CN102216668A - 液化天然气的转化 - Google Patents

液化天然气的转化 Download PDF

Info

Publication number
CN102216668A
CN102216668A CN2009801359790A CN200980135979A CN102216668A CN 102216668 A CN102216668 A CN 102216668A CN 2009801359790 A CN2009801359790 A CN 2009801359790A CN 200980135979 A CN200980135979 A CN 200980135979A CN 102216668 A CN102216668 A CN 102216668A
Authority
CN
China
Prior art keywords
heat
exchange fluid
heat exchanger
exchange
main heat
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2009801359790A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102216668B (zh
Inventor
J·波兹维尔
M·拉戈
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Cryostar SAS
Original Assignee
Cryostar SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from EP08352015A external-priority patent/EP2146132A1/en
Priority claimed from EP08352024A external-priority patent/EP2180231A1/en
Application filed by Cryostar SAS filed Critical Cryostar SAS
Publication of CN102216668A publication Critical patent/CN102216668A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102216668B publication Critical patent/CN102216668B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D9/00—Heat-exchange apparatus having stationary plate-like or laminated conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D9/02—Heat-exchange apparatus having stationary plate-like or laminated conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the heat-exchange media travelling at an angle to one another
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0115—Single phase dense or supercritical, i.e. at high pressure and high density
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F17C2227/0318—Water heating using seawater
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/011—Barges
    • F17C2270/0113—Barges floating

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

一种应用串联的第一主热交换器10与第二主热交换器12通过液化天然气（LNG）的汽化和过热将LNG转化成过热流体的方法和设备。第一主热交换器10通过包括用于使第一热交换流体再汽化的第一辅助热交换器14的第一热交换回路20中流动的第一热交换流体（丙烷）冷凝而加热，而第二主热交换器12通过包括用于使第二热交换流体汽化的第二辅助热交换器16的第二热交换回路22中流动的第二热交换流体冷凝而加热。回路20和22可以共享一用于收集冷凝液的共用容器。第一回路20中热交换流体的冷凝压力小于第二回路22中热交换流体的冷凝压力。穿过第一主热交换器10和第二主热交换器12的热交换流体流分别用阀32和36控制。

