CN104837724A - 用于船舶的液化气处理系统 - Google Patents

用于船舶的液化气处理系统 Download PDF

Info

Publication number
CN104837724A
CN104837724A CN201380064545.2A CN201380064545A CN104837724A CN 104837724 A CN104837724 A CN 104837724A CN 201380064545 A CN201380064545 A CN 201380064545A CN 104837724 A CN104837724 A CN 104837724A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
boil
fuel
lng
storage tank
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.)
Withdrawn
Application number
CN201380064545.2A
Other languages
English (en)
Inventor
裵在旒
秋教植
金镇江
金成秀
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.)
Hanwha Ocean Co Ltd
Original Assignee
Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering Co Ltd
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 KR1020120143522A external-priority patent/KR20130139150A/ko
Application filed by Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering Co Ltd filed Critical Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering Co Ltd
Publication of CN104837724A publication Critical patent/CN104837724A/zh
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

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
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0287—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers characterised by the transition from liquid to gaseous phase ; Injection in liquid phase; Cooling and low temperature storage
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • 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
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/05—Size
    • F17C2201/052—Size large (>1000 m3)
    • 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
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
    • 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
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0178—Arrangement in the vessel
    • 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
    • F17C2265/07—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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y02T70/5218—Less carbon-intensive fuels, e.g. natural gas, biofuels
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明公开一种用于船舶的液化气处理系统，其包含储存液化天然气的储罐；和使用储存在储罐中的液化天然气作为燃料的发动机。本发明的液化气处理系统包括：储存液化气的储罐；使用储存在储罐中的液化气作为燃料的发动机；以及可以使液化气蒸发并且将产生的气体供应到发动机作为燃料的燃料供应线。发动机接收在低压下加压的燃料气的供应。

