CN105179932A - 一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，包括：LNG/NG转化结构、中间介质回路结构、加热介质回流结构和海水循环结构，中间介质加热器从海水或是HM中获取热量，当海水的进口温度高于8℃时，大部分时候采用海水作为热源；而当海水的温度低于8℃时，中间介质加热器热源将由海水换成加HM，本发明在低温海水工况引入了加热介质，根据海域的不同，加热介质的大小和形式可以改变，因此该系统在各情况海水工况的海域均可以使用，适用于中国的各个海域以及国外其他相似海域，灵活应用于各种海水工况，不仅能够适应低温水域，也能够防止对中间介质加热器造成腐蚀。本发明可以实现中国北方水域进行稳定生产，连续安全供气。

Description

一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统

技术领域

本发明涉及一种浮式液化天然气(LNG)再气化系统，特别是关于一种适用于中国北方海域等低温水域，同时能够适应不同海水工况和水质条件海域的浮式液化天然气再气化系统。

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。根据海域温度的不同、水质的不同，气化系统的要求也不尽相同。中国的南北两端可能应用FSRU的海域之间的跨度约为2800公里，尽管都为亚热带，但是北部接近寒带而南部与热带相邻。南北两端的海域的差别大至为：1)环境气温在冬季的差别可达30℃以上；2)从冬季结冰的渤海湾曹妃甸海域，到海南的三亚附近海域，冬季的海水温度差也在10℃以上。3)北部海域的水深相对较浅，混浊度相对较大。从南至北，受地理位置、河流入海口、海洋冷/暖流的影响，国内海域情况可大致分为南海、东海、黄海和渤海，各海域海水情况如下：

A)在渤海湾，除湾口的大连和烟台以外，水深较浅，海底沉积淤泥，大风过后混浊度很大，且有多条河流的入海口，海水中间夹杂着泥沙以及贝壳等杂物，使得换热器被腐蚀损毁严重，容易造成了介质的泄露，因此海水水质很差的情况下不适于在换热器中使用海水，需考虑热介质系统(即HM系统)。

B)黄海海域的水质较渤海湾要好，但是冬季存在海水温度低于8℃的阶段，可以考虑海水系统与热介质系统相结合的方式。但是从江苏北部沿海至上海，受历史上黄河入海口和长江入海口的影响，泥沙也较多。

C)东海绝大部分海域的水质适用于换热器。但是由于受海水冷流的影响，海水温度偏低，可能整个冬季都不能使用海水加热中间介质。

D)南海海域水质好，水温相对较高，适合用海水换热中间介质，作为LNG再气化热源。

现有的浮式液化天然气再气化系统一般只适用于海水温度8℃以上的海域，而对于上述渤海、黄海、东海的水文气候条件具有一定局限性：一方面海水温度低于8℃，现有浮式液化天然气再气化系统无法使用；另一方面，对于含沙较多、水质较差的海水，会对换热器造成腐蚀，缩短设备使用寿命，存在泄漏的安全隐患。因此有必要设计一种能够适应海水温差和海水水质的浮式液化天然气再气化系统对于未来LNG行业的发展十分关键。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种灵活应用于各种海水工况的浮式液化天然气再气化系统，不仅能够适应低温，也能够防止对中间介质加热器造成腐蚀。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，该浮式液化天然气再气化系统包括：一LNG/NG转化结构，所述LNG/NG转化结构包括一LNG高压泵，所述LNG高压泵的进口连接液化天然气的入口，所述LNG高压泵的出口连接一第一级LNG换热器的第一进口，所述第一级LNG换热器的第一出口连接一第二级NG加热器的进口，所述二级NG加热器的出口连接一天然气外输计量装置；一中间介质回路结构，所述中间介质回路结构包括一用于存储中间介质的中间介质缓冲罐，所述中间介质缓冲罐的进口连接所述第一级LNG换热器的第二出口，所述中间介质缓冲罐的出口连接一中间介质循环泵的进口，所述中间介质循环泵的出口连接一中间介质加热的第一进口，所述中间介质加热器的第一出口连接所述第一级LNG换热器的第二进口；一加热介质回流结构，所述加热介质回流结构包括一用于存储加热介质的加热介质缓冲罐，所述加热介质缓冲罐的进口连接一加热介质加热装置的第一出口，所述加热介质加热装置的第一进口和第二进口分别连接天然气BOG入口和燃料气入口，所述加热介质缓冲罐的出口连接一加热介质循环泵的进口，所述加热介质循环泵的出口经一阀门连接所述中间介质加热器的第二进口，所述中间介质加热器的第二出口经一阀门连接所述加热介质加热装置的第三进口；一海水循环结构，所述海水循环结构包括一海水泵，所述海水泵的进口设置在海水区域，所述海水泵的出口并联连接所述第二级NG加热器的第二进口和所述中间介质加热器的第二进口，所述第二级NG加热器的第二出口和所述中介质加热器的第二出口均连接海水处理系统，其中，所述中间介质加热器的第二进口与所述海水泵之间设置一阀门，所述中间介质加热器的第二出口与所述海水处理系统之间也设置一阀门。