Description

液化天然气的转化
技术领域
本发明涉及一种用于将液化天然气转化成过热流体的方法和设备。该方法和设备尤其适合于在船或其它远洋轮船例如FSRU（浮式储存和再气化机组）上使用。
背景技术
天然气以液态储存和运输很合适。然而，它一般以气态使用。因此，有必要将大体积液化天然气转化成过热流体，该过热流体通常在低于天然气的临界压力下是气体，但有时在压力高于临界压力时是流体。
美国专利6945049公开了一种用于使液化天然气汽化的方法和设备。液化天然气被泵送穿过第一热交换器以实现汽化并穿过第二热交换器以将蒸汽的温度升高到环境温度或比环境温度低一点儿。第一热交换器被以封闭式循环流动的热交换流体如丙烷加热。丙烷在第一热交换器中从气态变成液态并在多个通常是被海水流加热的热交换器中再次转化成气体。在第二热交换器中，汽化的天然气被蒸汽流进一步加热。
发明内容
本发明的方法和设备旨在减小相应热交换器的表面积而没有热力学效率的过度损失。
按照本发明，提供了一种将液化天然气转化成过热流体的方法，该方法包括以下步骤：
a. 使天然气流在压力下通过相互串联的第一主热交换器和第二主热交换器；
b. 在第一主热交换器中通过与在第一环形回路中于第一压力下流动的第一热交换流体热交换加热天然气流，该第一热交换流体在上述第一主热交换器中经历从蒸汽到液体的状态变化；
c. 在第二主热交换器中通过与在第二环形回路中于第二压力下流动的第二热交换流体热交换进一步加热天然气流，该第二热交换流体具有与第一热交换流体相同的组成并在上述第二主热交换器中经历从蒸汽到液体的状态变化；
d. 收集来自第一主热交换器的液态第一热交换流体和来自第二主热交换器的液态第二热交换流体；
e. 在第一环形热交换流体回路中使液化第一热交换流体流在第一辅助热交换器中再汽化，并把所产生的蒸汽作为第一热交换流体供应给第一主热交换器；
f. 在第二环形热交换回路中使第二液态热交换流体流在第二辅助热交换器中再汽化，并把所产生的蒸汽作为第二热交换流体供应给第二主热交换器；和其中
g. 在第一主热交换器中第一热交换流体的冷凝压力小于第二主热交换器中第二热交换流体的冷凝压力。
在某些优选实施例中，在上述步骤（e）中产生的蒸汽可以在第一辅助热交换器和第一主热交换器的中间被涡轮膨胀。涡轮膨胀使得有可能从蒸汽回收功率（power）。
本发明还提供用于将液化天然气转化成过热流体的设备，该设备包括：
a. 相互串联的第一主热交换器和第二主热交换器，安排用于分别与冷凝第一热交换流体和冷凝第二热交换流体热交换时加热液化天然气；
b. 贯穿第一主热交换器的第一环形较低冷凝压力热交换流体回路；
c. 贯穿第二主热交换器的第二环形较高冷凝压力热交换流体回路；其中
d. 第一和第二环形热交换流体回路二者都包括用于收集冷凝的热交换流体的液体收集容器；
e. 第一环形热交换流体回路贯穿用于使冷凝的第一热交换流体再汽化的第一辅助热交换器；
f. 第二环形热交换流体回路贯穿用于使冷凝的第二热交换流体再汽化的第二辅助热交换器；和
g. 设备还包括用于控制第一热交换流体穿过第一主热交换器的流速和第二热交换流体穿过第二主热交换器的流速的机构。
本发明的设备还可以在第一环形热交换流体回路中第一辅助热交换器和第一主热交换器之间包括一涡轮膨胀机。涡轮膨胀机可以操作式与发电机构相关，因而使回收功率成为可能。
在第一和第二热交换流体回路中应用不同的冷凝压力使减少第一和第二主热交换器的表面积而没有热力学效率的过度损失变为可能。优选地，第一热交换流体在其通向第一主热交换器的入口处的温度与天然气在其从第一主热交换器出来的出口处的温度之间的温差大于第二热交换流体在其通向第二主热交换器的入口处的温度与天然气在其从第二主热交换器出来的出口处的温度之间的温差。
在本发明的方法和设备中，每个主热交换器和辅助热交换器都可以包括一个单一的主体或芯件或者多个主体或芯件。如果是多个热交换主体或芯件，则它们可以串联或并联排列。
本发明的设备优选地另外包括至少一个液体泵，该液体泵用于从收集容器中取出液态热交换流体并使其穿过第一和第二环形热交换回路循环。
第一和第二热交换回路中的液态热交换流体优选地被收集在一由第一和第二热交换流体回路共享的共用收集容器中。因此，第一热交换流体优选地与第二热交换流体相同。
可供选择地，每个回路都可以有它自己的收集容器和它自己的液体泵。在这种情况下，第一热交换流体可以与第二热交换流体不同。
第一和第二热交换流体分别穿过第一和第二主热交换器的流速优选地根据其上热负荷的任何变化而改变。因此，控制机构优选地包括第一阀机构，该第一阀机构适合于如此操纵，以便根据其上热负荷的任何变动改变第一热交换流体穿过第一主热交换器的流速。同样，控制机构优选地包括第二阀机构，该第二阀机构适合于如此操纵，以便根据其上热负荷的任何变化改变第二热交换流体穿过第二主热交换器的流速。如果第一环形热交换回路包括涡轮膨胀机，则流速可以由涡轮膨胀机的入口导向叶片控制。
在本发明的方法和设备的一些实施例中，其中第一环形热交换回路包括涡轮膨胀机，该回路优选地另外包括具有变频驱动装置的液体泵，上述变频驱动装置可操纵以便改变横穿涡轮膨胀机的压力比。这使回路能为不同的再汽化温度和冷凝温度提供必要的条件。
第一阀机构优选地位于第一环形热交换流体回路中液体泵和第一热交换流体通向第一辅助热交换器的入口的中间。第二阀机构优选地位于第二环形热交换流体回路中用于第二热交换流体从第二主热交换器出来的出口和共用收集容器的中间。
本发明的设备优选地还包括导管和在管道中的第三阀机构，该导管用于使冷凝的热交换流体再循环到共用收集容器，而第三阀门机构用于在万一设备上的热负荷降到低于选定的最小值时打开上述导管（或增加穿过上述导管的流速）。
优选地，在共用收集容器的未满空间中的压力基本上是第一环行回路交换流体的冷凝压力。
