よりも低い少なくとも345 kPa (50 psia)である請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１０】
1番目のコンテナまたはコンテナ群に導入した置換ガスの圧力を調整して、各コンテナ底部での液化ガスの圧力を、1番目のコンテナまたはコンテナ群からの液化ガスの排出中に、一定に保つことをさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１１】
2番目のコンテナまたはコンテナ群に導入した置換ガスの圧力を調整して、2番目のコンテナまたはコンテナ群底部での液化ガスの圧力を、2番目のコンテナまたはコンテナ群からの液化ガスの排出中に、一定に保つことをさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１２】
液化ガスを排出すべき複数のコンテナが船舶内にあり、工程(b)の置換ガスの吸引および工程(c)の第1蒸気流の加熱の各工程を、船舶から離れた位置の適切な処理装置を用いて実施する請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１３】
‐112℃よりも高い温度とその泡立ち点にある圧力とを有する液化ガスを収容する複数のコンテナの排出方法において、
(a)圧縮置換ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナ群に供給して、これらのコンテナ群から液化ガスを排出させること、上記置換ガスが液化ガスの圧力よりも高い圧力を有すること；
(b)1番目のコンテナ群から上記置換ガスを取りだし、取り出した置換ガスを第1蒸気流と第2蒸気流に分離すること；
(c)第1蒸気流を加熱し、加熱した蒸気流を1番目のコンテナ群に通し、それによって1番目のコンテナ群に上記置換ガスの圧力より低めの圧力蒸気を十分に残存させること；
(d)第2蒸気流を圧縮し、この圧縮蒸気流を上記複数のコンテナの2番目のコンテナ群に供給して、その2番目のコンテナ群から液化ガスを排出させること；および、
(e)上記1番目のコンテナ群と2番目のコンテナ群間の連結を遮断し、1連の上記複数のコンテナすべてにおいて、工程(b)〜工程(d)を繰返すこと、それによって最後の排出コンテナ群のみが排出工程終了時において上記置換ガスの圧力のままであること、最後のコンテナ群を除いたすべてのコンテナを上記置換ガスの圧力より低めの圧力蒸気で満たすこと；
の各工程を含むことを特徴とする上記方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
（技術分野）
本発明は、圧縮液化天然ガスの取扱い、さらに詳細には、圧縮液化天然ガスを収容したコンテナの排出(unloading)方法に関する。
【０００２】
（背景技術）
天然ガスは、その清浄な燃焼性および利便性のため、近年広汎に使用されるようになってきている。多くの天然ガス源は、いずれの商業的市場から大きく離れた遠隔地に位置している。たまには、産出した天然ガスを商業的市場に輸送するのに、パイプラインが利用可能である。パイプライン輸送が利用できない場合、産出天然ガスは、多くの場合、液化天然ガス(“LNG”と称する)に加工して市場に輸送している。
最近、天然ガスを‐112℃(‐170°F)より高い温度およびその圧縮液がその泡立ち点以下となるに十分な圧力で輸送することが提案されている。殆どの天然ガス組成物において、‐112℃より高い温度での天然ガスの圧力は、約1,380 kPa (200 psi)〜約3,500 kPa (500 psi)であろう。この圧縮液体天然ガスは、PLNGと称され、大気圧に近い圧力および約‐160℃(‐260°F)の温度で輸送されるLNGとは区別されている。
【０００３】
PLNGを、ポンプ吸引しコンテナ圧を低下させることによりコンテナから排出させる場合、PLNGの減圧により、コンテナ内の温度が、コンテナの許容設計温度よりも低くなり得る。コンテナ内の圧力をPLNGの除去時に維持してそのような温度低下を回避する場合、コンテナ内の残存蒸気は、有意量の元々のコンテナ収容物を含有するであろう。貯蔵圧と温度、さらにはPLNGの組成にもよるが、残存蒸気は、液を除去する前のコンテナ内PLNG量の約10〜20％を占める。望ましいのは、このガスを経済的に可能な限りの量で、コンテナを排出前のPLNGと同じ温度に維持しながら取出すことである。
【０００４】
（発明の開示）