Description

用于船舶的液化气处理系统
技术领域
本发明涉及一种用于船只的处理液化气的系统。
背景技术
近年来，例如LNG(Liquefied Natural Gas)或LPG(Liquefied Petroleum Gas)的液化气的消耗在全世界已经快速增加。液化气以气体状态通过岸上或离岸气体管道运输，或在以液化状态储存在液化气运输船内时运输到遥远的消耗地点。例如LNG或LPG的液化气通过将天然气或石油气冷却到低温温度(在LNG的情况下，约-163℃)而获得。因为液化气的体积与气体状态相比显著减小，所以液化气适用于长距离海洋运输。
LNG运输船经设计以装载液化气，航行穿过大海，并且在岸上消耗地点处卸载液化气。为此目的，液化气运输船包含可以耐受液化气的低温温度的储罐(也称为“货舱”)。
具备能够储存低温液化气的储罐的海事结构的实例可以包含船只，例如液化气运输船和LNG RV(Regasification Vessel)，或结构，例如LNG FSRU(Floating Storage and RegasificationUnit)、LNG FPSO(Floating,Production,Storage and Off-loading)装置以及BMPP(BargeMounted Power Plant)。
LNG RV是装备有LNG再气化设施的自动推进的浮式液化天然气运输船，并且LNGFSRU是储存从远离陆地的海上的LNG运输船卸载的液化天然气并且必要时通过使液化天然气气化将其供应到岸上消耗地点的海事结构。LNG FPSO装置是精炼在海上提取的液化天然气、将其在直接液化之后储存在储罐中并且必要时将LNG转运到LNG运输船的海事结构，并且BMPP是在海上使用安装在驳船上的发电厂发电的结构。
如本文所用，术语船只是包含船只，例如LNG运输船和LNG RV；和结构，例如LNGFPSO、LNG FSRU以及BMPP的概念。
因为天然气的液化温度在大气压力下是-163℃的低温温度，所以LNG即使当LNG的温度在大气压力下略高于-163℃时也可能会蒸发。在典型LNG运输船的情况下，纵使LNG储罐是绝热的，外部热量也会连续传递到LNG。因此，在LNG由LNG运输船运输期间，归因于LNG的连续气化而在LNG储罐内产生蒸发气体(BOG；Boil Off Gas)。
所产生的蒸发气体可能会由于船只的摇动而增加储罐的内部压力并且加快液化气的流动，导致结构问题。因此，有必要抑制蒸发气体的产生。
在现有技术中，为了抑制或处理液化气运输船的储罐内的蒸发气体产生，已经独立地或以组合形式使用一种将蒸发气体从储罐排出并且燃烧蒸发气体的方法，一种将蒸发气体从储罐排出、通过再液化设备使蒸发气体再液化并且使蒸发气体返回到储罐的方法，一种使用蒸发气体作为燃料以用于船只的推进发动机的方法，以及一种通过将储罐的内部压力维持在高水平下来抑制蒸发气体产生的方法。
在装备有蒸发气体再液化设备的典型船只的情况下，将储罐内的蒸发气体从储罐排出并且然后通过再液化设备再液化以便将储罐的压力维持在适当水平下。使排出的蒸发气体通过与制冷剂，例如氮气或混合制冷剂，热交换而再液化，在包含制冷循环的再液化设备中冷却到低温温度，并且使液化的蒸发气体返回到储罐。
在装备有双燃料柴油机电力DFDE推进系统的典型LNG运输船的情况下，蒸发气体通过仅通过蒸发气体压缩机处理蒸发气体并且在无再液化系统的情况下加热并且然后将经处理的蒸发气体作为燃料供应到DFDE而消耗。因此，存在一个如下问题，当发动机的必需燃料少于产生的蒸发气体时，蒸发气体必须在气体燃烧装置(GCU；Gas Combustion Unit)中燃烧或必须排出(venting)到空气。
在其中装备有液化系统和低速柴油发动机的典型LNG运输船的情况下，尽管BOG可以通过再液化系统处理，但整个系统的控制是复杂的并且由于使用氮气的再液化系统操作的复杂性而消耗相当大量的功率。
因此，需要对用于高效处理由储罐自然产生的蒸发气体和液化气的系统和方法进行一贯研究和开发。
具体实施方式
技术问题
已经作出本发明以试图解决与现有技术相关的问题，并且旨在提供一种用于船只的处理液化气的系统，其可以将储存在储罐中的液化气和从所述液化气蒸发的蒸发气体作为燃料供应到安装到船只的发动机，由此高效使用所述液化气和所述蒸发气体。
技术解决方案
根据本发明的一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存液化气的储罐；使用储存在所述储罐中的所述液化气作为燃料的发动机；以及将由使所述液化气气化产生的气体作为燃料气供应到所述发动机的燃料供应线，其中所述发动机接收被压缩到低压的所述燃料气。
所述系统可以还包含通过压缩机压缩所述储罐中所产生的蒸发气体并且将所述压缩的蒸发气体作为燃料供应到所述发动机的压缩机线；和通过泵压缩所述储罐中所容纳的液化天然气并且将所述压缩的LNG作为燃料供应到所述发动机的泵线。
所述系统可以还包含使未作为所述燃料供应到所述发动机的所述蒸发气体中的一些液化的热交换器。
根据本发明的另一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存液化天然气的储罐；使用从所述储罐排出的蒸发气体作为燃料的发动机；压缩所述储罐中所产生的所述蒸发气体的压缩机；使用通过所述压缩机压缩的所述蒸发气体作为燃料的所述发动机；以及使未供应到所述发动机的所述蒸发气体中的一些液化的热交换器。
所述热交换器可以通过与从所述储罐排出并且递送到所述压缩机的蒸发气体热交换，来使未供应到所述发动机的一些所述压缩的蒸发气体液化。
所述系统可以还包含降低在所述热交换器中液化的所述蒸发气体的压力的减压器。
所述减压器可以包含膨胀阀和膨胀器。
所述系统可以还包含使蒸发气体的仅液体组分返回到所述储罐的气-液分离器，所述蒸发气体通过在通过减压器时减压而呈气-液混合状态。
所述系统可以还包含通过与所述蒸发气体的气体组分热交换来冷却供应到所述减压器的所述液化的蒸发气体的冷却器，所述蒸发气体通过在通过所述减压器时减压而呈所述气-液混合状态。
所述气体组分可以流动到从所述储罐排出并且然后供应到所述压缩机的所述蒸发气体中。
所述压缩机可以包含多个压缩缸。
所述系统可以还包含蒸发气体消耗装置，其接收并且使用在通过所述压缩机中的所述多个压缩缸中的一些时被压缩的蒸发气体。
供应到所述热交换器的所述蒸发气体可以是在通过所述压缩机中的所述多个压缩缸中的一些或全部时被压缩的蒸发气体。
所述系统可以还包含使储存在所述储罐中的所述液化天然气强制性地气化并且将所述气化的气体供应到所述压缩机的蒸发器。
所述系统可以还包含通过与所述蒸发气体的气体组分热交换，来冷却在所述热交换器中液化并且然后供应到所述减压器的所述蒸发气体的冷却器，所述蒸发气体通过在通过所述减压器时减压而呈所述气-液混合状态。
所述系统可以还包含安置在所述减压器的上游侧以使在所述压缩机中压缩的所述蒸发气体减压并且将所述减压的蒸发气体供应到所述减压器的孔口。
所述发动机可以包含低速二冲程低压气体喷射式发动机和DF发动机。
根据本发明的另一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存液化天然气的储罐；和使用储存在所述储罐中的所述液化天然气作为燃料的发动机，其中所述系统具有由所述储罐内的所述液化天然气产生并且从所述储罐排出的第一蒸发气体流；从所述第一流中流出，并且当所述第一流的量多于所述发动机必需的燃料时作为燃料供应到所述发动机的第二蒸发气体流；以及所述第一流之中的未供应到所述发动机的第三蒸发气体流，其中所述系统通过经由在所述第三流与所述第一流之间进行热交换使所述第三流液化，在不使用具有独立制冷循环的再液化设备的情况下处理所述蒸发气体。
根据本发明的另一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存液化天然气的储罐；使用储存在所述储罐中的所述液化天然气作为燃料的发动机；通过压缩机压缩由所述储罐产生的BOG并且将其压缩作为燃料供应到所述发动机的压缩机线；通过泵压缩所述储罐中所容纳的LNG并且将其压缩作为燃料供应到所述发动机的泵线；以及安置在所述泵线处并且将重烃组分与所述LNG分离以将所述LNG的甲烷值调节到所述发动机所需要的值的气-液分离器。
所述系统可以还包含安置在所述气-液分离器的上游侧并且通过加热LNG使供应到所述气-液分离器的LNG部分气化的蒸发器。
所述系统可以还包含使在所述气-液分离器中分离的液体组分返回到所述储罐的回流线。
所述发动机可以包含主发动机和辅发动机，并且所述主发动机和所述辅发动机中的至少一个可能需要甲烷值调节。
根据本发明的另一个方面，提供一种通过液化气处理系统将燃料气供应到发动机的方法，其中所述液化气处理系统包含：储存液化天然气的储罐；使用储存在所述储罐中的所述液化天然气作为燃料的所述发动机；通过压缩机压缩由所述储罐产生的BOG并且将其压缩作为燃料供应到所述发动机的压缩机线；以及通过高压泵压缩所述储罐中所容纳的LNG并且将其压缩作为燃料供应到所述发动机的泵线，并且当所述LNG通过所述泵线供应到所述发动机时，所述方法包含通过将重烃组分与所述LNG分离来将所述LNG的甲烷值调节到所述发动机必需的值。
根据本发明的另一个方面，提供一种通过用于船只的液化气处理系统处理液化气的方法，其中所述液化气处理系统包含：储存LNG的储罐；使用储存在所述储罐中的所述LNG作为燃料的主发动机和辅发动机；通过压缩机压缩由所述储罐产生的BOG并且将其压缩作为燃料供应到所述主发动机和辅发动机的压缩机线；以及通过泵压缩所述储罐中所容纳的所述LNG并且将其压缩作为燃料供应到所述主发动机和辅发动机的泵线，并且由所述储罐产生的所述BOG作为燃料在满载状态下通过所述压缩机线供应到所述主发动机和辅发动机中的至少一个，其中与压载状态下相比更大量的LNG储存在所述储罐中。
在所述压载状态下，储存在所述储罐中的所述LNG可以作为燃料通过所述泵线供应到所述主发动机和辅发动机。
在所述压载状态下，由所述储罐产生的所述BOG可以作为燃料通过所述压缩机线供应到所述主发动机和辅发动机中的一个。
在所述压载状态下，由所述储罐产生的所述BOG可以作为燃料通过所述压缩机线供应到所述辅发动机，并且储存在所述储罐中的所述LNG可以作为燃料通过所述泵线供应到所述主发动机。
在所述压载状态下，由所述储罐产生的所述BOG可以作为燃料通过所述压缩机线间歇性地供应到所述主发动机和辅发动机中的至少一个，并且当所述BOG未供应到所述主发动机和辅发动机中的至少一个时，储存在所述储罐中的所述LNG可以作为燃料通过所述泵线供应到所述主发动机和辅发动机中的至少一个。
在所述压载状态下，由所述储罐产生的所述BOG和储存在所述储罐中的所述LNG可以同时作为燃料供应到所述主发动机和辅发动机。
所述压缩机可以包含多个压缩缸，并且由所述储罐产生的所述BOG可以通过所述多个压缩缸中的一些压缩并且然后作为燃料供应到所述辅发动机。
由所述储罐产生的所述BOG和强制性地气化的LNG可以通过所述压缩机压缩并且然后作为燃料供应到所述主发动机和辅发动机中的至少一个。
当储存在所述储罐中的所述LNG供应到所述辅发动机时，重烃组分可以与所述LNG分离以便将所述LNG的甲烷值调节到所述辅发动机必需的值。
在通过所述压缩机压缩的所述BOG之中，未作为燃料供应到所述主发动机和辅发动机的BOG可以通过与从所述储罐排出并且递送到所述压缩机的BOG热交换而液化。
根据本发明的另一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存LNG的储罐；使用储存在所述储罐中的所述LNG作为燃料的主发动机和辅发动机；通过压缩机压缩由所述储罐产生的BOG并且将所述压缩的BOG作为燃料供应到所述主发动机的主BOG供应线；通过所述压缩机压缩由所述储罐产生的所述BOG并且将其压缩作为燃料供应到所述辅发动机的副BOG供应线；通过泵压缩储存在所述储罐中的所述LNG并且将所述压缩的LNG作为燃料供应到所述主发动机的主LNG供应线；以及通过所述泵压缩储存在所述储罐中的所述LNG并且将所述压缩的LNG作为燃料供应到所述辅发动机的副LNG供应线。
所述泵可以包含安置在所述储罐内并且将所述LNG排出到所述储罐外的排出泵和安置在所述储罐外的泵中的至少一个。
根据本发明的另一个方面，一种用于船只的处理液化气的系统，其包含：储存液化天然气的储罐；和使用储存在所述储罐中的所述液化天然气作为燃料的发动机，其中所述系统具有由所述储罐内的所述液化天然气产生并且从所述储罐排出的第一蒸发气体流；所述第一流之中的作为燃料供应到所述发动机的第二蒸发气体流；以及所述第一流之中的未作为燃料供应到所述发动机的第三蒸发气体流，其中所述第一流在压缩设备中压缩并且分成所述第二流和第三流，并且所述第三流通过在不具有使用独立制冷剂的再液化设备的热交换器中与所述第一流热交换而液化，在减压之后所述液化的第三流全部返回到所述储罐。
所述第三流在减压之后可以呈气-液混合状态，并且气体和液体组分两者都可以返回到所述储罐。
所述气体组分可以与由所述储罐新近产生的蒸发气体一起从所述储罐排出并且供应到所述压缩设备。
用于使所述第三流减压的减压器可以是膨胀阀或膨胀器。
所述压缩设备可以包含多个压缩缸。
所述第一流可以在通过所述压缩设备中所包含的所述多个压缩缸中的一些或全部时被压缩并且递送到所述热交换器。
所述发动机可以包含低速二冲程低压气体喷射式发动机，它是主发动机；和DF发动机，它是辅发动机。
所述第二流可以作为燃料通过在通过所述压缩设备中的所有所述压缩缸之后提供到所述主发动机的线路和在通过所述压缩设备中的所述压缩缸中的一些之后提供到所述辅发动机的线路供应到所述发动机。
所述压缩设备可以包含第一压缩机和第二压缩机。
所述第二流可以在所述第一压缩机中被压缩并且从所述第一流中流出。