第一和第二热交换流体可以在第一和第二辅助热交换器中被任何合适的介质加热，但该介质的温度影响热交换流体的选择。海水通常是在远洋轮船上使用的合适介质，但其它介质如淡水、发动机冷却水或水和乙二醇的混合物也能代替海水使用。通常，如果上述介质在近似环境温度下被供应，则丙烷是用于第一和第二热交换流体二者的优先选择。丙烷在市场上很容易买到，并有能将第一和第二主热交换器中的冷凝温度选定到高于-40℃但低于+15℃的热力学性能。别的热交换流体能代替丙烷或在与丙烷的混合物中使用。这些可供选择的或额外的热交换流体包含乙烷、丁烷、其它烃类和氟碳化合物致冷剂，尤其是R134（a）。选定的热交换流体优选地具有低至-30℃或-40℃的正平衡压力。如果海水（或可供选择的介质）的温度特别低，则第一和第二热交换流体二者可以包括相同的丙烷和乙烷的混合物。另一方面，如果这种温度特别高，则第一和第二热交换流体二者可以包括相同的丙烷和丁烷的混合物。
第一和第二热交换流体可以完全汽化，且如果需要，在第一和第二辅助热交换器中可以过热。如果需要，可以有过热部分与汽化部分分开。这两个部分可以设在不同主体中。可供选择地，它们可以在第一和第二辅助热交换器中部分地汽化，在这种情况下，第一和第二热交换回路二者可以包括分相器以便将未汽化的热交换流体与其蒸汽分开。产生的液体可以返回到与热交换回路相关的收集容器中。
在本发明的方法的优选实施例中，其中上述在压力下的天然气流取自储罐并在其穿过第一主热交换器的通道的上游应用，以便冷凝从储罐中汽化的蒸汽。用于实施优选实施例的设备可以包括用于液化天然气的储罐、在储罐中用于抽出液化天然气流的液下泵、用于进一步升高液化天然气的压力和将加压的液化天然气供应给第一主热交换器的增压泵，其中液下泵经由吸入容器与增压泵连通，以便保持足够的用于增压泵的净正吸入压头，其中吸入容器还与用于从储罐抽出汽化的天然气的压缩机连通，且其中吸入容器包含用于使汽化的天然气与液化天然气密切接触的液-汽接触表面，以便实现汽化的天然气的冷凝作用。
附图说明
现在参照附图作为例子说明本发明的方法和设备。
图1-4是LNG蒸发设备的不同形式的一般示意工艺流程图，而图5示出设备的上游部分。
具体实施方式
参见图1，LNG装置2通常包括至少一个具有液下LNG泵6的绝热储罐4。泵6的出口与导管8连通，该导管8具有沿着其设置在装置2外部的第二LNG泵9。泵9的出口与本发明的设备连通用于加热LNG流。装置通常位于远洋轮船上，该远洋轮船可以例如是所谓的FSRU（浮式储存和再气化机组）。常常有在高压和非低温（通常温度接近环境温度）下从装置2输送天然气的需要。如图1中所示的设备能在选定的压力、速率和温度下输送天然气。该设备包括第一主热交换器10、第二主热交换器12、第一辅助热交换器14和第二辅助热交换器16。第一和第二主热交换器10和12二者适合于被逆流式流到天然气的普通冷凝热交换流体加热。
有使热交换流体流过第一主热交换器10和第一辅助热交换器14的第一环形热交换流体回路20和使热交换流体流过第二主热交换器12和第二辅助热交换器16的第二这样的回路22。回路20和22有共用的液态热交换流体收集容器24和用于升高液态热交换流体经受的压力的泵26。然而，每个回路都有它自己的专用收集容器也是可行的。第一环形热交换器流体回路20从第一主热交换器10的液体出口延伸到液体收集容器24并包括泵26。在泵26的下游，第一热交换流体回路20贯穿液态热交换流体在其中再转化成蒸汽的第一辅助热交换器14。热交换流体回路20通过导管完成，该导管把从第一辅助热交换器14中出来的用于汽化的热交换流体的出口放置成与用于汽化的热交换流体通向主热交换器10的入口连通。如果需要，两个热交换回路可以与一备用热交换流体源连通或者能放置成与备用热交换流体源连通，以便能补充回路中热交换流体的任何损失。
提供足够的穿过第一主热交换器10的热交换流体流，以便将流经该处的所有液化天然气汽化并将其过热到选定的温度。然而，应该意识到，泵8通常可以将液化天然气的压力升高到高于其临界压力也就是说约100巴，在这种情况下，进入第一主热交换器10的天然气是超临界流体，因此严格地说，未被汽化。无论是否把液化天然气作为超临界流体提供给第一主热交换器10，图1所示的设备都如此工作以便保证液化天然气离开第一主热交换器10的温度是在稍低于0℃的选定温度范围内。
第二热交换回路22如此工作以便将天然气的温度进一步升高到选定的输送值。在第二热交换流体回路22中，一部分液态热交换流体从泵26的下游区中的第一热交换流体回路20中被转移并穿过该流体在其中汽化的第二辅助热交换器16。所产生的蒸汽流到用于热交换流体通向第二主热交换器12的入口。该热交换流体在第二主热交换器12中通过与天然气热交换被冷凝，由此将天然气加热到所需温度。这样冷凝的热交换流体经由管道或导管34从第二主热交换器转到共用收集容器24。
为第一和第二辅助热交换器14和16所必需的热量由任何合适的辅助热交换介质提供。
液体容器24设一再循环导管28。导管28的一端收尾于热交换回路20和22的共用区，该共用区是泵26的出口的下游，但却是第二热交换回路22从第一热交换回路20分出支路处的上游。导管28的另一端终止在液体收集容器24内。导管28内设一阀30。当打开阀30时能将冷凝的热交换流体从热交换回路20和22中抽出。如果主热交换器10和12上的热负荷降到低于选定的水平，则可以实施这种抽出。
热交换流体穿过主热交换器10和12的流速分别由第一阀32和第二阀36控制。第一阀32位于泵26的出口和用于热交换流体通向第一辅助热交换器14的入口的中间。第二阀36位于导管34中。阀32和36如此工作以便随着第一和第二主热交换器10和12上热负荷的任何变化分别改变热交换流体穿过第一和第二主热交换器10和12的流速。