本発明は、液化ガスを収容した複数のコンテナの排出方法に関する。圧縮置換ガスを上記複数のコンテナの1番目のコンテナまたはコンテナ群に供給して、その1番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させる。次いで、置換ガスを、好ましくはコンプレッサーを用いて、1番目のコンテナまたはコンテナ群から吸引し、置換ガスを第1蒸気流と第2蒸気流に分離する。コンプレッサーから引出した第1蒸気流を加熱し、1番目のコンテナまたはコンテナ群に通し、それによって1番目のコンテナまたはコンテナ群の内容物を設定温度以上に維持する。コンプレッサー出口の第2蒸気流を吸引して上記複数のコンテナの2番目のコンテナまたはコンテナ群に供給し、その2番目のコンテナまたはコンテナ群から液化ガスを排出させる。1番目のコンテナまたはコンテナ群と2番目のコンテナまたはコンテナ群間の連結を遮断し、これらの工程を1連のコンテナすべてにおいて繰返し、液体を排出させた最後のコンテナのみは置換ガスの圧力にあり、最後のコンテナを除いた工程終了時のすべてのコンテナは低めの圧力蒸気で満たされている。
【０００５】
本発明の実施において、ある1つのコンテナまたはコンテナ群を、液体をガスで押出し、そのタンクを液体は空であるが圧縮ガスで満たされているようにすることによって空にする。次いで、このコンテナまたはコンテナ群内に残存するガスを部分的に取出し、およそ同じ容量を有する次のコンテナまたはコンテナ群に押出す。ガスを液体が空のコンテナから除去し、次の液体が空のコンテナまたはコンテナ群に“押し流す(rolled)”工程においては、圧力は、液体が空のコンテナ内で低下する。ガスを除去するコンテナ内でその温度を臨界温度よりも高く維持するためには、吸引されるガスの幾分かを加熱して、これらのタンクに再循環させる。工程の終了時においては、液体は各コンテナから除去され、最後のコンテナまたはコンテナ群を除いたすべてのコンテナは、好ましくは約690 kPa (100 psia)〜1,380 kPa (200 psia)の圧力にあり、一方、最後のコンテナは、泡立ち点圧力よりも僅かに高い。コンテナ内に残存する低めの圧力蒸気は、コンテナが液化ガスを空にし高圧ガスで満たされている場合よりも、実質的に少ない量を含む。コンテナ内のガスは、典型的には、再液化するか或いはコンテナを液化ガスで再充填する場合の燃料ガスとして使用する。
【０００６】
本発明および本発明の利点は、以下の詳細な説明並びに本発明のそれぞれの実施態様のフローダイアグラムである添付図面を参照することによってより良好に理解されるであろう。
添付図面に例示したフローダイアグラムは、本発明方法を実施する各種の実施態様を示す。添付図面は、これらの特定の実施態様の通常且つ予期され得る修正および変形の結果である他の実施態様を除外するものではない。ポンプ、バルブ、流動流ミキサー、制御システムおよび流体水準センサーのような各種の必要な下位システムは、説明の簡素化および明確さを目的として、各図面において省略している。
本発明のこの説明により、PLNG輸送用の多数の垂直縦型コンテナ即ち容器を有する適切な船舶の立面図である図1Aにおいて一般的に示されているPLNG船からのPLNGの取出しを説明する。しかしながら、本発明の実施は、特別設計のコンテナの排出に限定するものではないことを理解すべきである。本発明の実施は、船舶上のコンテナには限定されない。船上設備であれ、陸上設備であれ、PLNG貯蔵用の任意の適当なコンテナを本発明の排出方法において使用できる。図1Aおよび図1Bは船上の複数の垂直縦型コンテナを示しているけれども、それらのコンテナは、水平型或いは垂直型と水平型の両方でもあり得る。また、配管および排出方法も、タンク配列および管理法規体制によって、本発明の教示に従ってで修正できる。現在のところ、幾つかの管轄政府法制当局は、船上コンテナが上部連結のみを有すること要求しており、それによって、排出工程において圧力が維持されている場合、排出はポンプ吸引または加圧排出に制限される。底部連結が許容される陸上設備においては、排出工程は簡素化されるであろう。
【０００７】
図1Bにおいて示す縦型コンテナは、船倉内に据付けられ、PLNGを選択的に充填、換気および排出するための配管システムに連結している。各コンテナは、PLNGを冷熱温度に保つ適切な断熱性を有する寒冷ボックス内に収容されている。また、個々のタンクを断熱することも可能である。各コンテナは、高さ約15〜60メートルの範囲にあり、およそ3〜10メートルの外径を有する。これらのコンテナは、泡立ち点温度以下の温度でPLNGを保つに必要な圧力下での冷熱温度における暴露とストレスに耐え得る任意の適当な材料から構築できる。
