CN111878701B - 一种海上液化天然气的再气化***及方法 - Google Patents

一种海上液化天然气的再气化***及方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种海上液化天然气的再气化***及方法，液化天然气***，包括增压泵入口缓冲罐、LNG增压泵、LNG气化器和NG补温器；蒸汽***，包括循环水泵和锅炉，所述循环水泵的输出端与所述锅炉的入口连接；海水***，包括海水预热器；中间介质***，包括中间介质储罐、中间介质循环泵、中间介质蒸发器和中间介质预热器。本发明的再气化***采用开/闭式两种操作模式，***可以借助换热模块切换，因地制宜地进行开式模式与闭式模式间的自由切换。

Description

一种海上液化天然气的再气化***及方法
技术领域
本发明涉及一种海上液化天然气的再气化***及方法，属于天然气技术领域。
背景技术
相较于陆上天然气接收站，海上浮式液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)储存与再气化装置(Floating Storage Regasification Unit,FSRU)以其建设周期短、相对成本低等优势在天然气调峰应用中越来越重要。
目前，大多数使用的海上LNG再气化***多采用中间介质气化器(IntermediateFluid Vaporizer,IFV)形式。根据不同海域海水条件，现有的气化***或采用开式模式，或采用闭式循环。前者以海水作为唯一热源，对海水温度及水质要求较高；后者可避免海水条件限制，以水蒸汽作为热源实现中间介质的闭式循环，但较开式气化模式能耗较高。
针对中国水域全年大部分时间可以使用海水作为唯一的热源，但冬季部分时间海水温度过低不能满足再气化热量要求的情况，急需提供一种可应用于海上浮式LNG储存与再气化装置的开闭组合式的新方法，可因地制宜、因海域条件制宜选择开闭模式最大限度的利用海水热量降低能耗。
发明内容
针对上述突出问题，本发明提供一种海上液化天然气的再气化***及方法，该***能够通过开/闭式组合再气化***有效保障海上浮式液化天然气储存与再气化装置在海水作为唯一热源的水域实现稳定安全供气。
本发明中，BOG(Boil Off Gas)为液化天然气的蒸发气，NG(Natural Gas)为天然气。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
本发明第一方面提供一种海上液化天然气的再气化***，包括：
液化天然气***，包括增压泵入口缓冲罐、LNG增压泵、LNG气化器和NG补温器；所述增压泵入口缓冲罐的出口与所述LNG增压泵的输入端连接，所述LNG增压泵的输出端与所述LNG气化器的第一入口连接，所述LNG气化器的第一出口与所述NG补温器的第一入口连接，所述NG补温器的第一出口为天然气出口；
蒸汽***，包括循环水泵和锅炉，所述循环水泵的输出端与所述锅炉的入口连接；
海水***，包括海水预热器，所述海水预热器的第一入口与所述锅炉的出口连接，所述海水预热器的第一出口与所述循环水泵的输入端连接，所述海水预热器的第二入口为海水入口；
中间介质***，包括中间介质储罐、中间介质循环泵、中间介质蒸发器和中间介质预热器，所述中间介质储罐的出口与所述中间介质循环泵的输入端连接，所述中间介质循环泵的输出端与所述中间介质预热器的第一入口连接，所述中间介质预热器的第一出口与所述NG补温器的第二入口连接，所述NG补温器的第二出口与所述中间介质蒸发器的第一入口连接，所述中间介质蒸发器的第一出口与所述LNG气化器的第二入口连接，所述LNG气化器的第二出口与所述中间介质储罐的入口连接；所述海水预热器的第二出口和第三出口分别与所述中间介质蒸发器的第二入口和所述中间介质预热器的第二入口连接。
所述的再气化***，优选地，还包括蒸发气处理***，所述蒸发气处理***包括BOG冷却器，所述BOG冷却器的第一入口与所述LNG增压泵的输出端连接，所述BOG冷却器的第一出口与所述LNG气化器的第一入口连接，所述BOG冷却器中部分气化的液化天然气通过所述BOG冷却器的第二入口进入所述BOG冷却器再次冷却，然后通过所述BOG冷却器的第二出口进入所述增压泵入口缓冲罐中。