在运行时，热交换流体在辅助热交换介质和液化天然气之间产生间接热交换。在船或者FSRU上，海水是特别合适的辅助热交换介质。海水能例如取自船或FSRU的周围。另一些介质如淡水、发动机冷却水、水和乙二醇的混合物也能代替海水使用。辅助热交换介质可以在开式或闭式回路中流动。如果在闭式回路中，则辅助热交换介质的温度可以通过外加的热源例如锅炉很容易控制，且热交换流体按该温度选择。优选的热交换流体是丙烷。丙烷很容易在市场上买到并具有能使第一和第二主热交换器10和12中的冷凝温度达到高于-40℃但低于+15℃的热力学性能。然而，如果辅助热交换介质例如海水在开式回路中流动，则它的温度在全年中和随着船或FSRU地理位置不同而可能变化。海水的进入温度因此可以在比如说10和27℃之间变化。如果需要，丙烷可以与乙烷混合用于较低的辅助热交换介质温度及与丁烷混合用于较高的温度。通常，热交换流体的选择必需根据这些因素进行，而同时应考虑到热交换介质理想地具有一低至-30℃而优选地低至-40℃的正平衡压力。
在典型的运行中，热交换器10和12上的热负荷，也就是说它们为将LNG的温度从其低于-150℃的储存温度升高到选定的供应温度（例如+5℃）所需要提供的热量可能变动。图1中所示的设备能满足这些变化。穿过第一辅助热交换器14的热交换流体流通常是将海水或其它介质冷却5-7℃。热交换流体在第一辅助热交换器14中的状态从液态变成蒸汽且可以稍微过热。这种蒸汽用来在第一主热交换器10中加热LNG。热交换流体在第一主热交换器10中再次冷凝。第二主热交换器12的运行类似于第一主热交换器10的运行。其中天然气通过与冷凝的热交换流体间接热交换时被加热。阀32和36的操作具有使第二主热交换器12中的冷凝压力高于第一主热交换器10中冷凝压力的效果。冷凝压力的差值等于横跨泵26的差压减去相关管道和热交换器中的压降。另外，第一主热交换器中的冷凝压力等于共用收集容器的未满空间中的冷凝压力。该压力不固定，但往往会随着热交换回路适应热负荷变化而浮动。对于较高的负荷，第一主热交换器10中的冷凝压力较低，这些压力改变由根据热交换器10上热负荷的变化调节阀门32引起。如果需要，阀32的调节可以根据随热负荷的变化而变动的参数自动地进行。阀36可以进行类似地调节，且由于第一主热交换器10中的冷凝压力浮动，所以第二主热交换器12中的冷凝压力也如此。
由于第二主热交换器12中的冷凝压力大于第一主热交换器10中的冷凝压力，所以两个热交换器的尺寸可以很容易减小，甚至在低的海水（或其它辅助交换介质）温度下都没有热力学效率的过度损失。通常，要求第一主热交换器10满足比第二主热交换器更大的热负荷。优选的是，进入第一主热交换器10的热交换流体与从第一主热交换器10排出的天然气之间的温差大于进入第二主热交换器12的热交换流体与从第二主热交换器12排出的天然气之间的温差。
应该能够理解，横过泵26的压差是决定两个主热交换器10和12之间的冷凝压力差和因此冷凝温度差的重要因素。通常，泵26具有恒定频率驱动装置并因此差压不能改变。这不是缺点，因为图1中所示的设备一般能解决所遇到的热负荷的正常变化。如果热负荷下降太多而引起控制阀32和36节流太多，则阀30能自动地调节以保持为泵26运行所必需的穿过泵26的最小流量。如果热负荷升高太多，则能调节LNG管路中的阀（未示出）以减少LNG流量。然而在较低的海水入口温度（比如说约为10℃）下，则利用变频泵26并使它在稍微增加的压差下运行，以便在较高热负荷下降低第一主热交换器10中的冷凝温度也许是有利的。
在典型例子中，第一主热交换器10将LNG的温度升高到-40至-20℃以便LNG汽化（在超临界压力下除外），而第二主热交换器12进一步将LNG温度升高到0-5℃。第一主热交换器10通常可以满足热负荷的80%，而第二主热交换器12满足其余20%的热负荷。在这个例子中，热交换流体是丙烷，而辅助热交换介质是海水。
图1中所示的设备基本上是自动调整以改变放置于其上的LNG汽化负荷。如果LNG流量减少，则在热交换器10和12中有较低的丙烷的冷凝速率，而在辅助热交换器14和16及共用收集容器中丙烷压力将增加。这种压力增加通过减小热交换器14和16中辅助热交换介质和汽化丙烷之间的温差而对丙烷汽化速率有补充作用。热交换回路20或22能调节以便保持汽化丙烷的温度不比其沸点高几℃。同样，如果LNG流量增加，则在热交换器10和12中有较高的丙烷冷凝速率且辅助热交换器14和16及共用收集容器24中丙烷压力下降。这种压力减小通过增加热交换器14和16中辅助热交换介质与汽化丙烷之间的温差而对丙烷汽化速率有补充作用。热交换回路20和22能调节以便保持汽化丙烷的温度不比其沸点高几℃。
图2中所示的设备能避免丙烷（或其它热交换流体）在辅助热交换器14和16中过热。现在热交换回路20和22二者都包括分相器，而辅助热交换器14和16仅实现丙烷或其它热交流流体的部分汽化。
第一分相器40设在第一热交换回路20中第一辅助热交换器14的丙烷出口端和第一主热交换器10的丙烷入口端的中间。如果需要，如图2中所示，第一辅助热交换器14可以分开并包括两个并联的热交换器单元14（a）和14（b）。
第一分相器40具有用于液-汽丙烷混合物通向液相收集于其中的容器44的入口42。
分相器容器44具有第一出口46和第二出口48，该第一出口46在容器44的顶部处用于蒸汽与通向第一主热交换器10的丙烷入口连通，而第二出口48在容器44的底部处用于液态丙烷与共用收集容器24连通。流量控制阀52位于导管50处并操作式与容器44中液位检测器54相关，以便在其上能保持恒定的液态丙烷液位。除雾器56位于容器44中，以便将液滴与流到第一主热交换器10的蒸汽分开。
第二分相器60设在第二热交换回路22中第二辅助热交换器16的丙烷出口端和第二主热交换器12的丙烷出口端的中间。第二分相器60具有入口62、第一出口66、和第二出口68，该入口62用于液-汽混合物通向容器64，第一出口66在分相器60的顶部处用于蒸汽与通向第二主热交换器12的丙烷入口连通，而第二出口68在分相器60的底部处用于液态丙烷经由导管70与共用液态丙烷收集容器24连通。流量控制阀72位于导管70中并操作式与容器64中液位检测器74相关，以便能在其中保持恒定的液位。除雾器76位于容器64中以便将液滴与流到第二主热交换器12的蒸汽分开。