所述第三流可以在通过所述第二压缩机时进一步压缩并且然后供应到所述热交换器。
所述系统可以还包含使储存在所述储罐中的所述液化天然气强制性地气化并且将所述气化的气体供应到所述压缩设备的蒸发器。
有利作用
如上文所描述，本发明的实施例提供一种用于船只的处理液化气的系统，其可以将储存在储罐中的液化气和从所述液化气蒸发的蒸发气体作为燃料供应到安装到船只的发动机，由此高效使用所述液化气和所述蒸发气体。
另外，本发明的实施例提供一种用于船只的处理液化气的系统，其可以使在通过泵压缩之后储存在储罐中的液化气气化并且将所述液化气供应到发动机，并且在从所述储罐排出之后用压缩机压缩从所述液化气蒸发的蒸发气体以将所述蒸发气体供应到所述发动机。
此外，本发明的实施例提供一种用于船只的处理液化气的系统，其可以压缩从储罐排出的蒸发气体，将所述压缩的蒸发气体中的一些作为燃料供应到船只的发动机，例如推进系统；并且通过与由所述储罐新近排出并且尚未被压缩的蒸发气体冷热交换，来使所述压缩的蒸发气体的其余部分液化，以使所述压缩的蒸发气体的所述其余部分返回到所述储罐。
因此，根据本发明的实施例，所述处理液化气的系统可以使由储罐产生的蒸发气体在无需要大量能量消耗和过量初始安装成本的再液化设备的情况下再液化，由此降低所述再液化设备中的能量消耗。
另外，根据本发明的实施例，所述处理液化气的系统可以将在货物(即，LNG)由LNG运输船运输期间产生的所有蒸发气体用作发动机的燃料；或通过再液化将其再次储存在货舱中，由此减少由GCU等浪费的蒸发气体，并且通过在不使用独立制冷剂(例如氮气等)的情况下再液化而处理蒸发气体。
此外，根据本发明的实施例，所述处理液化气的系统不需要使用独立制冷剂(即，氮气制冷剂制冷循环或混合制冷剂制冷循环)的再液化设备，使得不必额外安装用于供应和储存制冷剂的设施，由此降低整个系统的初始安装和操作成本。
此外，根据本发明的实施例，所述处理液化气的系统可以用膨胀器(Expander)使在压缩之后在热交换器中冷却并且液化的蒸发气体减压以在膨胀期间产生能量，由此再用浪费的能量。
附图说明
图1是根据本发明的第一实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图2是根据本发明的第二实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图3和图4是根据本发明的第二实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图5是根据本发明的第三实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图6是根据本发明的第四实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图7和图8是根据本发明的第四实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图9是根据本发明的第五实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图10到图12是根据本发明的第五实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图13是根据本发明的第六实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图14到图17是根据本发明的第六实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图18是展示通过液化气处理系统接收液化气作为燃料的发动机的实例的截面视图。
发明模式
国际海事组织(International Maritime Organization)管制船只的废气之中的氮氧化物(NOX)和硫氧化物(SOX)的排放，并且近来还尝试管制二氧化碳(CO2)的排放。具体来说，对氮氧化物(NOX)和硫氧化物(SOX)进行管制的议题在1997年由防止船舶的海事污染(MARPOL；The Prevention Of Marine Pollution from Ships)草案提出。在漫长的八年之后，所述草案在2005年5月满足了实行需求并且生效。当前，所述管制以强制性规定的形式有效。
因此，为了满足此类规定，已经引入多种方法来减少氮氧化物(NOX)的排放。作为这些方法中的一个，已经开发并且使用用于LNG运输船的高压天然气喷射式发动机，例如MEGI发动机。ME-GI发动机被聚焦为下一代生态友好的发动机，与具有相同输出的柴油发动机相比，能够减少二氧化碳的排放23％或更多、氮化合物80％或更多以及硫化合物95％或更多。
这种MEGI发动机可以安置于在将LNG储存在能够抵抗低温温度的储罐中时运输LNG的船只(例如LNG运输船)中。(如本文所用，术语船只包含LNG运输船；LNG RV；以及离岸厂，例如LNG FPSO和LNG FSRU)。在这种情况下，发动机使用天然气作为燃料并且取决于其装载而需要约150～400bara(绝对压力)的高压以用于气体供应。
MEGI发动机可以直接耦接到螺旋桨以用于推进，并且为此目的MEGI发动机包含以低速旋转的二冲程发动机。也就是说，MEGI发动机是低速二冲程高压天然气喷射式发动机。
另外，为了减少氮氧化物的排放，已经开发并且使用利用柴油与天然气的混合物作为燃料的DF发动机(例如DFDG；Dual Fuel Diesel Generator)以用于推进或发电。DF发动机可以燃烧石油与天然气的混合物或仅使用由石油和天然气中选出的一个作为燃料。因为与石油相比更少硫化合物含于天然气中，所以废气的硫氧化物含量减小。
DF发动机不像MEGI发动机那样需要此类高压燃料气，并且需要被压缩到约几到几十bara的压力的燃料气。DF发动机通过使用驱动力驱动发电机而获得电功率，并且使用电功率来驱动推进马达或操作多种设备或设施。
当天然气作为燃料供应时，不必调节MEGI发动机的甲烷值，而必须调节DF发动机的甲烷值。
当加热LNG时，具有相对低液化温度的甲烷组分优先气化。因此，具有高甲烷含量的蒸发气体可以作为燃料供应到DF发动机。然而，LNG与蒸发气体相比具有更低甲烷含量，使得LNG的甲烷值低于DF发动机必需的甲烷值，并且构成LNG的烃组分(甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等)的比率取决于产生地点而变化。因此，LNG不适合于在气化之后作为燃料供应到DF发动机。
为了调节甲烷值，与甲烷相比具有更高液化温度的重烃(HHC；heavy hydrocarbon)组分可以通过强制性地气化并且冷却液化天然气而液化并且去除。在调节甲烷值之后，甲烷值经调节的天然气可以取决于发动机必需的温度而经额外加热。
为了克服尽管高效但由于必需的高压而难以配置系统并且需要大量安装成本和空间的MEGI发动机的缺点，已经开发一种低压气体喷射二冲程低速船用发动机，其可以在低压下供应燃料(即，可以省略高压泵或压缩机、低温泵等)同时满足环境污染物的排放标准，并且必要时独立地或以组合形式(即，可以采用双燃料)使用LNG和HFO(Heavy Fuel Oil)作为燃料。
图18是展示通过将在下文描述的根据本发明的各种实施例的液化气处理系统接收液化气作为燃料的发动机的实例的截面视图。
图18中所示的发动机是低速二冲程低压气体喷射式发动机，其与前述MEGI发动机相比将气体压缩到更低压力并且将压缩的气体作为燃料供应。在说明书中，应理解，术语“高压”是指MEGI发动机(低速二冲程高压气体喷射式发动机)必需的燃料供应压力，例如约150～400bara(绝对压力)的压力，并且术语“低压”是指低速二冲程低压气体喷射式发动机必需的燃料供应压力，例如约5～40bara的压力。
如图18中所示，发动机(300)包含汽缸(310)和活塞(360)。汽缸(110)在其中间形成有低压气体供应口(311)并且在其下端部分处形成有燃烧空气供应口(331)，当活塞(360)位于汽缸(110)底部死点处时可以打开所述燃烧空气供应口。
低压气体供应口(311)安装有阀门(312)，阀门(312)可以将通过低压气体供应线(320)供应的低压气体(约5～40bara)引入到汽缸(310)中。
包围汽缸(310)的下端部分和空气供应口(331)的空气接收器(332)可以将通过空气供应线(340)供应的燃烧空气引入到汽缸(310)中。
汽缸头(350)形成有一或多个预燃室(353)，所述预燃室(353)装备有用于将引燃燃料喷射到其中的一或多个燃料喷嘴(351)。另外，汽缸头(350)装备有用于排出废气的排气阀(355)。
低压压缩的天然气(即，气化的LNG)可以作为燃料通过低压气体供应口(311)供应，并且石油可以作为燃料通过燃料喷嘴(351)供应。通过燃料喷嘴(351)喷射到预燃室(353)中的石油可以充当引燃燃料(约1％)以便触发低压气体的点火。点火塞可以装配到预燃室以便对引燃燃料进行点火，并且还可以与燃料喷嘴一体地形成。因为使用预燃室和引燃燃料使稀薄气体燃烧的技术已经得到商业化，所以将省略其更详细的描述。
当活塞(360)如由图18中的实线所展示位于底部死点处时，打开发动机(300)的空气供应口(331)和排气阀(355)。因为燃烧空气通过打开的空气供应口(331)供应到汽缸(310)中，所以废气通过除气排出。
当活塞(360)开始向上移动时，关闭空气供应口(331)，并且在汽缸的内部压力再增加之前，打开阀门(312)，使得约5到40bara的低压气体作为燃料通过低压气体供应口(311)供应到汽缸(310)中。
当活塞(360)如由图18中的虚线所展示位于顶部死点处时，由于预燃室(353)中的点火而火焰传播到汽缸(310)中，触发气体燃料的爆炸，由此活塞(360)移动到底部死点以产生驱动力。
在下文中，将参考附图详细描述根据本发明的实施例的液化气处理系统的配置和操作。以下实施例可以按各种形式修改并且本发明的范围并不限于此。
根据本发明的实施例的液化气处理系统可以用于例如安装有例如图18中所示的低速二冲程低压气体喷射式发动机作为用于推进的主发动机(即，使用LNG作为燃料的推进装置)的LNG运输船的船只。
(实施例1)
图1是根据本发明的第一实施例的液化气处理系统的配置图。参考图1，根据这个实施例的液化气处理系统(100)包含经配置以提供用于将来自储罐(cargo tank；1)的LNG递送到作为推进系统的主发动机(main engine；3)的路径的燃料供应线(110)，和经配置以提供用于将由储罐(1)产生的BOG(Boil Off Gas)递送到主发动机(3)的路径的BOG线(140)。根据这个实施例的使用BOG的液化气处理系统(100)将LNG作为燃料通过燃料供应线(110)借助LNG泵(LNG pump；120)和LNG蒸发器(LNG vaporizer；130)供应到主发动机(3)，将通过BOG压缩机(BOG compressor；150)压缩的BOG作为燃料通过BOG线(140)供应到主发动机(3)，并且将来自BOG压缩机(150)的过量BOG供应到一体式IGG/GCU系统(200)。
用作主发动机(3)的低速二冲程低压气体喷射式发动机可以例如在约5～40bara(绝对压力)的低压下供应燃料。因此，能够分别将LNG和BOG压缩到主发动机(3)必需的压力的泵和压缩机用作根据这个实施例的LNG泵(120)和BOG压缩机(150)。
举例来说，燃料供应线((110))提供用于将由递送泵(2)供应的LNG作为燃料从LNGC()的储罐(1)递送到主发动机(3)的路径，并且LNG泵(120)和LNG蒸发器(130)安置在燃料供应线处。
多个LNG泵(120)可以如在这个实施例中平行安置以提供将LNG递送到燃料供应线(110)必需的抽吸力。
根据这个实施例，两个泵，即，递送泵(2)和LNG泵(120)分别安置在燃料供应线(110)处储罐(1)内和外以在两级中压缩燃料。然而，如果仅一个泵将LNG压缩到主发动机(3)必需的压力，那么递送泵(2)和LNG泵(120)中的仅一个可以安置在燃料供应线(110)处。
LNG蒸发器(130)安置在燃料供应线(110)上LNG泵(120)的后端处以使由LNG泵(120)递送的LNG气化。LNG可以通过与经由加热介质循环线(131)循环的加热介质热交换或通过各种加热器(包含用于向其提供气化热量的加热器)而气化。经由加热介质循环线(131)循环的加热介质可以包含例如由锅炉产生的蒸汽。
BOG线(140)提供用于将由储罐(1)自然产生的BOG递送到主发动机(3)的路径。BOG线可以如在这个实施例中连接到燃料供应线(110)或直接连接到主发动机(3)以将BOG作为燃料供应到主发动机(3)。
BOG压缩机(150)安置在BOG线(140)处以压缩通过BOG线(140)的BOG。尽管仅一个BOG压缩机(150)展示于图1中，但类似于典型燃料供应系统，根据这个实施例的系统可以经配置以便两个具有相同规格的压缩机彼此平行连接以满足故障安全需求(redundancy)。然而，在过量BOG线(160)从BOG线(140)分支时，安置的单个BOG压缩机(150)可以产生减轻取决于BOG压缩机(150)安装的经济负担和对其的维护负担的额外作用。
过量BOG线(160)提供用于将来自BOG压缩机(150)的过量BOG供应到一体式IGG/GCU系统(200)的路径，并且可以将过量BOG作为燃料供应到例如DF发动机的辅发动机以及一体式IGG/GCU系统(200)。
一体式IGG/GCU系统(200)通过使IGG(Inert Gas Generator)与GCU(Gas Combustion Unit)一体化而建构。