所述的再气化***，优选地，所述海水预热器的第二出口包括两个支路管线，两个支路管线分别与所述中间介质蒸发器的第二入口和所述中间介质预热器的第二入口连接。
所述的再气化***，优选地，所述锅炉包括燃气锅炉或燃气/柴油两用锅炉。
所述的再气化***，优选地，中间介质包括丙烷、乙二醇的水溶液或丙烯。
本发明第二方面提供一种上述再气化***的气化方法，包括如下步骤：
LNG在所述增压泵入口缓冲罐中与在所述BOG冷却器中冷却后并返回至所述增压泵入口缓冲罐的BOG混合后输送至所述LNG增压泵，所述LNG增压泵泵送出高压LNG并在所述BOG冷却器中换热后依次进入所述LNG气化器和所述NG补温器，所述LNG气化器将高压LNG气化为NG，然后经过所述NG补温器进一步换热升温，达到对外输送需求的温度后输出；
所述循环水泵将淡水泵送至所述锅炉，所述锅炉加热淡水并产生水蒸汽，水蒸气进入所述海水预热器对其中的海水进行换热，得到预热海水，换热后的淡水返回至所述循环水泵，实现淡水循环；
预热海水作为热源分两路分别进入所述中间介质蒸发器和所述中间介质预热器；所述中间介质循环泵将所述中间介质储罐中的中间介质泵送至所述中间介质预热器，经海水预热后的中间介质进入所述NG补温器对气化后的天然气进一步补温，换热后的中间介质进入所述中间介质蒸发器，中间介质进一步被海水加热蒸发后进入所述LNG气化器并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至所述中间介质储罐中，实现中间介质的循环。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
本发明的再气化***采用开/闭式两种操作模式，***可以借助换热模块切换，因地制宜地进行开式模式与闭式模式间的自由切换，具有以下技术优势：①可适应多海域条件，对海域运动敏感度低，尤其适用于冷水海域；②可实现开/闭式组合，并因地制宜进行模式切换；③可实现中间介质稳定循环，保证介质的可控性；④新型BOG冷却器的处理工艺可有效提高***能量利用率。
附图说明
图1为本发明中再气化***对液化天然气进行气化的流程示意图；
图中各附图标记如下：
1-增压泵入口缓冲罐；2-LNG增压泵；3-BOG冷却器；4-LNG气化器；5-NG补温器；6-海水预热器；7-中间介质蒸发器；8-中间介质预热器；9-循环水泵；10-锅炉；11-中间介质储罐；12-中间介质循环泵。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要理解的是，使用“第一”、“第二”、第三”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对上述零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，因此不能理解为对本发明保护范围的限制。
实施例1
如图1所示，本实施例涉及一种海上液化天然气的再气化***，包括：
液化天然气***，包括增压泵入口缓冲罐1、LNG增压泵2、LNG气化器4和NG补温器5；增压泵入口缓冲罐1的出口与LNG增压泵2的输入端连接，LNG增压泵2的输出端与LNG气化器4的第一入口连接，LNG气化器4的第一出口与NG补温器5的第一入口连接，NG补温器5的第一出口为天然气出口；
蒸汽***，包括循环水泵9和锅炉10，循环水泵9的输出端与锅炉10的入口连接；
海水***，包括海水预热器6，海水预热器6的第一入口与锅炉10的出口连接，海水预热器6的第一出口与循环水泵9的输入端连接，海水预热器6的第二入口为海水入口；
中间介质***，包括中间介质储罐11、中间介质循环泵12、中间介质蒸发器7和中间介质预热器8，中间介质储罐11的出口与中间介质循环泵12的输入端连接，中间介质循环泵12的输出端与中间介质预热器8的第一入口连接，中间介质预热器8的第一出口与NG补温器5的第二入口连接，NG补温器5的第二出口与中间介质蒸发器7的第一入口连接，中间介质蒸发器7的第一出口与LNG气化器4的第二入口连接，LNG气化器4的第二出口与中间介质储罐11的入口连接；海水预热器6的第二出口和第三出口分别与中间介质蒸发器7的第二入口和中间介质预热器8的第二入口连接。