热交换器14和16可以分成两个或多个并联的部分。
由于采取了分相器40和60的措施，所以将再循环回路28和阀30从图2所示的设备中省掉。图2所示设备的操作类似于图1所示设备的操作，但在热交换器14和16中没有过热丙烷。
与图1所示的设备相比，图2所示的设备具有外加的液体泵80以便帮助液态丙烷的循环。泵26和80可操纵以便如果需要可以改变热交换回路20和22中丙烷之间的压差。在运行时，热交换回路20和22用与图1中所示设备的对应回路类似的方式自动调节。设备可以经由导管78装满丙烷，该导管78具有设在其中并收尾在收集容器24中的停止阀79。
现在参见附图的图3，示出了在图2所示设备上的变化，其中代替有一共用收集容器24，热交换回路20和22二者分别有专用的液态丙烷收集容器82和84。因此回路20和22相互分开，且回路20有它自己的液态丙烷供应管路86，有一设于其中的停止阀88，收尾在容器82中，而回路22有液态丙烷供应管路90、有一设于其中的停止阀92，收尾于容器64中。
图3所示的设备运行时，泵26和80简单地产生液态丙烷的必要循环并补偿设备中的压降。在其它方面，图3所示的设备的运行类似于图2所示的设备。
现在参见附图的图4，示出了图1所示的设备的变体，其中代替有一共用收集容器24，热交换回路20和22二者分别有专用的液体收集容器82和84。因此回路20和22分别具有专用的液体收集容器82和84。因此回路20和22相互分开。回路20有它自己的液态热交换流体供应管路86，有一设置于其中的停止阀88、收尾于容器82中，而回路22有液态热交换流体供应管路90、有设于其中的停止阀92、收尾于容器84中。回路20中的热交换流体能与回路22中的热交换流体有相同或不同的组成。
回路20在辅助热交换器14的热交换蒸汽出口和通向主热交换器10的热交换蒸汽入口的中间有一涡轮膨胀机100。涡轮膨胀机100操作式与连接到电网106上的发电机104用常规方式相关，因此能从热交换流体回收功率。循环泵26相应地设计用于较高的差压以便适合涡轮设计压力比，并装备有变频驱动装置110以便使压力比适合于不同的再汽化温度和冷凝温度。
图4所示的设备运行时，泵26产生为涡轮膨胀机100的运行所必需的压差以便除了使热交换流体在回路20中循环之外还产生电力。泵80使热交换流体在回路22中循环。此外，泵26和80二者补偿设备中的压降。在其它方面，图4所示的设备的运行类似于图1和3中所示的设备。
现在参见图5，示出了安装在船上的改良的LNG过热设备的上游部分，其中在再气化操作期间汽化的过量天然气被再冷凝。再冷凝作用通过与取自一个或多个储罐的过冷LNG接触实施。把冷凝器加到吸入鼓或吸入罐中，该吸入鼓或吸入罐提供足够的净正吸入压头（NPSH）给增压泵或若干将LNG的压力升高到合适的水平用于通过本发明的设备的第一和第二主热交换器的泵。
参见图5，LNG装置502典型地包括至少一个而通常是若干个绝热的储罐504，每个储罐504都具有一液下LNG泵506（图5中仅示出一个包含其相关的液下LNG泵506的绝热储罐504）。泵506的出口与导管508连通。导管508收尾在容器510中，该容器510如下面说明的为下游增压泵提供净正吸入压头并作为从储罐504汽化的天然气用的冷凝器。由于从其周围环境吸收热量的结果，所以有一从储存在罐504中的LNG自然汽化速率。自然汽化速率在运行期间可以增强以便由于功率被LNG泵506消耗的结果而从罐504供应天然气。在运行时，汽化的天然气被压缩机520从罐504中抽出。一部分压缩的汽化天然气通常经由导管522供应给储存装置502位于其上的再气化船或者FSRU的发动机。汽化的天然气的其余部分转到通向容器510的入口524。从导管508流入容器510的LNG流量预先确定，以便保证所有进入容器510的汽化的天然气都在其中通过与填料512的表面上的LNG或位于容器510内的另外液-汽接触介质接触而被冷凝。应该理解，LNG由于泵506运行而在过冷状态下进入容器510以便升高其压力。因此，能实现汽化的天然气的必要的冷凝作用。所产生的LNG通过出口514从容器510出来转到分配管路516。在容器510中不要求冷凝的LNG可以旁通这个容器并与来自容器510的LNG合并在分配管路516中。控制阀526设在导管508中以便控制过冷LNG流到容器510的流量。旁通容器510的LNG的流量可以用另一个流量控制阀528控制。任何过量的汽化天然气都可以经由导管533通到气体燃烧单元531。
分配管路516与多个增压泵519连通。为了图示方便起见，图5中仅示出一个这样的泵，但在典型的安装中可以设置若干这样的泵，而一个泵或若干对泵供应本发明的用于汽化和过热LNG的第一和第二主热交换器的分开的阵列。为了图示方便起见，热交换器在图5中未示出，但图1-4中所示的任何一种安排都可以应用。
每个泵519都具有与汽化和过热设备（未示出）连通的出口530。每个泵519都可以安排成将可变的LNG流量供应给设备。过量的LNG可以穿过管路532返回到容器510。如果感测的泵流速变得比所需的最小流速小，则流量控制阀534可以自动地打开。
在每个泵519内汽化的天然气也可以经由管路536返回到容器510。为此在管路536中设一排气阀538。
如图5中所示的设备还包括从容器510的顶部到储罐504的返回管路540。管路540有一设于其中的控制阀542。阀542通常保持闭合。万一在容器510中检测出低液位，则阀542自动地打开。万一在容器510中检测出高液位，则在连接到较高压力气源的管路560中的控制阀562自动地打开。
图5中所示的设备因此能用本发明的方法提供必需的在压力下的液化天然气的流量用于下游汽化和过热。