本説明において使用する“泡立ち点”なる用語は、液体がガスに転化し始める温度と圧力を意味する。例えば、ある容量のPLNGを一定圧に保ってその温度を上昇させた場合、ガスの泡がPLNG中で生成し始める温度が泡立ち点である。同様に、ある容量のPLNGを一定温度に保つがその圧力を低下させた場合に、ガスが生成し始める圧力が泡立ち点である。泡立ち点においては、液化ガスは飽和液体である。殆どの天然ガス組成物において、約‐112℃より高い温度での天然ガスの圧力は、約1、380 kPa (200 psia)〜約4,500 kPa (650 psia)である。
【０００８】
本発明を船舶からのPLNG排出について説明するけれども、本発明は、PLNGの排出に限定されない。本発明の方法は、あらゆる圧縮液化ガスを排出させるのに使用できる。
本発明を実施する1つの利点は、液化ガスを、排出工程においてPLNGの圧力を有意に低下させることなく、コンテナから排出させることである。コンテナ内でのPLNGの有意の減圧は、PLNGはその圧力が泡立ち点より低く低下したときに蒸発するので、PLNGの温度をコンテナの設定温度よりも低く低下させ得る。
【０００９】
排出すべき船上コンテナ内のPLNGの最高温度は、主としてPLNGの組成による。天然ガスは、主としてメタンであり、周囲温度では単純に圧力を上昇させることによって液化できず、エネルギー目的で使用するより重質の炭化水素における場合と同様である。メタンの臨界温度は、‐82.5℃(‐116.5°F)である。このことは、メタンが、加圧した圧力の如何に拘らず、その温度以下でのみしか液化できないことを意味する。天然ガスは、液体ガスの混合物であるので、ある温度範囲において液化する。天然ガスの臨界温度は、典型的に、‐85℃(‐121°F)〜‐62℃(‐80°F)である。この臨界温度は、船上コンテナ内のPLNGの理論的最高温度であるが、好ましい貯蔵温度は、その臨界温度よりも数度低く、臨界圧よりも低い圧力においてであろう。
【００１０】
（発明を実施するための最良の形態）
以下、本発明を、陸上または船舶またははしけのような漂泊受器上に設置し得るコンテナ1、2および3からのPLNGの排出を示すを図2、3および4に沿って説明する。本発明の説明を簡素にするため、3基のみのコンテナを各図面において示す。本発明は特定数のコンテナまたはコンテナ群に限定するものではないことを理解すべきである。圧縮液化ガス輸送用に設計された船舶は、数百基の圧縮PLNGコンテナを有し得る。複数タンク間の配管は、各コンテナを1つのコンテナから連続した時間で排出できるように或いはコンテナ群において排出できるように配列でき、1連の任意のコンテナまたはコンテナ群を任意の順序で空にあるいは排出させ得る。漂泊担体からの排出順序は、コンテナ担体のトリムおよび安定性を勘案すべきであり、当業者であれば、精通していることである。
各コンテナまたはコンテナ群は、圧力安全バルブ、圧力センサー、流体水準指示器、並びに圧力警報装置および冷熱操作用の適切な断熱材を備えている。これらの装置は、当業者であればそのような装置の構造および操作については精通していることであるので、図面からは省略している。これらの装置は、本発明の実施を理解するのに不可欠なものではない。
【００１１】
コンテナ1または1番目のコンテナ群からPLNGを排出する図2においては、圧縮置換ガスをライン10から通して、コンテナ1からPLNGをライン11により排出させる；ライン11は、コンテナ1の頂部からコンテナ1の底部近くに延びており、ライン16に連結している。PLNGを排出させる配管系は、排出工程前に、好ましくは予冷し適切な圧力に加圧して、蒸発(flashing)を最小にし且つ過度の温度低下を防止する。ライン11は、コンテナ1の底部近くまで延びており、置換ガスによるPLNGの排出を最大にする。コンテナ1において使用する置換ガスは、任意の適当な供給源に由来し得る。例えば、置換ガスは、1基以上の補助貯蔵タンクまたはコンテナから、PLNGを前以って取出した船上のコンテナから、或いは気化させたPLNGから供給し得る。この後者の供給源は、図2に示す気化工程を参照することによって、以下でもっと詳細に説明する。
【００１２】
ライン11から排出させたPLNGは、ライン16を経てポンプサージタンク50に通る。ポンプサージタンク50からは、PLNGは、ライン17からポンプ51に通し、このポンプ51によってPLNGを所望の商業ガス搬送圧にする。その高圧PLNGは、ポンプ51を出てライン18から気化装置52に通るが、流れ18の小割合、例えば、約5〜10％は、ジュール・トムソン(Joule-Thmson)バルブのような適当な膨張装置55に通し、分離手段56に通す。