本实施例中，优选地，还包括蒸发气处理***，蒸发气处理***包括BOG冷却器3，BOG冷却器3的第一入口与LNG增压泵2的输出端连接，BOG冷却器3的第一出口与LNG气化器4的第一入口连接，BOG冷却器3中部分气化的液化天然气通过BOG冷却器3的第二入口进入BOG冷却器3再次冷却，然后通过BOG冷却器3的第二出口进入增压泵入口缓冲罐1中与低压LNG充分混合后以液相进入LNG气化器4。BOG蒸发气在BOG冷却器3中与LNG增压泵2泵出的高压LNG换热后进入增压泵入口缓冲罐1，再次与低压LNG充分混合后以液相进入LNG气化器4和NG补温器。
本实施例中，优选地，海水预热器6的第二出口包括两个支路管线，两个支路管线分别与中间介质蒸发器7的第二入口和中间介质预热器8的第二入口连接，两路海水换热完成后汇入排水管道排出***。
本实施例中，优选地，海水***还包括海水泵，海水泵用于将海水泵入海水预热器6中。
本实施例中，优选地，锅炉10包括燃气锅炉和燃气/柴油两用锅炉。
本实施例中，优选地，中间介质包括丙烷、乙二醇的水溶液或丙烯。
本实施例中，优选地，当中介介质为丙烷时，LNG气化器4的中间介质入口状态为气相，出口状态为液相；NG补温器5天然气入口为气相，非两相状态；BOG冷却器3的蒸发气出口为饱和状态。
本实施例中，优选地，各换热器或预热器的形式包括但不限于印刷电路板式换热器、绕管式换热器、管壳式换热器或夹套式换热器，其他可用换热器亦可。
实施例2
如图1所示，本实施例涉及一种海上液化天然气的再气化***的气化方法，包括如下步骤：
来自LNG储存装置输送的LNG在增压泵入口缓冲罐1中与在BOG冷却器3中冷却后并返回至增压泵入口缓冲罐1的BOG混合后输送至LNG增压泵2，LNG增压泵2泵送出高压LNG在BOG冷却器3中换热后依次进入LNG气化器4和NG补温器5，LNG气化器4将高压LNG气化为NG，然后经过NG补温器5进一步换热升温，达到对外输需求的温度后输出；
循环水泵9将淡水泵送至锅炉10，锅炉10加热淡水并产生水蒸汽，水蒸气进入海水预热器6并对其中的海水进行换热，得到预热海水，换热后的淡水返回至循环水泵9，实现淡水循环；
预热海水作为热源分两路分别进入中间介质蒸发器7和中间介质预热器8；中间介质循环泵12将中间介质储罐11中的中间介质泵送至中间介质预热器8，经海水预热后的中间介质(中间介质的热能提升)进入NG补温器5对气化后的天然气进一步补温至对外输出所需温度，换热后的中间介质进入中间介质蒸发器7，中间介质进一步被加热(被中介介质蒸发器7中的预热海水换热)后进入LNG气化器4并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至中间介质储罐11中，实现中间介质的循环。
基于实施例1的再气化***，下面提供4种不同的该***对液化天然气的气化方法。
实施例3
当海水温度较高时，***可采用单独海水作为热源，海水***无需通过海水预热器6直接进入中间介质蒸发器7和中间介质预热器8，并利用中间介质的潜热或显热实现LNG的气化。
实施例4
当海水温度较低无法满足气化要求时，***采用海水和水蒸汽共同作为热源，水蒸汽将海水在海水预热器6中加热至适宜温度，预热后分两路分别进入中间介质蒸发器7和中间介质预热器8，并利用中间介质的潜热或显热实现LNG的气化。
在上述实施例3或4中，直接进入的海水或预热后的海水可分两路分别进入中间介质蒸发器7和中间介质预热器8，或者海水作为一路依次进入中间介质蒸发器7和中间介质预热器8，并利用中间介质潜热或显热实现LNG的气化。
根据换热介质差异，中间介质在***循环过程中可出现相变利用中间介质的潜热，亦可无相态变化，仅利用中间介质的显热实现***中LNG的气化。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (4)