过量BOG线(160)和燃料供应线(110)可以通过连接线(170)彼此连接。因此，连接线(170)使得有可能将过量BOG用作主发动机(3)的燃料或将气化的LNG用作一体式IGG/GCU系统(200)的燃料。用于加热BOG或气化的LNG的加热器(180)和通过控制BOG或气化的LNG的压力而降低过剩压力的降压阀(Pressure Reduction Valve；PRV)(190)可以安置在连接线(170)处。加热器(180)可以包含各种加热器，例如使用气体的燃烧热量的气体加热器和通过循环加热介质提供热源的加热介质循环装置。
下文将描述根据本发明的第一实施例的液化气处理系统的操作。
当储罐(1)内的压力高于或等于预定压力或产生大量BOG时，BOG压缩机(150)将压缩的BOG作为燃料供应到主发动机(3)。相比之下，当储罐(1)内的压力低于预定压力或产生少量BOG时，LNG蒸发器(130)使由LNG泵(120)递送的LNG气化以将其气化作为燃料供应到主发动机(3)。
过量BOG通过过量BOG线(160)从BOG压缩机(150)供应到一体式IGG/GCU系统(200)或辅发动机(例如DF发动机)，以便消耗BOG或产生用于供应到储罐(1)的惰性气体并且另外使用BOG作为辅发动机的燃料。
一体式IGG/GCU系统(200)可以通过在其主体(210)内燃烧BOG而消耗由储罐(1)连续产生的BOG，并且必要时还可以产生燃烧气体作为用于供应到储罐(1)的惰性气体。
(实施例2)
图2是根据本发明的第二实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
在图2中，根据这个实施例的液化气处理系统用于装备有能够使用天然气作为燃料的发动机(即，使用LNG作为燃料的推进装置，例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)的LNG运输船。然而，液化气处理系统可以用于所有类型的装备有液化气储罐的船只，例如LNG运输船和LNG RV，或离岸厂，例如LNG FPSO装置、LNG FSRU以及BMPP。
在根据本发明的第二实施例的用于船只的液化气处理系统中，从用于储存液化气的储罐(11)排出的天然蒸发气体(NBOG)沿着蒸发气体供应线(L1)递送到压缩机(13)，通过压缩机(13)压缩，并且然后供应到主发动机(3)(例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)。蒸发气体通过压缩机13压缩到约5到40bara的低压，并且然后作为燃料供应到主发动机(3)(例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)。
虽然储罐具备密封并且隔热屏障以将例如LNG的液化气在低温状态下储存，单储罐无法完全中断来自其外部的热传递。因此，液化气在储罐(11)内连续蒸发，并且储罐(11)内的蒸发气体通过蒸发气体供应线(L1)排出以将蒸发气体维持在适当压力水平下。
储罐(11)必要时在其中分别装备有排出泵(12)以将LNG排出到其外部。
压缩机(13)可以包含一或多个压缩缸(14)和一或多个用于冷却在被压缩时被加热的蒸发气体的中间冷却器(15)。压缩机(13)可以经配置以将蒸发气体压缩到例如约40bara的压力。虽然包含三个压缩缸(14)和三个中间冷却器(15)的多级压缩机(13)例示于图2中，但压缩机(13)可以包含一或两个压缩缸和中间冷却器，并且压缩缸和中间冷却器的数目可以按需要变化。压缩机可以经改变以除了其中多个压缩缸排列在一个压缩机内的结构之外，还具有其中多个压缩机彼此串联连接的结构。
通过压缩机(13)压缩的蒸发气体通过蒸发气体供应线(L1)供应到主发动机(3)(例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)，在所述情况下取决于主发动机(3)必需的燃料，压缩的蒸发气体中的全部或一些可以供应到主发动机(3)。
另外，根据本发明的第二实施例，指代从储罐(11)排出并且然后通过压缩机(13)压缩的蒸发气体(即，从储罐排出的所有蒸发气体)的第一流可以在压缩之后分成第二流和第三流。第二流可以作为燃料供应到主发动机(3)，并且第三流可以在液化之后返回到储罐(11)。
此时，第二流通过蒸发气体供应线(L1)供应到主发动机(3)。必要时，第二流可以作为燃料经由通过压缩机(13)中所包含的所有压缩缸(14)并且然后与主发动机(3)连接的线路(即，蒸发气体供应线(L1))和通过压缩机(13)中所包含的一些压缩缸(14)并且然后与例如DF发动机(DFDG)的辅发动机(5)连接的线路(即，蒸发气体支线(L8))供应。
第三流通过蒸发气体回流线(L3)返回到储罐(11)。热交换器(21)安置在蒸发气体回流线(L3)处以冷却并且液化压缩的蒸发气体的第三流。热交换器(21)在压缩的蒸发气体的第三流与从储罐(11)排出并且然后供应到压缩机(13)的第一蒸发气体流之间交换热量。
因为在压缩之前第一蒸发气体流的流速大于第三流的流速，所以压缩的蒸发气体的第三流可以通过接收来自第一流的冷热交换而液化。因此，热交换器(21)在刚刚从储罐(11)排出后的低温蒸发气体与通过压缩机(13)压缩的高压蒸发气体之间交换热量，由此冷却并且液化高压蒸发气体。
通过在热交换器(21)中冷却而至少部分液化的蒸发气体(LBOG)在通过作为减压器的膨胀阀(22)时减压并且以气-液混合状态供应到气-液分离器(23)。LBOG可以在通过膨胀阀(22)时减压到大约大气压力(例如，3巴的压力)。LBOG在气-液分离器(23)中分离成气体组分和液体组分。液体组分(即，LNG)通过蒸发气体回流线(L3)递送到储罐(11)，并且气体组分(即，蒸发气体)通过蒸发气体再循环线(L5)流动到从储罐(11)排出并且供应到压缩机(13)的蒸发气体中。更具体来说，蒸发气体再循环线(L5)从气-液分离器(23)的上端延伸并且在蒸发气体供应线(L1)上连接到热交换器(21)的上游侧。
有利的是将在通过减压器减压之后的蒸发气体压力设定成高于储罐(11)的内部压力的压力，以便减压的蒸发气体可以流畅地返回到储罐(11)并且减压的蒸发气体的气体组分可以通过蒸发气体再循环线(L5)流畅地流动到蒸发气体供应线(L1)中。
为方便描述，热交换器(21)已经说明为安置在蒸发气体回流线(L3)处。然而，因为热交换器(21)实际上在通过蒸发气体供应线(L1)递送的第一蒸发气体流与通过蒸发气体回流线(L3)递送的第三蒸发气体流之间交换热量，所以应理解热交换器(21)还安置在蒸发气体供应线(L1)处。
另一个膨胀阀(24)可以另外安置在蒸发气体再循环线(L5)处，并且因此从气-液分离器(23)排出的气体组分可以在通过膨胀阀(24)时减压。冷却器(25)安置在蒸发气体再循环线(L5)处，以通过在于热交换器(21)中液化并且然后供应到气-液分离器(23)的第三蒸发气体流与在气-液分离器(23)中分离并且通过蒸发气体再循环线(L5)递送的气体组分之间交换热量，来进一步冷却第三流。也就是说，冷却器(25)将高压液体状态下的蒸发气体额外冷却成低压低温气体状态下的天然气。
根据这个实施例，从气-液分离器(23)排出的气体组分减压并且然后流动到被供应到压缩机(13)的第一蒸发气体流中。压缩机在压缩气体时在高达预定流入水平下消耗恒定功率，但在超过预定流入水平时消耗更多功率。因此，纵使气体以高达预定流入水平添加，压缩机的功率消耗也不增加。因此，当从气-液分离器排出的气体组分以高达功率消耗保持恒定所处的水平额外供应到压缩机时，压缩机可以有效地处理蒸发气体而无额外功率消耗。
此处，为方便描述，冷却器(25)已经说明为安置在蒸发气体再循环线(L5)处。然而，因为冷却器(25)实际上在通过蒸发气体回流线(L3)递送的第三蒸发气体流与通过蒸发气体再循环线(L5)递送的气体组分之间交换热量，所以应理解冷却器(25)还安置在蒸发气体回流线(L3)处。
如图3中所示，根据这一实施例的修改实例，系统可以经配置以便省略冷却器(25)。尽管在无冷却器(25)的情况下整体系统效率可能略微退化，但存在针对冷却器促进管道排列和系统操作并且降低初始安装和维护成本的优势。
当由于储罐(11)内的蒸发气体多于低速二冲程低压气体喷射式发动机必需的燃料而预期产生过量蒸发气体时，已经完全压缩或当前在压缩机(13)中逐步压缩的蒸发气体从压缩机中流出通过蒸发气体支线(L7,L8)以到达蒸发气体消耗装置。蒸发气体消耗装置可以包含可以使用低压压缩天然气作为燃料的GCU(7)或辅发动机(5)(例如，DF Generator(DFDG)、燃气轮机等)。从压缩机(13)的中端经由蒸发气体支线(L7,L8)流出的蒸发气体可以具有约5～10bara的压力。
如上文所描述，在根据本发明的第二实施例的用于处理液化气的系统和方法中，在货物(即，LNG)由LNG运输船运输期间产生的蒸发气体可以用作发动机的燃料，或通过再液化再次储存在储罐中，由此使得有可能减少或消除由GCU等浪费的蒸发气体，并且通过在无使用例如氮气等的独立制冷剂的再液化设备的情况下再液化而处理蒸发气体。
另外，在根据本发明的第二实施例的用于处理液化气的系统和方法中，不必安装使用独立制冷剂的再液化设备。因此，不必额外安置用于供应和储存制冷剂的设施，由此降低整个系统的初始安装和操作成本。
尽管用于将压缩的BOG供应到热交换器(21)的蒸发气体回流线(L3)在图2中从压缩机(13)的后端分支出来，但如同前述蒸发气体支线(L7,L8)，蒸发气体回流线(L3)可以经安置，以便当前在压缩机(13)中逐步压缩的蒸发气体可以从压缩机中流出。图4展示其中由两个汽缸在两级中压缩的蒸发气体从压缩机中流出的修改实例。从压缩机(13)的中端流出的蒸发气体可以具有约5～10bara的压力。
具体来说，当使用包含三个以无油(oil-free)方式操作的前端汽缸和两个以油润滑(oil-lubricated)方式操作的后端汽缸的伯克哈特压缩机时，BOG当从压缩机的后端或第四级或高于第四级中流出时需要经由滤油器递送。然而，有利地，当BOG从压缩机的第三级或低于第三级中流出时，不需要滤油器。
(实施例3)
图5是根据本发明的第三实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
根据第三实施例的液化气处理系统与根据第二实施例的液化气处理系统不同之处在于，当主发动机(3)或辅发动机(5)必需的蒸发气体超过自然产生的蒸发气体时，LNG可以通过强制性气化而使用。在下文中，将仅更详细描述与第二实施例的差异。另外，与第二实施例的元件类似的元件由类似编号表示，并且将省略其详细描述。
根据本发明的第三实施例的用于船只的液化气处理系统与根据第二实施例的用于船只的液化气处理系统类似之处在于，从用于储存液化气的储罐(11)排出的天然蒸发气体(NBOG)沿着蒸发气体供应线(L1)递送到压缩机(13)，通过压缩机(13)压缩，并且然后供应到主发动机(3)(例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)，或者，NBOG在被完全压缩之后或在于压缩机(13)中的多级中被压缩时作为燃料供应到例如DF发动机(DF Generator)的辅发动机(5)。
然而，根据这个实施例的液化气处理系统装备有强制性气化线(L11)，以便当主发动机(3)和辅发动机(5)必需的作为燃料的蒸发气体超过储罐(11)中自然产生的蒸发气体时，蒸发器(31)可以使储存在储罐(11)中的LNG气化以将气化的其供应到压缩机(13)。
当如在第三实施例中装备有强制性气化线(L11)时，即使当由于少量LNG储存在储罐中而产生少量蒸发气体或各种类型的发动机必需的作为燃料的蒸发气体超过自然产生的蒸发气体时，系统也可以稳定供应燃料。
(实施例4)
图6是根据本发明的第四实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
根据第四实施例的液化气处理系统与根据第二实施例的液化气处理系统不同之处在于，膨胀器(Expander)(52)代替膨胀阀用作减压器。也就是说，根据第四实施例，通过在热交换器(21)中冷却而至少部分液化的液化的蒸发气体(LBOG)在通过膨胀器(Expander)52时减压并且以气-液混合状态供应到气-液分离器(23)。在下文中，将仅更详细描述与第二实施例的差异。另外，与第二实施例的元件类似的元件由类似编号表示，并且将省略其详细描述。
膨胀器(52)通过使高压液化的蒸发气体膨胀到更低压力而产生能量。LBOG可以在通过膨胀器(52)时减压到大约大气压力。液化的蒸发气体在气-液分离器(23)中分离成气体组分和液体组分。液体组分，即LNG，通过蒸发气体回流线(L3)递送到储罐(11)，并且气体组分，即蒸发气体，通过蒸发气体再循环线(L5)流动到从储罐(11)排出并且供应到压缩机13的蒸发气体中。更具体来说，蒸发气体再循环线(L5)从气-液分离器(23)的上端延伸并且通过蒸发气体供应线(L1)连接到热交换器(21)的上游侧。
减压器，例如膨胀阀(24)可以另外安置在蒸发气体再循环线(L5)处，并且因此从气-液分离器(23)排出的气体组分可以在通过膨胀阀(24)时减压。
图7和图8是根据本发明的第四实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
在图6中所示的第四实施例中，用于将压缩的BOG供应到热交换器(21)的蒸发气体回流线(L3)从压缩机(13)的后端分支出来。然而，如同前述蒸发气体支线(L7,L8)或参考图4说明的第二实施例的修改实例中的蒸发气体回流线，图7中所示的根据第四实施例的修改实例的蒸发气体回流线(L3)可以经安置，以便当前逐步压缩的蒸发气体可以从压缩机(13)中流出。图7展示其中由两个汽缸在两级中压缩的蒸发气体从压缩机中流出的修改实例。
