CN104315339A - 应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统及再气化方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统及再气化方法。它包括液化天然气/天然气循环结构、中间介质回路结构和海水循环结构；液化天然气/天然气循环结构包括依次连通的液化天然气高压泵、第一级液化天然气换热器和第二级天然气加热器，第二级天然气加热器的气体出口与天然气外输计量装置相连通；中间介质回路包括依次连通的中间介质缓冲罐、中间介质循环泵、中间介质加热器和第一级液化天然气换热器；海水循环结构包括2条循环管路，一条循环管路进行海水与第二级天然气加热器之间的热交换，另一条循环管路进行海水与中间介质加热器之间的热交换。本发明对海域运动的敏感度低，操作性能好，维护少，中间介质的可控性高，实现中国南方水域进行稳定生产，连续安全供气。

Description

应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统及再气化方法

技术领域

本发明涉及一种应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统及再气化方法，属于海上油气工业领域。

背景技术

随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG对优化中国的能源结构发挥重要作用，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展。接收LNG的方式一般分为陆上和海上。

如今中国的经济发展对天然气的需求日益增长，沿海区域遍布陆上LNG接收站，同时，中国海洋油气资源丰富，初始勘探开发程度较低、发展潜力大，应用于海上LNG接收与处理、陆上LNG接收站资源调配、海洋开采天然气处理与运输的海上浮式再气化装置变得越发重要，前景十分广阔。

海上浮式LNG再气化装置较常规陆上终端具有多种优点，特别是对环境敏感地区或人口稠密地区，具有建设周期短、相对成本低等优点。但也存在其局限性，当环境恶劣时，其不能正常运行，面临中断对外供气的危险。

但到目前为止，大多数使用的海上LNG再气化系统都是IFV(中间介质气化器)形式，无论采用的何种中间介质，何种热源，是否开环，最终都会是IFV几种形式中的一种。现有的气化系统受环境的影响较大，对于不同海水温度形式不同，也存在着能耗高、操作性差、日常维护成本高的问题。

结合中国南方海域的情况，因地制宜的设计海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统，对以后中国海上LNG产业规划与技术布局有重要作用。

发明内容

本发明的目的是提供一种应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统及再气化方法，本发明能够解决了中国南方水域，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问题。

本发明所提供的应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统，包括液化天然气/天然气循环结构、中间介质回路结构和海水循环结构；

所述液化天然气/天然气循环结构包括依次连通的液化天然气高压泵、第一级液化天然气换热器和第二级天然气加热器，所述第二级天然气加热器的气体出口与天然气外输计量装置相连通；

所述中间介质回路包括依次连通的中间介质缓冲罐、中间介质循环泵、中间介质加热器和所述第一级液化天然气换热器；

所述海水循环结构包括2条循环管路，一条循环管路进行海水与所述第二级天然气加热器之间的热交换，另一条循环管路进行海水与所述中间介质加热器之间的热交换。

所述的LNG阶梯式再气化系统中，所述第一级液化天然气换热器为印刷电路板式换热器(PCHE换热器)，所述PCHE换热器非常紧凑，具有高的传热效率，只要其中的换热介质洁净且无腐蚀，那么它将具有优秀的耐用性。

所述的LNG阶梯式再气化系统中，所述第二级天然气加热器和所述中间介质加热器均为管壳式加热器。

所述的LNG阶梯式再气化系统中，所述海水循环结构中的2条循环管路均由海水泵进行驱动。

所述的LNG阶梯式再气化系统中，所述海水循环结构中，与所述第二级天然气加热器和所述中间介质加热器换热后的海水输入至海水处理系统，进行海水利用或者排出。

本发明进一步提供了利用上述LNG阶梯式再气化系统进行LNG阶梯式再气化方法，具体包括如下步骤：

(1)待气化的液态天然气经所述液化天然气高压泵增压后，输入至所述第一级液化天然气换热器中进行换热；液态天然气经换热后发生相变为天然气；

同时，控制中间介质在所述中间介质回路中进行循环，所述中间介质在所述第一级液化天然气换热器中与待气化的液态天然气进行热交换，所述中间介质在所述中间介质加热器中与海水进行热交换，所述海水由所述海水循环结构进行控制循环；

(2)经步骤(1)得到的天然气继续输入至第二级天然气加热器中与海水进行换热，所述海水由所述海水循环结构进行控制循环；经换热后的天然气经所述天然气外输计量装置进行外输。