1.一种海上液化天然气的再气化***的气化方法，所述海上液化天然气的再气化***包括：
液化天然气***，包括增压泵入口缓冲罐（1）、LNG增压泵（2）、LNG气化器（4）和NG补温器（5）；所述增压泵入口缓冲罐（1）的出口与所述LNG增压泵（2）的输入端连接，所述LNG增压泵（2）的输出端与所述LNG气化器（4）的第一入口连接，所述LNG气化器（4）的第一出口与所述NG补温器（5）的第一入口连接，所述NG补温器（5）的第一出口为天然气出口；
蒸汽***，包括循环水泵（9）和锅炉（10），所述循环水泵（9）的输出端与所述锅炉（10）的入口连接；
海水***，包括海水预热器（6），所述海水预热器（6）的第一入口与所述锅炉（10）的出口连接，所述海水预热器（6）的第一出口与所述循环水泵（9）的输入端连接，所述海水预热器（6）的第二入口为海水入口；
中间介质***，包括中间介质储罐（11）、中间介质循环泵（12）、中间介质蒸发器（7）和中间介质预热器（8），所述中间介质储罐（11）的出口与所述中间介质循环泵（12）的输入端连接，所述中间介质循环泵（12）的输出端与所述中间介质预热器（8）的第一入口连接，所述中间介质预热器（8）的第一出口与所述NG补温器（5）的第二入口连接，所述NG补温器（5）的第二出口与所述中间介质蒸发器（7）的第一入口连接，所述中间介质蒸发器（7）的第一出口与所述LNG气化器（4）的第二入口连接，所述LNG气化器（4）的第二出口与所述中间介质储罐（11）的入口连接；所述海水预热器（6）的第二出口和第三出口分别与所述中间介质蒸发器（7）的第二入口和所述中间介质预热器（8）的第二入口连接；
还包括蒸发气处理***，所述蒸发气处理***包括BOG冷却器（3），所述BOG冷却器（3）的第一入口与所述LNG增压泵（2）的输出端连接，所述BOG冷却器（3）的第一出口与所述LNG气化器（4）的第一入口连接，所述BOG冷却器（3）中部分气化的液化天然气通过所述BOG冷却器（3）的第二入口进入所述BOG冷却器（3）再次冷却，然后通过所述BOG冷却器（3）的第二出口进入所述增压泵入口缓冲罐（1）中；
其特征在于，所述气化方法包括如下步骤：
LNG在所述增压泵入口缓冲罐（1）中与在所述BOG冷却器（3）中冷却后并返回至所述增压泵入口缓冲罐（1）的BOG混合后输送至所述LNG增压泵（2），所述LNG增压泵（2）泵送出高压LNG并在所述BOG冷却器（3）中换热后依次进入所述LNG气化器（4）和所述NG补温器（5），所述LNG气化器（4）将高压LNG气化为NG，然后经过所述NG补温器（5）进一步换热升温，达到对外输送需求的温度后输出；
所述循环水泵（9）将淡水泵送至所述锅炉（10），所述锅炉（10）加热淡水并产生水蒸汽，水蒸气进入所述海水预热器（6）对其中的海水进行换热，得到预热海水，换热后的淡水返回至所述循环水泵（9），实现淡水循环；
预热海水作为热源分两路分别进入所述中间介质蒸发器（7）和所述中间介质预热器（8）；所述中间介质循环泵（12）将所述中间介质储罐（11）中的中间介质泵送至所述中间介质预热器（8），经海水预热后的中间介质进入所述NG补温器（5）对气化后的天然气进一步补温，换热后的中间介质进入所述中间介质蒸发器（7），中间介质进一步被海水加热蒸发后进入所述LNG气化器（4）并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至所述中间介质储罐（11）中，实现中间介质的循环。
2.根据权利要求1所述的气化方法，其特征在于，所述海水预热器（6）的第二出口包括两个支路管线，两个支路管线分别与所述中间介质蒸发器（7）的第二入口和所述中间介质预热器（8）的第二入口连接。
3.根据权利要求1所述的气化方法，其特征在于，所述锅炉（10）包括燃气锅炉或燃气/柴油两用锅炉。
4.根据权利要求1所述的气化方法，其特征在于，中间介质包括丙烷、乙二醇的水溶液或丙烯。
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