参考图7中所示的第四实施例的第一修改实例，根据第四实施例的液化气处理系统可以经修改，以便省略作为用于额外冷却在通过热交换器(21)时冷却并且液化的蒸发气体的热交换器的冷却器(25)(展示于图6中)。尽管在无冷却器(25)的情况下整体系统效率可能略微退化，但存在针对冷却器促进管道排列和系统操作并且降低初始安装和维护成本的优势。
参考图8中所示的第四实施例的第二修改实例，根据第四实施例的液化气处理系统可以经修改，以便作为减压器的膨胀器(52)和膨胀阀(55)彼此平行排列。平行排列的膨胀器(52)和膨胀阀(55)位于热交换器(21)与气-液分离器(23)之间。为了将膨胀阀(55)与膨胀器(52)平行安装并且仅使用膨胀器(52)和膨胀阀(55)中的一个，绕过膨胀器(52)的旁路线(L31)安置在蒸发气体回流线(L3)处热交换器(21)与气-液分离器(23)之间。当液化的蒸发气体仅使用膨胀器(52)膨胀时，关闭膨胀阀(55)，并且当液化的蒸发气体仅使用膨胀阀(55)膨胀时，关闭分别安置在蒸发气体回流线(L3)上膨胀器的前端和后端处的打开/关闭阀(53,54)。
如上文所描述，在根据本发明的第四实施例的用于处理液化气的系统和方法中，如同根据前述实施例的用于处理液化气的系统和方法，在货物(即，LNG)由LNG运输船运输期间产生的蒸发气体可以用作发动机的燃料，或通过再液化再次储存在储罐中，由此使得有可能减少或消除由GCU等浪费的蒸发气体，并且通过在无使用例如氮气等的独立制冷剂的再液化设备的情况下再液化而处理蒸发气体。
即使当根据本发明的第四实施例的用于处理液化气的系统和方法用于除了船只(例如LNG运输船和LNG RV)之外的工厂(例如LNG FPSO、LNG FSRU以及BMPP)时，由储存LNG的储罐产生的蒸发气体可以在发动机(不仅包含用于推进的发动机而且包含用于发电的发动机)中用作燃料或再液化，由此减少或消除浪费的蒸发气体。
另外，在根据本发明的第四实施例的用于处理液化气的系统和方法中，不必安装使用独立制冷剂(即氮气制冷剂制冷循环或混合制冷剂制冷循环)的再液化设备。因此，不必额外安置用于供应和储存制冷剂的设施，由此降低整个系统的初始安装和操作成本。
(实施例5)
图9是根据本发明的第五实施例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
根据第五实施例的液化气处理系统与根据第二实施例的液化气处理系统不同之处在于，在热交换器(21)中液化并且然后在减压器(例如，膨胀阀(22))中减压的蒸发气体在不通过气-液分离器(23)的情况下直接返回到储罐(11)。在下文中，将仅更详细描述与第二实施例的差异。另外，与第二实施例的元件类似的元件由类似编号表示，并且将省略其详细描述。
根据这个实施例，在液化和减压期间呈气体组分(即，闪蒸气体)和液体组分(即，液化的蒸发气体)的混合状态的蒸发气体(即，两相(two phase)蒸发气体)通过蒸发气体回流线(L3)返回到储罐(11)。蒸发气体回流线(L3)可以经配置以便返回到储罐(11)的两相蒸发气体喷射到储罐(11)的底部。
在喷射到储罐(11)的底部的两相蒸发气体之中，气体组分(即，闪蒸气体)可以部分溶解到储存在储罐(11)中的LNG中，或可以通过与冷LNG热交换而液化。未溶解或液化的闪蒸气体(BOG)与由储罐额外产生的BOG(NBOG)一起通过蒸发气体供应线(L1)从储罐(11)再次排出。与新近产生的BOG一起从储罐(11)排出的闪蒸气体沿着蒸发气体供应线(L1)再循环到压缩机(13)。
根据这个实施例，两相蒸发气体在膨胀之后喷射到储罐(11)的底部，由此增加通过储存在储罐(11)中的LNG液化的蒸发气体的量，并且通过省略例如气-液分离器等的设施而节约安装和操作成本。
图10是根据本发明的第五实施例的第一修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图10中所示的第五实施例的第一修改实例与图9中所示的根据第五实施例的实例不同之处在于，膨胀器(Expander)(52)代替膨胀阀用作减压器。也就是说，根据第五实施例的第一修改实例，通过在热交换器(21)中冷却而液化的液化的蒸发气体(LBOG)通过在通过膨胀器(Expander)(52)时减压而呈气-液混合状态，并且两相蒸发气体返回到储罐(11)。
图11是根据本发明的第五实施例的第二修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图11中所示的第五实施例的第二修改实例与图9中所示的根据第五实施例的实例不同之处在于，多个压缩机(例如，第一压缩机(13a)和第二压缩机(13b))代替多级压缩机用作压缩设备。
在根据本发明的第五实施例的第二修改实例的液化气处理系统中，从储存液化气的储罐(11)排出的天然蒸发气体(NBOG)通过蒸发气体供应线(L1)供应到第一压缩机(13a)。在第一压缩机(13a)中压缩到约5～40bara的压力的蒸发气体可以沿着燃料供应线(L2)供应到消耗地点，即，使用LNG作为燃料的推进系统(例如，DFDE发动机或低速二冲程低压气体喷射式发动机)。在供应到消耗地点之后的剩余蒸发气体可以通过作为增压压缩机的第二压缩机(13b)额外压缩，并且然后如在第五实施例中可以在沿着蒸发气体回流线(L3)移动时液化并且返回到储罐(11)。
尽管图中未展示，但用于将压缩的蒸发气体供应到消耗地点的燃料供应线(L2)可以从第二压缩机(13b)的下游侧分支出来。
第一压缩机(13a)可以是包含一个压缩缸(14a)和一个中间冷却器(15a)的一级压缩机。第二压缩机(13b)可以是包含一个压缩缸(14b)和一个中间冷却器(15b)的一级压缩机，并且必要时还可以是包含多个压缩缸和多个中间冷却器的多级压缩机。
在第一压缩机(13a)中压缩到约5～40bara的压力的蒸发气体沿着燃料供应线(L2)供应到消耗地点，例如辅发动机(5)(例如DF发动机(即，DFDE))或主发动机(3)(即，低速二冲程低压气体喷射式发动机)，在所述情况下取决于发动机必需的燃料，蒸发气体中的全部或一些可以供应到发动机。
也就是说，指代从储罐(11)排出并且然后通过第一压缩机(13a)压缩的蒸发气体(即，从储罐排出的所有蒸发气体)的第一流可以在第一压缩机(13a)的下游侧分成第二流和第三流。第二流可以作为燃料供应到是推进系统的DF发动机(即，DFDE)或低速二冲程低压气体喷射式发动机，并且第三流可以在液化之后返回到储罐。
此时，第二流通过燃料供应线(L2)供应到DFDE，并且第三流在于第二压缩机(13b)中另外压缩之后液化并且减压并且然后通过蒸发气体回流线(L3)返回到储罐(11)。热交换器(21)安置在蒸发气体回流线(L3)处以液化压缩的蒸发气体的第三流。热交换器(21)在压缩的蒸发气体的第三流与从储罐(11)排出并且然后供应到第一压缩机(13a)的第一蒸发气体流之间交换热量。
因为在压缩之前第一蒸发气体流的流速大于第三流的流速，所以压缩的蒸发气体的第三流可以通过接收与冷第一流的交换热量而冷却(即，至少部分液化)。因此，热交换器(21)在刚刚从储罐(11)排出后的低温蒸发气体与通过压缩机(13)压缩的高压蒸发气体之间交换热量，由此冷却(液化)高压蒸发气体。
通过热交换器(21)冷却的液化的蒸发气体(LBOG)在通过作为减压器的膨胀阀(22)(例如，J-T阀)时减压，并且然后在呈气-液混合状态时连续返回到储罐(11)。LBOG可以在通过膨胀阀(22)时减压到大约大气压力(例如，3巴的压力)。
当由于储罐(11)内的蒸发气体超过主发动机(3)或辅发动机(5)必需的燃料(例如，在发动机停止、低速航行等期间)而预期产生过量蒸发气体时，在第一压缩机(13a)中压缩的蒸发气体经由蒸发气体支线(L7)从第一压缩机中流出并且然后到达蒸发气体消耗装置。蒸发气体消耗装置可以包含可以使用天然气作为燃料的GCU(7)或燃气轮机。
图12是根据本发明的第五实施例的第三修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
图12中所示的第五实施例的第三修改实例与图11中所示的根据第五实施例的第二修改实例的实例不同之处在于，膨胀器(Expander)(52)代替膨胀阀用作减压器。也就是说，根据第五实施例的第三修改实例，通过在热交换器(21)中冷却而液化的蒸发气体(LBOG)通过在通过作为减压器的膨胀器(Expander)(52)时减压而呈气-液混合状态，并且两相蒸发气体返回到储罐(11)。
如上文所描述，在根据本发明的第五实施例的用于处理液化气的系统和方法中，如同根据前述实施例的用于处理液化气的系统和方法，在货物(即，LNG)由LNG运输船运输期间产生的蒸发气体可以用作发动机的燃料，或通过再液化再次储存在储罐中，由此使得有可能减少或消除由GCU等浪费的蒸发气体，并且通过在无使用独立制冷剂(例如氮气等)的再液化设备的情况下再液化而处理蒸发气体。
即使当根据本发明的第五实施例的用于处理液化气的系统和方法用于除了船只(例如LNG运输船和LNG RV)之外的工厂(例如LNG FPSO、LNG FSRU以及BMPP)时，由储存LNG的储罐产生的蒸发气体可以在发动机(不仅包含用于推进的发动机而且包含用于发电的发动机)中用作燃料或再液化，由此减少或消除浪费的蒸发气体。
另外，在根据本发明的第五实施例的用于处理液化气的系统和方法中，不必安装使用独立制冷剂(即氮气制冷剂制冷循环或混合制冷剂制冷循环)的再液化设备。因此，不必额外安置用于供应和储存制冷剂的设施，由此降低整个系统的初始安装和操作成本。
(实施例6)
图13是根据本发明的第六实施例的液化气处理系统的配置图。
图13中所示的根据本发明的第六实施例的液化气处理系统通过使图1中所示的根据第一实施例的液化气处理系统(混合系统，具有用于将通过LNG泵(120)压缩的LNG作为燃料供应到推进系统的线路；和用于将通过压缩机(150)压缩的BOG作为燃料供应到推进系统的线路)与图2中所示的根据第二实施例的液化气处理系统一体化而建构。
尽管图中未展示，但应理解，根据图3到图12中所示的第三实施例到第五实施例的液化气处理系统可以根据本发明如图13中所示与混合系统(参见图13的L23、L24、L25)一体化。
图13中所示的根据本发明的用于船只的液化气处理系统包含低速二冲程低压气体喷射式发动机作为主发动机(3)和DF发动机(DF Generator；DFDG)作为辅发动机(5)。一般来说，主发动机用于推进应用中使船只航行，并且辅发动机用于发电应用中向船只内的各种设备和设施供电。然而，本发明不受主发动机和辅发动机的应用限制。系统可以装备有多个主发动机和辅发动机。
根据这个实施例的用于船只的液化气处理系统经配置以将储存在储罐(11)中的天然气(即，呈气体状态的BOG和呈液体状态的LNG)作为燃料供应到发动机(即，主发动机(3)和辅发动机(5))。
为了供应气体BOG作为燃料气，根据这个实施例的用于船只的液化气处理系统包含主BOG供应线(L1)作为BOG供应线以便将储存在储罐(11)中的BOG供应到主发动机(3)；和从主BOG供应线(L1)分支出来的副BOG供应线(L8)以将BOG供应到辅发动机(5)。尽管主BOG供应线(L1)具有与前述实施例中的蒸发气体供应线(L1)相同的配置，但主BOG供应线(L1)在参考图13给出的描述中称为主BOG供应线(L1)，以便与用于DF发动机的蒸发气体供应线(即，副BOG供应线(L8))区别开。另外，尽管副BOG供应线(L8)具有与前述实施例中的蒸发气体支线(L8)相同的配置，但副BOG供应线(L8)在参考图13给出的描述中称为副BOG供应线(L8)，以便与主BOG供应线(L1)区别开。
为了供应液体LNG作为燃料气，根据这个实施例的用于船只的液化气处理系统包含主LNG供应线(L23)以便将储存在储罐(11)中的LNG供应到主发动机(3)；和从主LNG供应线(L23)分支出来的副LNG供应线(L24)以将LNG供应到辅发动机(5)。
根据这个实施例，用于压缩BOG的压缩机(13)安置在主BOG供应线(L1)处，并且用于压缩LNG的泵(43)安置在主LNG供应线(L23)处。
由用于储存液化气的储罐(11)产生并且通过BOG排出阀(41)排出的天然蒸发气体(NBOG)沿着主BOG供应线(L1)递送到压缩机(13)，通过其压缩，并且然后供应到主发动机(3)(例如低速二冲程低压气体喷射式发动机)。BOG通过压缩机(13)压缩到约5到40bara的低压并且然后供应到主发动机(3)。
虽然储罐具备密封并且隔热屏障以将例如LNG的液化气在低温状态下储存，单储罐无法完全中断来自其外部的热传递。因此，液化气在储罐(11)内连续蒸发，并且储罐(11)内的蒸发气体排出以将蒸发气体的压力维持在适当水平下。
压缩机(13)可以包含一或多个压缩缸(14)和一或多个用于冷却在被压缩时被加热的蒸发气体的中间冷却器(15)。虽然包含三个压缩缸(14)和三个中间冷却器(15)的多级压缩机(13)例示于图13中，但压缩缸和中间冷却器的数目可以按需要变化。另外，压缩机可以经改变以除了其中多个压缩缸排列在一个压缩机内的结构之外，还具有其中多个压缩机彼此串联连接的结构。
通过压缩机(13)压缩的蒸发气体通过主BOG供应线(L1)供应到主发动机(3)，在所述情况下取决于主发动机(3)必需的燃料，压缩的蒸发气体中的全部或一些可以供应到主发动机(3)。
用于将燃料气供应到是辅发动机(5)的DF发动机的副BOG供应线(L8)从主BOG供应线(L1)分支出来。更具体来说，副BOG供应线(L8)从主BOG供应线(L1)分支出来，以便当前在压缩机(13)中的多级中压缩的蒸发气体可以从压缩机中流出。在图13中，在两级中压缩的BOG从压缩机中流出，并且BOG中的一些通过副BOG供应线(L8)供应到辅发动机(5)。然而，这仅是例示性的，并且系统还可以经配置，以便在一级或三级中压缩的BOG可以从压缩机中流出，并且BOG中的一些可以通过副BOG供应线供应到辅发动机。