上述的LNG阶梯式再气化方法中，步骤(1)中，将所述液态天然气增压至6.5～7.5Mpag；所述液态天然气的温度为-140～-165℃；

经所述换热后得到的所述天然气的温度为-5～-15℃，压力为6.4～7.4Mpag。

上述的LNG阶梯式再气化方法中，步骤(1)中，所述中间介质可为丙烷；

经与液态天然气换热后，所述中间介质的压力为2.5～3.5barg，温度为-4～-6℃。

所述中间介质经增压至4.5～5.5barg后进入所述中间介质加热器中与海水进行热交换，经热交换后所述中间介质的温度上升为0～2℃，压力为3.2～4.0barg。

上述的LNG阶梯式再气化方法中，步骤(2)中，经与海水进行换热后，所述天然气的温度升至约0.5～2℃。

本发明结合中国南方海域的情况，因地制宜的设计得到了海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统，经过合理优化配置的LNG阶梯式再气化系统，除能够代替海上浮式LNG再气化装置(FSRU和SRV)的气化系统外，还具有低能耗、尺寸小、重量轻的特点，对海域运动的敏感度低，操作性能好，维护少，中间介质的可控性高，实现中国南方水域进行稳定生产，连续安全供气。在海水温度较高的海域，海水作为热源是一种十分经济又简便的再气化方式，特别是在中国南部海域，海水温度最低也在8℃以上，全年可以使用海水作为唯一的热源。从整个系统的流程中，合理优化改进，以满足不同环境条件下的需求。经过合理优化配置的LNG阶梯式再气化系统，除能够代替海上浮式LNG再气化装置(FSRU和SRV)的气化系统外，还具有低能耗、尺寸小、重量轻的特点，对海域运动的敏感度低，操作性能好，维护少，中间介质的可控性高，实现中国南方水域进行稳定生产，连续安全供气。

附图说明

图1为本发明LNG阶梯式再气化系统的结构示意图。

图中各标记如下：

1液化天然气入口、2液化天然气高压泵、3第一级液化天然气换热器、4第二级天然气加热器、5天然气外输计量装置、6天然气外输站、7中间介质缓冲罐、8中间介质循环泵、9中间介质加热器、10海水泵、11海水处理系统、12天然气出口。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明，但本发明并不局限于以下实施例。

如图1所示，为本发明提供的LNG阶梯式再气化系统的示意图，它包括液化天然气/天然气循环结构、中间介质回路结构和海水循环结构。其中，液化天然气/天然气循环结构包括依次连通的液化天然气高压泵2、第一级液化天然气换热器3和第二级天然气加热器4，第二级天然气加热器4的天然气体出口依次与天然气外输计量装置5和天然气外输站6相连通，图中标记12表示天然气出口。本发明中第一级液化天然气换热器3和选择PCHE换热器，其非常紧凑，具有高的传热效率，只要其中的换热介质洁净且无腐蚀，那么它将具有优秀的耐用性。

本发明中中间介质回路包括依次连通的中间介质缓冲罐7、中间介质循环泵8、中间介质加热器9和第一级液化天然气换热器3，该中间介质回路用于对中间介质进行循环换热，其中中间介质加热器9为管壳式加热器。

本发明中海水循环结构包括2条循环管路，一条循环管路由海水泵10驱动海水流经中间介质加热器9后输入至海水处理系统11进行利用或者排出，另一条循环管路由海水泵10驱动海水流经第二级天然气加热器4后输入至海水处理系统11进行利用或者排出。该海水循环结构用于驱动海水与天然气(于第二级天然气加热器4中)和中间介质(于海水流经中间介质加热器9中)进行换热，提供热源。

利用上述LNG阶梯式再气化系统进行LNG的再气化，步骤如下：

(1)液态天然气(LNG)从液化天然气入口1端流入液化天然气(LNG)高压泵2中，LNG由液化天然气高压泵2增压6.5～7.5Mpag后输送到第一级液化天然气(LNG)换热器3中与液态中间介质(IF)—丙烷进行第一次热交换，热的丙烷蒸汽与LNG进行热交换，IF由从气态变成液态，放出大量的热，而LNG吸收IF液化过程放出的热量从液态变成气态，使LNG从-160℃的液体变成-10℃的气体，其压力6.4～7.4Mpag，完成了相变的第一阶段。