Claims (34)

1. 一种将液化天然气转化成过热流体的方法，包括以下步骤：
a. 使天然气流在压力下通过相互串联的第一主热交换器和第二主热交换器；
b. 在第一主热交换器中通过与在第一压力下于第一环形回路中流动的第一热交换流体热交换加热天然气流，而第一热交换流体在上述第一主热交换器中经历从蒸汽到液体的状态变化；
c. 在第二主热交换器中通过与在第二压力下于第二环形回路中流动的第二热交换流体热交换进一步加热天然气流，而第二热交换流体具有与第一热交换流体相同的组成并在上述第二主热交换器中经历从蒸汽到液体的状态变化；
d. 收集来自第一主热交换器的液态第一热交换流体和来自第二主热交换器的液态第二热交换流体；
e. 在第一环形热交换流体回路中将第一辅助热交换器中的液化第一热交换流体流再汽化，并把所产生的蒸汽作为第一热交换流体供应给第一主热交换器；
f. 在第二环形热交换回路中将第二辅助热交换器中的第二液态热交换流体流再汽化，并把所产生的蒸汽作为第二热交换流体供应给第二主热交换器；及其中
g. 在第一主热交换器中第一热交换流体的冷凝压力小于在第二主热交换器中第二热交换流体的冷凝压力。
2. 按照权利要求1所述的方法，其中来自第一和第二热交换器的液态热交换流体被收集在共用收集容器中。
3. 按照权利要求2所述的方法，其中在共用收集容器的未满空间中的压力基本上是第一热交换流体的冷凝压力。
4. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中第一热交换流体穿过第一主热交换器的流速按照其上热负荷的任何变化而变动。
5. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中第一热交换流体在其通向第一主热交换器的入口处的入口温度和天然气在其从第一主热交换器出来的出口处的温度之间的温差大于第二热交换流体在其通向第二主热交换器的入口处的温度和天然气在其从第二主热交换器出来的出口处的温度之间的温差。
6. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中第一和第二热交换流体分别在第一和第二辅助热交换器中完全被汽化。
7. 按照权利要求6所述的方法，其中第一和第二热交换流体分别在第一和第二辅助热交换器中被过热。
8. 按照权利要求6所述的方法，其中第一和第二热交换流体在各辅助热交换器的下游被过热。
9. 按照权利要求1-5其中之一所述的方法，其中第一和第二热交换流体分别在第一和第二辅助热交换器中部分地被汽化。
10. 按照权利要求9所述的方法，另外包括将未汽化的热交换流体与汽化的热交换流体分开的步骤。
11. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中第一和第二热交换流体二者都包括丙烷。
12. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中液态热交换流体在第一和第二辅助热交换器中被海水加热。
13. 按照权利要求1或不从属于权利要求2或权利要求3时的权利要求4-12其中之一所述的方法，其中第一热交换流体具有与第二热交换流体不同的组成。
14. 按照权利要求12所述的方法，其中海水在闭式回路中流动。
15. 按照权利要求14所述的方法，其中海水在开式回路中流动。
16. 按照权利要求1，或不从属于权利要求2或权利要求3时的权利要求4-12其中之一所述的方法，其中上述在步骤（e）中产生的蒸汽在第一辅助热交换器和主热交换器的中间被涡轮膨胀。
17. 按照上述权利要求其中之一所述的方法，其中上述在压力下的天然气流取自储罐并在其穿过第一主热交换器的通道的上游被应用以便冷凝从储罐沸腾的蒸汽。
18. 用于将液化天然气转化成过热流体的设备，包括：
a. 相互串联安排用于分别同冷凝的第一热交换流体和冷凝的第二热交换流体热交换加热液化天然气的第一主热交换器和第二主热交换器；
b. 贯穿第一主热交换器延伸的第一环形较低冷凝压力热交换流体回路；
c. 贯穿第二主热交换器延伸的第二环形较高冷凝压力热交换流体回路；其中
d. 第一和第二环形热交换流体回路二者都包括用于收集冷凝的热交换流体的液体收集容器；
e. 第一环形热交换流体回路贯穿用于再汽化冷凝的第一热交换流体的第一辅助热交换器延伸；
f. 第二环形热交换流体回路贯穿用于再汽化冷凝的第二热交换流体的第二辅助热交换器延伸；和
g. 设备还包括用于控制第一热交换流体穿过第一主热交换器的流速和第二热交换流体穿过第二主热交换器的流速的机构。
19. 按照权利要求18所述的设备，其中第一和第二环形热交换回路具有一共用液体收集容器。
20. 按照权利要求19所述的设备，另外包括用于从共用收集容器取出热交换流体和用于使该热交换流体穿过第一和第二环形热交换流体回路循环的液体泵。
21. 按照权利要求19或权利要求20所述的设备，其中上述控制机构包括适合于如此操作以便根据其上热负荷的任何变动改变第一热交换流体穿过第一主热交换器的流速的第一阀机构。
22. 按照从属于权利要求20时的权利要求21所述的设备，其中第一阀机构具有一个位置在第一环形热交换流体回路中在上述泵和第一热交换流体通向第一辅助热交换器的入口中间。
23. 按照权利要求18-22其中之一所述的设备，其中控制机构包括用于控制穿过第二阀机构的流速用于控制穿过第二主热交换器的流速的第二阀机构。
24. 按照权利要求23所述的设备，其中第二阀机构适合于如此操作以便根据第二主热交换器上热负荷的变化改变第二热交换流体穿过第二主热交换器的流速。
25. 按照从属于权利要求18时的权利要求23或权利要求24所述的设备，其中第二阀机构具有一个位置在第二环形热交换回路中在用于第二热交换流体从第二主热交换器出来的出口和共用收集容器中间。
26. 按照从属于权利要求18时的权利要求20-25其中之一所述的设备，包括用于将冷凝的热交换流体再循环到共用收集容器的导管，和在导管中用于在设备上的热负荷降到低于选定的最小值时打开或增加上述导管中流速的第三阀机构。
27. 按照权利要求18或权利要求19所述的设备，其中第一和第二环形热交换回路二者都包括用于将未汽化的热交换流体与汽化的热交换流体分开的分相器。
28. 按照权利要求18所述的设备，其中第一环形热交换回路与第二环形热交换回路无关并包括一在第一辅助热交换器和第一主热交换器中间的涡轮膨胀机。
29. 按照权利要求28所述的设备，其中涡轮膨胀机包括可操纵成控制第一环形热交换回路中蒸汽流的可控导向叶片。
30. 按照权利要求28或权利要求29所述的设备，其中涡轮膨胀机操作式与发电机构相联。
31. 按照权利要求28-30其中之一所述的设备，其中第一环形热交换回路包括可操纵成改变横过涡轮膨胀机的压力比的具有变频驱动装置的泵。
32. 按照权利要求18-31其中之一所述的设备，包括用于液化天然气的储罐、在储罐中用于从中抽出液化天然气流的液下泵、用于进一步升高液化天然气的压力并将加压的液化天然气供应给第一主热交换器的增压泵，其中液下泵经由吸入容器与增压泵连通以便保持足够的用于增压泵的净正吸入压头，其中吸入容器还与用于从储罐抽出沸腾天然气的压缩机连通，及其中吸入容器包含用于使沸腾的天然气形成与液化天然气密切接触以便实现沸腾天然气的冷凝的液-汽接触表面。
33. 按照权利要求19所述的设备，包括串联的第一泵和第二泵，第一泵是两个热交换回路共用的，而第二泵位于第二热交换回路中。
34. 按照权利要求18所述的设备，其中第一热交换回路具有第一液态热交换流体收集容器和第一液态热交换循环泵，而第二热交换回路具有第二液态热交换流体收集容器和第二液态热交换流体循环泵。
CN200980135979.0A 2008-07-15 2009-07-15 液化天然气的转化 Expired - Fee Related CN102216668B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP08352015A EP2146132A1 (en) 2008-07-15 2008-07-15 Conversion of liquefied natural gas
EP08352015 2008-07-15
EP08352024 2008-10-24
EP08352024A EP2180231A1 (en) 2008-10-24 2008-10-24 Convenrsion of liquefied natural gas
PCT/IB2009/006682 WO2010007535A1 (en) 2008-07-15 2009-07-15 Conversion of liquefied natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102216668A true CN102216668A (zh) 2011-10-12
CN102216668B CN102216668B (zh) 2014-03-26

