ТАНКЕР ДЛЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА С СИСТЕМОЙ ЕГО ПОГРУЗКИ И РАЗГРУЗКИ
LIQUEFIED-GAS CARRIER WITH GAS LOADING AND UNLOADING SYSTEM

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