(2)由上步骤得到的-10℃的天然气从第一级液化天然气换热器3中出来后，进入第二级天然气(NG)加热器4中与海水进行第二次热交换，进一步加热后达到更加适合输出的温度，经过这个热交换过程，天然气的温度达到了1℃，通过天然气外输计量装置5后到达天然气外输站6输出到海底管线或者相应的终端。

(3)本发明再气化方法中，中间介质IF的循环是一个闭路的循环，在第一级液化天然气换热器3中与LNG进行热交换后，其温度为0～2℃，压力为3.2～4.0barg，进入中间介质(IF)缓冲罐7中进行液态IF的储存与缓冲，稳定的液态IF进入中间介质(IF)循环泵8，中间介质(IF)循环泵8将其增压至4.5～5.5barg后输送至中间介质(IF)加热器9中与海水进行热交换，由液态热交换为气态蒸汽，换热后的丙烷蒸汽的温度为-4～-6℃，压力为2.5～3.5barg，进而进入第一级液化天然气(LNG)换热器3中与LNG进行热交换，组成一个闭路循环。

(4)本发明再气化方法中，海水由海水泵10分别输送至第二级天然气加热器4和中间介质(IF)加热器9中，分别与-10℃天然气和液态丙烷在换热器中进行热交换，热交换后的低温海水从第二级天然气加热器4和中间介质(IF)加热器9中出来后汇总到海水处理系统11，进行海水利用或者排出。

Claims (10)

1.应用于海上浮式LNG再气化装置的LNG阶梯式再气化系统，其特征在于：它包括液化天然气/天然气循环结构、中间介质回路结构和海水循环结构；

所述液化天然气/天然气循环结构包括依次连通的液化天然气高压泵、第一级液化天然气换热器和第二级天然气加热器，所述第二级天然气加热器的气体出口与天然气外输计量装置相连通；

所述中间介质回路包括依次连通的中间介质缓冲罐、中间介质循环泵、中间介质加热器和所述第一级液化天然气换热器；

所述海水循环结构包括2条循环管路，一条循环管路进行海水与所述第二级天然气加热器之间的热交换，另一条循环管路进行海水与所述中间介质加热器之间的热交换。

2.根据权利要求1所述的LNG阶梯式再气化系统，其特征在于：所述第一级液化天然气换热器为印刷电路板式换热器。

3.根据权利要求1或2所述的LNG阶梯式再气化系统，其特征在于：所述第二级天然气加热器和所述中间介质加热器均为管壳式加热器。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的LNG阶梯式再气化系统，其特征在于：所述海水循环结构中的2条循环管路均由海水泵进行驱动。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的LNG阶梯式再气化系统，其特征在于：所述海水循环结构中，与所述第二级天然气加热器和所述中间介质加热器换热后的海水输入至海水处理系统。

6.一种LNG阶梯式再气化方法，其特征在于：利用权利要求1-5中任一项所述LNG阶梯式再气化系统进行。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于：所述方法包括如下步骤：

(1)待气化的液态天然气经所述液化天然气高压泵增压后，输入至所述第一级液化天然气换热器中进行换热；液态天然气经换热后发生相变为天然气；

同时，控制中间介质在所述中间介质回路中进行循环，所述中间介质在所述第一级液化天然气换热器中与待气化的液态天然气进行热交换，所述中间介质在所述中间介质加热器中与海水进行热交换，所述海水由所述海水循环结构进行控制循环；

(2)经步骤(1)得到的天然气继续输入至第二级天然气加热器中与海水进行换热，所述海水由所述海水循环结构进行控制循环；经换热后的天然气经所述天然气外输计量装置进行外输。

8.根据权利要求7所述的LNG阶梯式再气化方法，其特征在于：步骤(1)中，将所述液态天然气增压至6.5～7.5Mpag；所述液态天然气的温度为-140～-165℃；

经所述换热后得到的所述天然气的温度为-5～-15℃，压力为6.4～7.4Mpag。

9.根据权利要求7或8所述的LNG阶梯式再气化方法，其特征在于：步骤(1)中，所述中间介质为丙烷；

经与液态天然气换热后，所述中间介质的压力为2.5～3.5barg，温度为-4～-6℃。。

所述中间介质经增压至4.5～5.5barg后进入所述中间介质加热器中与海水进行热交换，经热交换后所述中间介质的温度上升为0～2℃，压力为3.2～4.0barg。

10.根据权利要求7-9中任一项所述的LNG阶梯式再气化方法，其特征在于：步骤(2)中，经与海水进行进行换热后，所述天然气的温度为0.5～2℃。