Family

ID=41550051

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200980135979.0A Expired - Fee Related CN102216668B (zh) 2008-07-15 2009-07-15 液化天然气的转化

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20110132003A1 (zh)
EP (1) EP2313680B1 (zh)
JP (1) JP5662313B2 (zh)
KR (1) KR101641394B1 (zh)
CN (1) CN102216668B (zh)
BR (1) BRPI0916221A2 (zh)
ES (1) ES2396178T3 (zh)
WO (1) WO2010007535A1 (zh)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104406052A (zh) * 2014-10-29 2015-03-11 沪东重机有限公司 一种lg气化***和方法
CN105612381A (zh) * 2013-08-21 2016-05-25 科莱斯达公司 组合有液化气产生装置的液化气加注站
CN109104842A (zh) * 2017-06-21 2018-12-28 鸿富锦精密电子(天津)有限公司 散热循环***
CN109357159A (zh) * 2018-11-14 2019-02-19 江苏科技大学 一种深冷超临界流体再气化实验***及工作方法
CN109630877A (zh) * 2018-11-14 2019-04-16 江苏科技大学 一种lng再气化***及工作方法
CN113767246A (zh) * 2019-03-15 2021-12-07 气体运输技术公司 用于控制液化天然气容器中的压力的***
CN113923999A (zh) * 2019-06-03 2022-01-11 卓缤科技贸易公司 用于循环过程流体的流体蒸馏装置和方法
CN114508693A (zh) * 2022-04-20 2022-05-17 山东科瑞油气装备有限公司 一种换热型超临界二氧化碳输送设备
CN114651148A (zh) * 2019-11-26 2022-06-21 三菱重工船用机械株式会社 冷能回收***、具备冷能回收***的船舶以及冷能回收方法
CN114750925A (zh) * 2021-01-08 2022-07-15 三菱重工业株式会社 冷热回收***及具备冷热回收***的船舶或浮体

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5495697B2 (ja) * 2009-10-02 2014-05-21 三菱重工業株式会社 液化ガス燃料供給装置、この運転方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
NO332122B1 (no) * 2010-05-10 2012-07-02 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmate for regulering av en mellommediumskrets ved varmeveksling av et primaermedium
JP5653666B2 (ja) * 2010-07-08 2015-01-14 三菱重工業株式会社 浮体構造物の再ガス化プラント
DE102010056581B4 (de) * 2010-12-30 2013-04-04 Gea Batignolles Technologies Thermiques Anordnung zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US9494281B2 (en) 2011-11-17 2016-11-15 Air Products And Chemicals, Inc. Compressor assemblies and methods to minimize venting of a process gas during startup operations
CN104321581B (zh) 2011-12-02 2016-10-19 氟石科技公司 Lng蒸发气体再冷凝配置和方法
EP2638942B1 (en) * 2012-03-15 2016-09-21 Cryostar SAS Mist separation apparatus
CN103764986B (zh) * 2012-05-14 2016-07-13 现代重工业株式会社 用于处理液化气的方法和***
KR101277965B1 (ko) * 2013-02-19 2013-06-27 현대중공업 주식회사 Lng 연료 공급 시스템
KR101267110B1 (ko) * 2013-03-06 2013-05-27 현대중공업 주식회사 Lng 연료 공급 시스템
KR101277833B1 (ko) * 2013-03-06 2013-06-21 현대중공업 주식회사 Lng 연료 공급 시스템
KR102068389B1 (ko) * 2013-11-11 2020-01-20 바르실라 핀랜드 오이 가스 연료 항양선에서 폐냉 회수를 위한 방법 및 장치
KR101842324B1 (ko) * 2015-04-07 2018-03-26 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템
KR101788756B1 (ko) * 2015-12-09 2017-10-20 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박
CN107166820A (zh) * 2016-03-07 2017-09-15 鸿富锦精密电子(天津)有限公司 散热循环***
US11136103B2 (en) * 2016-03-18 2021-10-05 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Ship having gas regasification system
EP3279544A1 (en) * 2016-08-03 2018-02-07 Cryostar SAS Regasification unit
EP3284998A1 (de) * 2016-08-16 2018-02-21 Linde Aktiengesellschaft Wärmeübertragereinrichtung zum erwärmen und/oder verdampfen einer kryogenen flüssigkeit mit kälterückgewinnung
KR102213008B1 (ko) * 2016-12-26 2021-02-05 현대중공업 주식회사 가스 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박
CN110382347B (zh) * 2017-03-06 2021-10-29 株式会社神户制钢所 海上浮动式设施
KR102017946B1 (ko) * 2017-04-14 2019-10-21 한국조선해양 주식회사 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR102285467B1 (ko) * 2017-05-11 2021-08-05 삼성중공업 주식회사 액화가스 재기화 시스템
EP3434959A1 (en) 2017-07-28 2019-01-30 Cryostar SAS Method and apparatus for storing liquefied gas in and withdrawing evaporated gas from a container
EP3945239B1 (en) * 2020-07-27 2022-09-14 Efficiency for LNG Applications, S.L. System and process for recovering the cold of liquefied natural gas in regasification plants

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3018634A (en) * 1958-04-11 1962-01-30 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for vaporizing liquefied gases and obtaining power
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
GB2008239A (en) * 1977-11-17 1979-05-31 Borsig Gmbh A Vaporising Process
WO2007039480A1 (en) * 2005-09-21 2007-04-12 Exmar Liquefied natural gas regasification plant and method with heat recovery