蒸発器52は、当業者にとって周知である液化ガス再気化用の任意の通常の装置であり得る。蒸発器52は、例えば、空気、海水または真水のような周囲の供給源からの熱伝導媒体を使用でき、或いは蒸発器内のPLNGが動力サイクルにおける吸熱源として機能して電気エネルギーを発生し得る。PLNG蒸発器52を出る1部の、好ましくは約5〜10％の商業ガス(ライン20)は、ライン21に吸引してジュール・トムソンバルブのような膨張装置53に通す。膨張装置53から、膨張ガスは、ライン22により分離手段に入る。分離手段56は、充填カラム、トレー型カラム、スプレー塔または分留器のような蒸気流と液体流を生成させるのに適する任意の装置を含み得る。液体流23は、分離手段56の底部から吸引し、膨張装置54に通して、PLNGポンプサージタンク50に通す前に液圧を低下させる。分離手段56からのオーバーヘッド蒸気は、ライン25からジュール・トムソンバルブのような膨張装置57に通して、ガス圧を低下させる。膨張装置57を出た後、置換ガスをライン26によりライン10に通し(ライン26と10は互いに連結している)、コンテナ1の頂部に通す。コンテナ1内のPLNGが実質的に排出されると同時に、コンテナ1への置換ガスの注入を停止する。工程のこの段階で、コンテナ1は、比較的高圧の置換ガスで満たされる。この高圧ガスは、コンテナ1から除去してコンテナ1内の炭化水素量をさらに減少させるのが望ましい。
【００１３】
時間が掛り過ぎると、過剰の蒸気がサージタンク50内に蓄積し得る。この過剰の蒸気は、本排出システムの設計に依存する任意の適当な装置に連結させ得るフローライン27によって除去できる。図示してないが、過剰の蒸気は、例えば、圧縮して分離手段56に通すか、タービンまたはエンジンを出力させるための燃料ガスシステムに通すか、或いは図3および4のガス流31と混合してリサイクルガスの1部とし得る。
図3は、コンテナ2から液体を置換させるために本方法において使用する主なガスと液体のフローラインを示す。本説明における図3および他の図面において、同し参照数字を有するフローラインおよび他の装置は、同じプロセス機能を有する。しかしながら、当業者であれば、フローラインの大きさおよび流量は、種々の流体流量および温度を取扱うサイズと能力においてコンテナ間で変動し得ることを理解し得るであろう。
【００１４】
図3に関し、PLNG排出工程(図2で示した工程)収量時のコンテナ1内の高圧置換ガスは、ライン10から除去し、ライン30(ライン10に連結している)に通し、1基以上のコンプレッサー58に通す。圧縮置換ガスの1部は、コンプレッサー58からライン31に吸引して熱交換器59に通す。任意の適当な熱伝導媒体が、熱交換器59内での圧縮置換ガスとの間接熱交換において使用できる。適し得る熱源の非限定的な例としては、船舶エンジンからの排気ガス、並びに空気、塩水および真水のような環境源があり得る。
熱交換器59から、加熱ガスをコンテナの底部にライン11(ライン32を経て熱交換器59と連結している)から導入する。コンプレッサー58により圧縮された置換ガスの残り部分は、ライン33と12を経てコンテナ2に通してPLNGをコンテナ2からライン13に排出させる。次いで、PLNGを、コンテナ1から除去したPLNGについて上述したのと同じ方法で再気化させる。コンテナ2における置換ガスはコンテナ1における高圧ガスから得ているので、分離手段56およびそれからの蒸気は、コンテナ2または1連の他の排出させるコンテナにおける置換ガスを提供する必要はない。
【００１５】
図4は、コンテナ3から液体を置換し、さらにガス圧を低下させることによってコンテナ2からの高圧置換ガスの少なくとも1部を除去するために、本方法において使用するガスと液体の主なフローラインを示す。高圧置換ガスは、コンテナ2からPLNGを置換させるに用い、コンプレッサー58の吸引によりコンテナ2から吸引する。この高圧ガスは、コンテナ2からライン12および30を経て1基以上のコンプレッサー58に通ってガス圧を増大させる。圧縮置換ガスの1部をコンプレッサー58からライに31に吸引し、熱交換器59に通し、そこでガスを加熱する。熱交換器59から、加熱置換ガスは、コンテナ2の底部にライン13から導入する；ライン13は、ライン13を経て熱交換器と流体連結している。コンプレッサー58によって圧縮されたガスの残りの部分は、ライン33と14を経てコンテナ3に通し、コンテナ3からライン15にPLNGを排出する。その後、コンテナ3からのPLNGは、コンテナ2から除去したPLNGについて上述したのと同じ方法で再気化される。搬送船または陸上設備上のコンテナすべての排出を、最後のコンテナ(またはコンテナ群)を排出させるまで、上述のようにして続ける。本排出方法に実施においては、最後のコンテナまたはコンテナ群を除いたすべてのコンテナが低圧ガスで満たされる。1連における最後のコンテナ、即ち、本説明におけるコンテナ3は、PLNGの泡立ち点圧力以上にあり、PLNG再充填のための折返し航海でのPLNGの再充填を容易にする。