如上文所描述，因为当加热LNG时具有相对低液化温度的甲烷组分优先气化，所以具有高甲烷含量的蒸发气体可以按原样作为燃料供应到DF发动机。因此，用于控制甲烷值的独立设备不必安置在主BOG供应线和副BOG供应线处。
当由于储罐(11)内的蒸发气体超过主发动机和辅发动机必需的燃料而预期产生过量蒸发气体时，本发明的液化气处理系统可以使蒸发气体再液化并且返回到储罐。
当产生超过再液化容量的蒸发气体时，已经完全压缩或当前在压缩机(13)中逐步压缩的蒸发气体可以从压缩机中流出通过蒸发气体支线(L7)以到达BOG消耗装置。蒸发气体消耗装置可以包含可以使用更低压力天然气作为燃料的GCU(7)或燃气轮机。如图13中所示，蒸发气体支线(L7)可以从副BOG供应线(L8)分支出来。
因为其中在压缩机(13)中压缩并且然后通过蒸发气体供应线(L1)供应到主发动机(3)的蒸发气体中的至少一些在通过蒸发气体回流线(L3)时经处理，即，再液化，并且然后返回到储罐(11)的过程与已经参考图2说明的过程类似，所以将省略其详细描述。
尽管在图13中用于将压缩的BOG供应到热交换器(21)的蒸发气体回流线(L3)从压缩机(13)的后端分支出来，但如同蒸发气体支线(L7)或作为蒸发气体支线的副BOG供应线(L8)，蒸发气体回流线(L3)可以经安置，以便当前在压缩机(13)中逐步压缩的蒸发气体可以从压缩机中流出。图13展示其中由两个汽缸在两级中压缩的蒸发气体从压缩机中流出的修改实例。从压缩机(13)的中端流出的蒸发气体可以具有约5～10bara的压力。
安置在储罐(11)内以将LNG排出到储罐(11)外的排出泵(12)和用于次要地将主要在排出泵(12)中压缩的LNG压缩到MEGI发动机必需的压力的泵(43)安置在主LNG供应线(L23)处。一个排出泵(12)可以安置在储罐(11)中的每一个内。虽然仅一个泵(43)展示于图13中，但必要时可以使用彼此平行连接的多个泵。
通过排出泵(12)从储存液化气的储罐(11)排出的LNG经由主LNG供应线(L23)递送到泵(43)。泵(43)将LNG压缩到低压，并且然后将低压LNG供应到加热器(44)，并且加热器使LNG气化，气化的其作为燃料供应到例如低速二冲程低压气体喷射式发动机的主发动机(3)。
用于将燃料气供应到是辅发动机(5)的DF发动机的副LNG供应线(L24)从主LNG供应线(L23)分支出来。举例来说，副LNG供应线(L24)可以从主LNG供应线(L23)分支出来，以便LNG可以从泵(43)的前端中流出。
尽管在图13中主LNG供应线(L23)在泵(43)的上游侧处分支，但根据修改实例，副LNG供应线(L24)可以在泵(43)的下游侧处从主LNG供应线(L23)分支出来。然而，当副LNG供应线(L24)从泵(43)的下游侧分支出来时，LNG已经通过泵(43)额外压缩。因此，可能需要用以在LNG作为燃料供应到辅发动机之前将LNG的压力降低到辅发动机必需的压力的减压器。当如在图13中所示的实施例中副LNG供应线(L24)从泵(43)的上游侧分支出来时，存在不必安置额外减压器的优势。
加热器(45)、气-液分离器(46)以及加热器(47)安置在副LNG供应线(L24)处以将作为燃料供应的LNG的甲烷值和温度调节到DF发动机必需的值。图13例示仅针对供应到辅发动机(5)的燃料但不针对供应到主发动机(3)的燃料调节甲烷值的情况。
如上文所描述，LNG与蒸发气体相比具有更低甲烷含量，使得LNG的甲烷值低于DF发动机必需的甲烷值，并且构成LNG的烃组分(甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等)的比率取决于产生地点而变化。因此，LNG不适合于在气化之后按原样作为燃料供应到DF发动机。
为了调节甲烷值，LNG通过在加热器(45)中加热而部分气化。呈气体组分(即，天然气)与液体组分(即，LNG)的混合状态的部分气化的燃料气供应到气-液分离器(46)，并且气-液分离器将燃料气分离成气体和液体。因为高热值重烃(HHC)组分在更高温度下气化，所以在部分气化的燃料气之中呈液体状态的剩余未气化的LNG具有更高的重烃组分比率。因此，燃料气的甲烷值可以通过分离气-液分离器(46)中的液体组分(即，重烃组分)而增加。
考虑到含于LNG中的烃组分的比率和发动机必需的甲烷值，加热器(45)的加热温度可以经调节以便获得适当甲烷值。加热器(45)的加热温度可以确定在约-80到-120摄氏度的范围内。在气-液分离器(46)中与燃料气分离的液体组分通过液体组分回流线(L5)返回到储罐(11)。BOG回流线(L3)和液体组分回流线(L25)可以连起来并且然后延伸到储罐(11)。
甲烷值经调节的燃料气通过副LNG供应线(L24)供应到加热器(47)，并且加热器将燃料气加热到辅发动机(5)必需的温度并且然后作为加热的燃料供应到辅发动机。当辅发动机(5)是例如DFDG时，必需的甲烷值通常是80或更高。举例来说，在一般LNG(一般来说，甲烷：89.6％，氮气：0.6％)的情况下，在分离重烃组分之前的甲烷值是71.3，并且在这种情况下，LHV(lower heating value)是48,872.8kJ/kg(基于1atm，saturated vapor)。当重烃组分通过将一般LNG压缩到7bara的压力并且将其加热到-120摄氏度的温度而去除时，甲烷值增加到95.5，并且在这种情况下，LHV是49,265.6kJ/kg。
根据这个实施例，提供两个路径以将燃料气供应到发动机(更具体来说，两个用于主发动机(3)的路径和两个用于辅发动机(5)的路径)。也就是说，燃料气可以在通过压缩机(13)或泵(43)压缩之后供应到发动机。
具体来说，因为船只(例如LNG运输船、LNG RV等)用以将LNG从生产地点运输到消耗地点，所以船只在当离开去消耗地点时储罐满载有LNG的情况下在满载状态(Laden)下航行，并且在当在卸载LNG之后返回到生产地点时储罐几乎空的情况下在压载状态(Ballast)下航行。在满载状态下，大量LNG产生更大量的蒸发气体，并且在压载状态下，少量LNG产生更少量的蒸发气体。
尽管BOG的量取决于储罐容量、外部温度等而存在一定差异，但当LNG储罐具有约130,000吨到350,000吨的容量时，BOG的量在满载状态下是约3到4ton/h并且在压载状态下是约0.3到0.4ton/h。另外，发动机必需的燃料气量对于主发动机可以是约1时到4ton/h(约1.5ton/h的平均值)，并且对于是辅发动机的DF发动机(DFDG)可以是约0.5ton/h。近年来，BOR(Boil Off Rate)已经随着储罐的绝热性能增强而逐渐降低，并且由此产生的BOG的量也已经减少。
因此，根据这个实施例的装备有压缩机线(即，图13中所示的L1和L8)和泵线(即，图13中所示的L23和L24)的燃料气供应系统可以将燃料气在产生大量蒸发气体时在满载状态下通过压缩机线，并且在产生少量蒸发气体时在压载状态下通过泵线供应到发动机。
如上文所描述，系统可以操作以处理在产生的蒸发气体少于发动机必需的燃料时在压载状态下通过辅发动机(5)并且再液化的所有蒸发气体。或者，系统还可以操作以便所有蒸发气体在再液化之后都返回到储罐。
典型地，通过压缩机压缩气体(BOG)必需的能量显著大于通过泵压缩液体(LNG)必需的能量，并且压缩气体的压缩机非常昂贵并且具有大体积。因此，仅使用泵线而不使用压缩机线看来可能是经济的。举例来说，通过驱动一组多级压缩机将燃料供应到发动机消耗2MW的功率，而当使用泵时仅消耗100kW的功率。然而，当燃料气在满载状态下仅使用泵线供应到发动机时，必然需要用于使BOG再液化的再液化设备以便处理在储罐中连续产生的BOG。考虑再液化设备的能量消耗，在压缩机线和泵线都经安置时，将燃料气在满载状态下通过压缩机线并且在压载状态下通过泵线供应到发动机可以是有利的。
当在储罐中产生的蒸发气体如在压载状态下少于发动机必需的燃料时，可以高效的是，多级压缩机不将蒸发气体压缩到发动机必需的压力，并且蒸发气体在于多级中压缩时通过副BOG供应线(L8)从压缩机中流出，并且然后作为燃料供应到DF发动机。也就是说，当蒸发气体在通过三级压缩机的第二级压缩缸之后供应到DF发动机时，剩余压缩缸空转。举例来说，通过驱动整个压缩机压缩蒸发气体需要2MW的功率，而仅使用第一级压缩缸和第二级压缩缸并且使剩余压缩缸空转需要600kW的功率，并且通过泵将燃料供应到发动机需要100kW的功率。因此，当BOG如在压载状态下少于发动机必需的燃料时，就能量效率来说有利的是通过DF发动机消耗所有BOG并且通过泵供应LNG作为燃料。
然而，必要时，即使当BOG少于发动机必需的燃料时，也有可能通过强制性气化同时通过压缩机将BOG作为燃料供应到发动机来供应多达所需要的LNG。另外，因为在压载状态下产生少量BOG，所以也可能收集BOG直到储罐达到预定压力，并且然后间歇性地将收集的BOG作为燃料供应到辅发动机或主发动机，而在每当产生BOG时不消耗BOG。
在压载状态下，通过压缩机(13)压缩的BOG和通过泵(43)压缩的LNG可以同时作为燃料供应到船只的发动机。另外，在压载状态下，通过压缩机(13)压缩的BOG和通过泵(43)压缩的LNG可以交替地作为燃料供应到船只的发动机。
包含难以在海上修补或替换的设施的船只必须具备紧急情况下的备用设施(redundancy；即，冗余设计)。也就是说，需要船只经设计以具有主设施和能够履行与主设施相同的功能的额外设施，以便额外设施当主设施正常操作时处于备用状态，并且当主设施出现故障时履行主设施的功能。需要冗余设计的设施可以包含旋转装置，例如压缩机、泵等。
如上文所描述，船只双倍地装备有在正常状态下不使用的各种设施以仅仅满足冗余需求。使用两个压缩机线的燃料气供应系统可能具有用于安装压缩机的大量成本和空间以及在压缩机使用期间的大量能量消耗的问题，并且使用两个泵线的燃料气供应系统可能具有用于处理(即再液化)蒸发气体的大量能量消耗的问题。相比之下，根据本发明的具有压缩机线和泵线两者的燃料气供应系统可以使得船只纵使另一个供应线存在问题也可通过一个供应线正常航行，并且如果仅安置一个压缩机线，那么可以在使用不太昂贵的压缩机同时取决于产生的蒸发气体的量而适当地选择最优燃料气供应方法，由此实现不仅降低初始建构成本而且降低操作成本的额外作用。
另外，根据本发明的实施例，压缩机线和泵线一起并且同时安置，热交换器(21)可以在无独立制冷剂制冷循环的情况下使蒸发气体再液化，由此最高效地使用液化气。
也就是说，当液化气处理系统和混合燃料气供应系统根据本发明的实施例如图13中所示组合时，在货物(即，LNG)由LNG运输船运输期间产生的蒸发气体可以用作发动机的燃料，或通过再液化再次储存在储罐中，由此使得有可能减少或消除由GCU等浪费的蒸发气体，并且通过在无使用独立制冷剂(例如氮气等)的再液化设备的情况下再液化而处理蒸发气体。
根据这个实施例，尽管最近趋势是产生的蒸发气体的量随储罐的容量增加而增加并且发动机必需的燃料随发动机的性能改进而减少，但在用作发动机的燃料之后的剩余蒸发气体可以再液化并且返回到储罐，由此防止蒸发气体的浪费。
具体来说，依据根据这一实施例的用于处理液化气的系统和方法，不必安装使用独立制冷剂(即，氮气制冷剂制冷循环或混合制冷剂制冷循环)的再液化设备。因此，不必额外安置用于供应和储存制冷剂的设施，由此降低整个系统的初始安装和操作成本。
图14和图17是根据本发明的第六实施例的修改实例的用于船只的液化气处理系统的示意性配置图。
根据上文描述的第六实施例，分别安置在储罐(1)内的递送泵(12)和储罐(1)外的泵(43)在两级中压缩燃料。然而，如果仅一个泵可以将LNG压缩到主发动机(3)必需的压力，那么可以安置递送泵(2)和LNG泵(120)中的仅一个。
图14中所示的第六实施例的第一修改实例与图13中所示的根据第六实施例的液化气处理系统不同之处在于，泵(43)不安置在主LNG供应线(L23)处，并且图15中所示的第六实施例的第二修改实例与图13中所示的根据第六实施例的液化气处理系统不同之处在于，储罐不在其中装备有排出泵(12)。
当如同用作辅发动机(5)的DF发动机，主发动机(3)(例如，低速二冲程低压气体喷射式发动机)需要适当甲烷值时，有必要调节作为燃料供应的LNG的甲烷值。
图16中所示的第六实施例的第三修改实例与图13中所示的根据第六实施例的液化气处理系统不同之处在于，如同副LNG供应线(L24)，加热器(48)和气-液分离器(49)安置在主LNG供应线(L23)处。因为安置在主LNG供应线(L23)处的加热器(48)和气-液分离器(49)履行与安置在副LNG供应线(L24)处的加热器(45)和气-液分离器(46)相同的功能，所以将省略其详细描述。
图17中所示的第六实施例的第四修改实例与图13中所示的根据第六实施例的液化气处理系统不同之处在于，加热器(45)、气-液分离器(46)以及加热器(47)安置在主LNG供应线(L23)处，副LNG供应线(L24)在气-液分离器(46)的下游侧(更具体来说，在加热器(47)的下游侧)从主LNG供应线(L23)分支出来，并且泵(43)不安置在主LNG供应线(L23)处。加热器(45)、加热器(47)就加热燃料来说具有实质上相同功能，并且在加热方法中可以具有相同配置以便履行这种功能。尽管图中未展示，但应理解，即使在第六实施例的第四修改实例中，泵也可以安置在主LNG供应线(L23)处。
根据分别在图16和图17中所示的第六实施例的第三修改实例和第四修改实例，如同图3中所示的第二实施例的修改实例，系统可以经配置以便省略冷却器(25)。
所属领域的技术人员清楚，本发明不限于前述实施例，并且可以在不脱离本发明的范围和精神的情况下作出各种修改或变化。