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4006A (en) * 1845-04-22 Improvement in self-adjusting platens for cotton and other presses
US3479832A (en) * 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
DE2633713C2 (de) * 1976-07-27 1983-10-20 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur Erwärmung von verflüssigtem Erdgas
US4444015A (en) * 1981-01-27 1984-04-24 Chiyoda Chemical Engineering & Construction Co., Ltd. Method for recovering power according to a cascaded Rankine cycle by gasifying liquefied natural gas and utilizing the cold potential
US5107906A (en) * 1989-10-02 1992-04-28 Swenson Paul F System for fast-filling compressed natural gas powered vehicles
JPH0711320B2 (ja) * 1992-03-03 1995-02-08 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス貯蔵システム
US6945049B2 (en) * 2002-10-04 2005-09-20 Hamworthy Kse A.S. Regasification system and method
US7155917B2 (en) * 2004-06-15 2007-01-02 Mustang Engineering L.P. (A Wood Group Company) Apparatus and methods for converting a cryogenic fluid into gas
US7516619B2 (en) * 2004-07-19 2009-04-14 Recurrent Engineering, Llc Efficient conversion of heat to useful energy
US20070028632A1 (en) * 2005-08-03 2007-02-08 Mingsheng Liu Chiller control system and method
US20070214805A1 (en) * 2006-03-15 2007-09-20 Macmillan Adrian Armstrong Onboard Regasification of LNG Using Ambient Air
AU2007286291B2 (en) * 2006-08-14 2010-08-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3018634A (en) * 1958-04-11 1962-01-30 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for vaporizing liquefied gases and obtaining power
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
GB2008239A (en) * 1977-11-17 1979-05-31 Borsig Gmbh A Vaporising Process
WO2007039480A1 (en) * 2005-09-21 2007-04-12 Exmar Liquefied natural gas regasification plant and method with heat recovery

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105612381A (zh) * 2013-08-21 2016-05-25 科莱斯达公司 组合有液化气产生装置的液化气加注站
CN105612381B (zh) * 2013-08-21 2018-08-10 科莱斯达公司 组合有液化气产生装置的液化气加注站
CN104406052A (zh) * 2014-10-29 2015-03-11 沪东重机有限公司 一种lg气化***和方法
CN109104842B (zh) * 2017-06-21 2020-04-03 鸿富锦精密电子(天津)有限公司 散热循环***
CN109104842A (zh) * 2017-06-21 2018-12-28 鸿富锦精密电子(天津)有限公司 散热循环***
CN109357159A (zh) * 2018-11-14 2019-02-19 江苏科技大学 一种深冷超临界流体再气化实验***及工作方法
CN109630877A (zh) * 2018-11-14 2019-04-16 江苏科技大学 一种lng再气化***及工作方法
CN113767246A (zh) * 2019-03-15 2021-12-07 气体运输技术公司 用于控制液化天然气容器中的压力的***
CN113767246B (zh) * 2019-03-15 2023-07-28 气体运输技术公司 用于控制液化天然气容器中的压力的***
CN113923999A (zh) * 2019-06-03 2022-01-11 卓缤科技贸易公司 用于循环过程流体的流体蒸馏装置和方法
CN114651148A (zh) * 2019-11-26 2022-06-21 三菱重工船用机械株式会社 冷能回收***、具备冷能回收***的船舶以及冷能回收方法
CN114651148B (zh) * 2019-11-26 2023-12-01 三菱重工船用机械株式会社 冷能回收***、具备冷能回收***的船舶以及冷能回收方法
CN114750925A (zh) * 2021-01-08 2022-07-15 三菱重工业株式会社 冷热回收***及具备冷热回收***的船舶或浮体
CN114508693A (zh) * 2022-04-20 2022-05-17 山东科瑞油气装备有限公司 一种换热型超临界二氧化碳输送设备

Also Published As

Publication number Publication date
CN102216668B (zh) 2014-03-26
KR20130025789A (ko) 2013-03-12
ES2396178T3 (es) 2013-02-19
KR101641394B1 (ko) 2016-07-20
EP2313680A1 (en) 2011-04-27
WO2010007535A1 (en) 2010-01-21
US20110132003A1 (en) 2011-06-09
JP5662313B2 (ja) 2015-01-28
EP2313680B1 (en) 2012-10-17
BRPI0916221A2 (pt) 2015-11-03
JP2011528094A (ja) 2011-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102216668B (zh) 液化天然气的转化
CN105008834B (zh) 用于再液化天然气的方法和装置
US2975607A (en) Revaporization of liquefied gases
CN102639923B (zh) 液化天然气的转化
KR101489737B1 (ko) 선박의 연료가스 공급 시스템
JP2011528094A5 (zh)
US20110185748A1 (en) Natural gas supply method and apparatus
KR102082362B1 (ko) 극저온 저장 선박에 있는 보일 오프 가스 속의 잠열의 수집, 이용, 배출을 위한 장치, 시스템, 방법
KR20160055830A (ko) 극저온 탱크로부터 증기를 회수하기 위한 장치
US20130291567A1 (en) Regasification Plant
KR20060121187A (ko) 증발가스의 온도를 제어하기 위한 장치 및 방법
KR102514327B1 (ko) 극저온 액체의 증발로부터 야기되는 가스를 처리하기 위한 시스템 및 방법
KR20200111208A (ko) 가스 유조선을 위한 가스 저장 시설에서 가스를 처리하기 위한 방법 및 시스템
KR20170033649A (ko) 액화가스 재기화 시스템
KR20170049663A (ko) 액화가스 재기화 시스템
JPH08505926A (ja) 燃料ガスの利用及び供給方法及びシステム
KR20150092771A (ko) 액화가스 처리 시스템
KR20170033675A (ko) 액화가스 재기화 시스템
CN104024774B (zh) 由低温烃组合物脱除氮的方法和设备
EP2668441A1 (en) Regasification plant
EP2180231A1 (en) Convenrsion of liquefied natural gas
KR102433265B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 부유물
KR102433264B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 부유물
KR20160144890A (ko) 가스 처리 시스템
NO332506B1 (no) Regassifisering av LNG med Rankinkrets

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20140326

Termination date: 20200715