【００１６】
低圧置換ガスを本説明において述べたようにして誘導する場合、PLNG排出後に各コンテナ内に残存する低圧ガスの量は、PLNGのもとの充填量約1〜3％を示すあろう。ガスの温度と圧力は、排出工程の間は常時、コンテナにおける最低設定温度と最高設定圧力内にである。
置換ガスをコンテナに導入してPLNGを排出させるので、コンテナ底部でのPLNGの圧力は、好ましくはコンテナ底部でのPLNGの圧力を本質的に一定に保つように調整する。このことは、一定の壁厚において最高設定圧力を最小にしてコンテナ収容物容量を増大させるのに、また排出中に降水管(downcomer)頂部でのPLNGの蒸発を防止するのに望ましい。コンテナ構築における設定基準により、コンテナ内のPLNGの温度低下を回避することは、コンテナにおける設定温度よりも低い温度に低下するのを回避するために望ましい。
PLNG排出工程における温度低下をさらに防止するためには、置換ガスは、コンテナに入る前に、必要に応じて加熱してもよい。
【００１７】
実施例
図2〜4に例示した実施態様を具体的に示すために、想定的な物量とエネルギーの均衡化を実施した。結果を下記の表1、2、3および4に示す。
各表に示したデータは、図2、3および4に示した流体の温度とあつりょくをより良好に理解するために提示したものであり、本発明を不必要にこれらに限定するものと解釈すべきではない。表1は、種々の条件下でのコンテナ収容物の組成上のデータを提供する。各コンテナは、828 m3の容量を有し、コンテナの頂部から底部までに46メートルの高低差を有するものと想定した。充填速度と置換ガス源はこれらの組成に影響を与えることに留意すべきである。表2は、図2に関連したフローラインにおけるデータを提供し；表3は、図3に関連したフローラインにおけるデータを提供し；表4は、図4に関連したフローラインにおけるデータを提供する。これらの温度、圧力および組成は、本発明に限定を与えるものとみなすべきでなく、本明細書における教示に照らして、内容物組成および流量において多くの変化を有し得る。本実施例においては、各液体充填コンテナは、98容量％の液体と2容量％の蒸気空間を有する。
【００１８】
【表１】
表1(種々のコンテナ条件下での各成分のモル％)
0004526188.tif 000002
【００１９】
【表２】
表2
0004526188.tif 000003
* フローライン11の下部末端でのPLNGの条件
【００２０】
【表３】
表3
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* フローライン13の下部末端でのPLNGの条件
【００２１】
【表４】
表4
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* フローライン15の下部末端でのPLNGの条件
【００２２】
当業者、とりわけ本特許の教示による利益を得る者は、上述の特定の方法に対する多くの修正と変形を認めるであろう。例えば、温度と圧力は、装置の全体的設計およびPLNGの組成によって、本発明に従って変更できる。また、PLNGコンテナ間の配管接続も、最適且つ効率的な熱交換条件を達成するための全体的設計条件により、追加または再構築できる。上述したように、上記の特定的に開示した実施態様および実施例は、本発明の範囲を限定または制約するために使用すべきではなく、本発明の範囲は、特許請求の範囲およびその等価物によって決定すべきである。
【図面の簡単な説明】
【図１Ａ】  本発明の実施に従って排出すべき圧縮液化ガスを積載した船舶の側面図である。
【図１Ｂ】  本発明の実施において排出できる多数のコンテナを示すように、デッキ部分を取除いた図1の船舶の平面図である。
【図２】  本発明の実施において1番目のコンテナまたはコンテナ群からPLNGを排出させるフローダイアグラムである。
【図３】  1番目のコンテナまたはコンテナ群を低圧に減圧排気することによって2番目のコンテナまたはコンテナ群からPLNGを置換するフローダイアグラムである。
【図４】  2番目のコンテナまたはコンテナ群を低圧に減圧することによって3番目のコンテナまたはコンテナ群からPLNGを置換するフローダイアグラムである。
【図１Ａ】
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【図１Ｂ】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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