Claims (3)

1.一种用于船只的处理液化气的系统，包括：
储罐，用于储存液化气；
发动机，使用储存在所述储罐中的所述液化气作为燃料；以及
燃料供应线，将由使所述液化气气化产生的气体作为燃料气供应到所述发动机，
其中所述发动机接收被压缩到低压的所述燃料气。
2.根据权利要求1所述的用于船只的处理液化气的系统，还包括：
压缩机线，通过压缩机压缩所述储罐中所产生的蒸发气体并且将压缩的所述蒸发气体作为燃料供应到所述发动机；以及
泵线，通过泵压缩所述储罐中所容纳的液化天然气并且将压缩的所述液化天然气作为燃料供应到所述发动机。
3.根据权利要求1所述的用于船只的处理液化气的系统，还包括：
热交换器，使未作为所述燃料供应到所述发动机的蒸发气体中的一些液化。
CN201380064545.2A 2012-12-11 2013-12-02 用于船舶的液化气处理系统 Withdrawn CN104837724A (zh)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020120143522A KR20130139150A (ko) 2012-12-11 2012-12-11 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법
KR10-2012-0143522 2012-12-11
KR20130058587 2013-05-23
KR10-2013-0058587 2013-05-23
KR10-2013-0073731 2013-06-26
KR20130073731 2013-06-26
PCT/KR2013/011078 WO2014092368A1 (ko) 2012-12-11 2013-12-02 선박의 액화가스 처리 시스템

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN104837724A true CN104837724A (zh) 2015-08-12

Family

ID=50934605

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380064545.2A Withdrawn CN104837724A (zh) 2012-12-11 2013-12-02 用于船舶的液化气处理系统

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20150316208A1 (zh)
EP (1) EP2933183A1 (zh)
JP (1) JP2016507705A (zh)
KR (7) KR20140076490A (zh)
CN (1) CN104837724A (zh)
PH (1) PH12015501277A1 (zh)
RU (1) RU2015127777A (zh)
SG (1) SG11201504439YA (zh)
WO (2) WO2014092369A1 (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110121461A (zh) * 2017-02-17 2019-08-13 三井易艾斯造船有限公司 液化气燃料船的交通路径形成结构
CN111094121A (zh) * 2017-09-01 2020-05-01 三星重工业有限公司 加压型用于输送液体货物的装置和方法
CN111412695A (zh) * 2020-03-25 2020-07-14 西安交通大学 一种基于液氧液氮混合再抽空的超级过冷液氧获取系统

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101386543B1 (ko) 2012-10-24 2014-04-18 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101640765B1 (ko) 2013-06-26 2016-07-19 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
KR101526427B1 (ko) 2014-06-23 2015-06-05 현대자동차 주식회사 차량용 열교환기
KR20160015699A (ko) * 2014-07-31 2016-02-15 대우조선해양 주식회사 연료 공급 시스템 및 방법
KR20160015698A (ko) * 2014-07-31 2016-02-15 대우조선해양 주식회사 연료 공급 제어 시스템 및 제어 방법
JP6461541B2 (ja) * 2014-09-30 2019-01-30 川崎重工業株式会社 船舶
KR101938914B1 (ko) * 2014-10-06 2019-01-16 현대중공업 주식회사 엔진의 연료공급 시스템 및 이를 이용한 연료공급 방법
KR101938916B1 (ko) * 2014-10-06 2019-01-16 현대중공업 주식회사 엔진의 연료공급 시스템 및 이를 이용한 연료공급 방법
KR101938915B1 (ko) * 2014-10-06 2019-01-16 현대중공업 주식회사 엔진의 연료공급 시스템 및 이를 이용한 연료공급 방법
KR20160044098A (ko) * 2014-10-14 2016-04-25 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR20160044099A (ko) * 2014-10-14 2016-04-25 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR102234667B1 (ko) * 2014-11-24 2021-04-05 삼성중공업(주) 선박의 고압 연료 공급장치
KR101521570B1 (ko) * 2014-12-05 2015-05-19 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
KR101665479B1 (ko) * 2015-01-21 2016-10-12 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
US20180022432A1 (en) * 2015-01-30 2018-01-25 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Fuel supply system and method for ship engine
KR102379516B1 (ko) * 2015-02-03 2022-03-29 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102160838B1 (ko) * 2015-02-23 2020-09-29 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101665495B1 (ko) * 2015-02-24 2016-10-12 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
KR102069919B1 (ko) * 2015-03-20 2020-01-28 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101772758B1 (ko) * 2015-04-07 2017-08-29 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101842324B1 (ko) * 2015-04-07 2018-03-26 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템
EP3305647B1 (en) * 2015-06-02 2024-01-10 Hanwha Ocean Co., Ltd. Boil-off gas treatment system for a ship
SG11201710005RA (en) 2015-06-02 2018-01-30 Daewoo Shipbuilding & Marine Ship
WO2016195233A1 (ko) * 2015-06-02 2016-12-08 대우조선해양 주식회사 선박
FR3040773B1 (fr) * 2015-09-03 2021-02-12 Cryostar Sas Systeme et procede de traitement de gaz issu de l'evaporation d'un liquide cryogenique
CN108137132B (zh) 2015-11-05 2020-04-14 现代重工业株式会社 气体处理系统及包括其的船舶
KR102369070B1 (ko) * 2015-11-10 2022-03-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102369064B1 (ko) * 2015-11-10 2022-03-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102283843B1 (ko) * 2015-11-11 2021-08-02 현대중공업 주식회사 Lng 운반선
KR101751854B1 (ko) * 2015-11-12 2017-06-28 대우조선해양 주식회사 선박
KR102483924B1 (ko) * 2016-02-18 2023-01-02 삼성전자주식회사 기화기 및 이를 구비하는 박막 증착 장치
KR101834377B1 (ko) * 2016-03-24 2018-03-05 삼성중공업 주식회사 액화가스 재기화 장치
KR101943256B1 (ko) * 2016-05-04 2019-01-29 이노베이티브 크라이오제닉 시스템즈, 인크. 가스 소비 부재에 가연성 가스를 급송하고 상기 가연성 가스를 액화하기 위한 설비
CN109563968B (zh) * 2016-05-04 2021-01-15 创新低温系统公司 用于向气体消耗构件供给可燃气体并用于液化所述可燃气体的设备
JP6776370B2 (ja) * 2016-05-11 2020-10-28 イノベイティブ クライオジェニック システムズ， インコーポレイテッド ガス貯蔵および処理設備
DK179056B1 (en) * 2016-05-26 2017-09-25 Man Diesel & Turbo Filial Af Man Diesel & Turbo Se Tyskland Fuel supply system for a large two-stroke compression-ignited high-pressure gas injection internal combustion engine
KR101876971B1 (ko) * 2016-08-17 2018-07-10 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
JP6757217B2 (ja) * 2016-09-23 2020-09-16 川崎重工業株式会社 船舶
FR3057941B1 (fr) * 2016-10-20 2020-02-28 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Dispositif et procede de refrigeration et/ou de liquefaction d'un fluide cryogenique
WO2018087731A1 (en) * 2016-11-14 2018-05-17 Priserve Engineering Inc An open loop vaporization system and a method thereof
KR102619112B1 (ko) * 2017-01-06 2023-12-29 한화파워시스템 주식회사 액화천연가스 운반선의 연료공급장치
KR102651092B1 (ko) * 2017-01-24 2024-03-26 한화오션 주식회사 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
JP6815213B2 (ja) * 2017-01-30 2021-01-20 株式会社神戸製鋼所 ボイルオフガス回収システム
KR102164165B1 (ko) * 2017-02-02 2020-10-12 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
JP6858267B2 (ja) * 2017-02-24 2021-04-14 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法
CA3056863C (en) * 2017-03-30 2023-09-19 Exxonmobil Upstream Research Company Ship/floating storage unit with dual cryogenic cargo tank for lng and liquid nitrogen
US11402152B2 (en) * 2017-07-07 2022-08-02 Tor Christensen Large scale coastal liquefaction
KR101908570B1 (ko) * 2017-08-01 2018-10-16 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
RU2738946C1 (ru) * 2017-07-31 2020-12-18 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инжиниринг Ко., Лтд. Система и способ повторного сжижения отпарного газа для судна
KR101908569B1 (ko) * 2017-07-31 2018-10-16 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 내의 윤활유 배출 방법 및 엔진의 연료 공급 방법
KR102066635B1 (ko) * 2018-06-08 2020-01-15 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR102106621B1 (ko) * 2018-07-31 2020-05-28 삼성중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 증발가스 재액화 방법
KR102626179B1 (ko) * 2018-12-26 2024-01-18 한화오션 주식회사 연료가스 공급 시스템 및 방법
KR102211432B1 (ko) * 2018-12-27 2021-02-04 대우조선해양 주식회사 극저온용 오일필터 및 상기 극저온용 오일필터가 적용된 선박용 증발가스 처리 시스템
IT201900000939A1 (it) * 2019-01-22 2020-07-22 Cnh Ind Italia Spa Sistema di distribuzione del gas per l'alimentazione del gas contenuto in serbatoi diversi a un motore di un veicolo alimentato da combustibile gassoso alternativo
KR20200144630A (ko) 2019-06-18 2020-12-30 삼성중공업 주식회사 액화가스 공급시스템
FR3103227B1 (fr) * 2019-11-20 2021-10-15 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz d’au moins un appareil consommateur de gaz équipant un navire
CN112253994B (zh) * 2020-09-22 2022-12-13 沪东中华造船(集团)有限公司 一种用于向船舶发动机供给燃料的系统及方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1472533A (en) * 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
JPS59194697A (ja) * 1983-04-18 1984-11-05 Toshiba Corp 電動機駆動装置
JPH06336192A (ja) * 1993-05-28 1994-12-06 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 液化ガス運搬船におけるボイルオフガスの燃焼制御装置
GB0120661D0 (en) 2001-08-24 2001-10-17 Cryostar France Sa Natural gas supply apparatus
JP4347037B2 (ja) * 2003-12-25 2009-10-21 三菱重工業株式会社 ガスタービン等ガス焚内燃機関への燃料供給装置およびこれを備えたｌｎｇ船
JP2006348752A (ja) 2005-06-13 2006-12-28 Kawasaki Shipbuilding Corp 液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム
KR20080099209A (ko) * 2008-05-16 2008-11-12 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료가스 공급 장치
KR101191241B1 (ko) * 2009-10-20 2012-10-16 대우조선해양 주식회사 액화가스 수송선의 증발가스 재액화 장치
KR101577795B1 (ko) * 2009-10-29 2015-12-15 대우조선해양 주식회사 고압가스 분사엔진과 저압가스 분사엔진을 갖는 액화연료가스 추진 선박에 연료가스를 공급하는 시스템
KR20110050239A (ko) * 2009-11-06 2011-05-13 대우조선해양 주식회사 액화연료가스 추진 선박에서의 증발가스 처리 방법 및 그에 따른 액화연료가스 추진 선박
KR20110073825A (ko) * 2009-12-24 2011-06-30 삼성중공업 주식회사 부유식 해상구조물의 액화천연가스 재기화 장치
KR101106088B1 (ko) 2011-03-22 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진용 연료 공급 시스템의 재액화 장치에 사용되는 비폭발성 혼합냉매
KR101291246B1 (ko) * 2011-04-06 2013-07-30 삼성중공업 주식회사 Ｂｏｇ를 선박위치제어장치에 이용하는 선박

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110121461A (zh) * 2017-02-17 2019-08-13 三井易艾斯造船有限公司 液化气燃料船的交通路径形成结构
CN110121461B (zh) * 2017-02-17 2021-11-30 三井易艾斯造船有限公司 液化气燃料船的交通路径形成结构
CN111094121A (zh) * 2017-09-01 2020-05-01 三星重工业有限公司 加压型用于输送液体货物的装置和方法
US11383794B2 (en) 2017-09-01 2022-07-12 Samsung Heavy Ind. Co., Ltd Method and apparatus for transferring liquid cargo in pressurization type
CN111412695A (zh) * 2020-03-25 2020-07-14 西安交通大学 一种基于液氧液氮混合再抽空的超级过冷液氧获取系统

Also Published As

Publication number Publication date
SG11201504439YA (en) 2015-07-30
EP2933183A1 (en) 2015-10-21
KR20150006814A (ko) 2015-01-19
RU2015127777A (ru) 2017-01-18
KR20140075606A (ko) 2014-06-19
KR20140130092A (ko) 2014-11-07
KR101512691B1 (ko) 2015-04-16
KR20140075647A (ko) 2014-06-19
US20150316208A1 (en) 2015-11-05
KR20140075595A (ko) 2014-06-19
WO2014092368A1 (ko) 2014-06-19
PH12015501277A1 (en) 2015-08-24
WO2014092369A1 (ko) 2014-06-19
KR20140076490A (ko) 2014-06-20
KR101460968B1 (ko) 2014-11-12
KR101444248B1 (ko) 2014-09-26
JP2016507705A (ja) 2016-03-10
KR20140075607A (ko) 2014-06-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104837724A (zh) 用于船舶的液化气处理系统
KR101640768B1 (ko) 선박의 제조방법
EP2899390B1 (en) A liquefied gas treatment system
KR101519541B1 (ko) 증발가스 처리 시스템
KR101356003B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
KR20140138015A (ko) 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템
KR101356004B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 방법
KR20140052817A (ko) 선박용 연료가스 공급 시스템 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
C04 Withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WW01 Invention patent application withdrawn after publication

Application publication date: 20150812