进一步，所述加热介质加热装置包括一废热回收加热器和一加热介质补偿加热器，所述废热回收加热器设置在所述加热介质补偿加热器上方，所述废热回收加热器通过烟道将天然气BOG和燃料气混合燃烧后的烟气集中收集，利用烟气里的余热对进入的加热介质进行初步加热，并将加热后的加热介质输送到所述加热介质补偿加热器继续进行温度补偿使得加热介质温度达到设定温度。

进一步，所述第一级LNG换热器采用PCHE汽化器。

进一步，所述第二级NG加热器和中间介质加热器均采用管壳式热交换器。

所述中间介质采用丙烷，所述加热介质采用50％的水和50％的乙二醇混合物。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的中间介质加热器从海水或是HM中获取热量，当海水的进口温度高于8℃时，大部分时候采用海水作为热源；而当海水的温度低于8℃时，中间介质加热器热源将由海水换成加HM，本发明在低温海水工况引入了加热介质，根据海域的不同，加热介质的大小和形式可以改变，因此该系统在各情况海水工况的海域均可以使用，适用于中国的各个海域以及国外其他相似海域，灵活应用于各种海水工况，不仅能够适应低温水域，也能够防止对中间介质加热器造成腐蚀。2、本发明的加热介质加热装置包括废热回收加热器和加热介质补偿加热器，废热回收加热器设置在加热介质补偿加热器上方，废热回收加热器主要通过烟道将天然气BOG和燃料气混合燃烧后的烟气集中收集，首先利用烟气里的余热对管程中的加热介质进行初步加热，再由加热介质补偿加热器内燃料对加热介质进行精确加热，因此能够提高换热效率，减少热损失。综上所述，本发明具有适用性强、能源综合利用率高、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等优点，因此能够代替海上浮式LNG再气化装置(FSRU和SRV)的气化系统，实现中国北方水域进行稳定生产，连续安全供气。

附图说明

图1是本发明的浮式液化天然气再气化系统结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”等仅仅是用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

如图1所示，本发明的用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统包括一LNG/NG转化结构、一中间介质(IF)回路结构、一加热介质(HM)回路结构和一海水循环结构；

LNG/NG转化结构包括一LNG高压泵1，LNG高压泵1的进口连接液化天然气的入口A，LNG高压泵1的出口连接一第一级LNG换热器2的第一进口，第一级LNG换热器2的第一出口连接一第二级NG(天然气)加热器3的进口，第二级NG加热器3的出口连接一天然气外输计量装置4；

中间介质回路结构包括一用于存储中间介质的中间介质缓冲罐5，中间介质缓冲罐5的进口连接第一级LNG换热器2的第二出口，中间介质缓冲罐5的出口连接一中间介质循环泵6的进口，中间介质循环泵6的出口连接一中间介质加热器7的第一进口，中间介质加热器7的第一出口连接第一级LNG换热器2的第二进口；

加热介质回流结构包括一用于存储加热介质的加热介质缓冲罐8，加热介质缓冲罐8的进口连接一加热介质加热装置9的第一出口，加热介质加热装置9的第一进口和第二进口分别连接天然气BOG入口B和燃料气入口C，加热介质缓冲罐8的出口连接一加热介质循环泵10的进口，加热介质循环泵10的出口经一阀门连接中间介质加热器7的第二进口，中间介质加热器7的第二出口经一阀门连接加热介质加热装置9的第三进口；

海水循环结构包括一海水泵11，海水泵11的进口设置在海水区域，海水泵11的出口并联连接第二级NG加热器3的第二进口和中间介质加热器7的第二进口，第二级NG加热器3的第二出口和中介质加热器7的第二出口均连接海水处理系统12，其中，中间介质加热器7的第二进口与海水泵11之间设置一阀门，中间介质加热器7的第二出口与海水处理系统12之间也设置一阀门。

在一个优选的实施例中，加热介质加热装置9包括一废热回收加热器(WHRU)和一加热介质补偿加热器，加热介质补偿加热器可以采用加热炉，加热炉上方设置废热回收加热器，废热回收加热器通过烟道将天然气BOG(闪蒸汽)和燃料气混合燃烧后的烟气集中收集，利用烟气里的余热对进入废热回收加热器内的加热介质进行初步加热，并将加热后的加热介质输送到加热介质补偿加热器将加热介质继续进行温度补偿使得加热介质温度达到设定温度例如80℃。

在一个优选的实施例中，第一级LNG换热器2可以采用PCHE(PrintedCircuitheatexchanger)汽化器，PCHE非常紧凑、具有高的传热效率，只要换热器中的介质洁净且无腐蚀，那么它将具有优秀的耐用性。

在一个优选的实施例中，第二级NG加热器3和中间介质加热器7均可以采用管壳式热交换器。

在一个优选的实施例中，中间介质可以采用丙烷，丙烷的循环过程为：丙烷从中间介质储存罐5输出时，控制丙烷的状态在大约3barg，-5℃以保证它处于液体状态，丙烷被中介介质循环泵6加压到5.2barg然后进入中间介质加热器7压力降至3.7barg，温度上升到约1℃并完全转化成蒸气，丙烷蒸气流入第一级LNG换热器2再次被LNG冷却。

在一个优选的实施例中，加热介质是当海水不能满足加热要求时候(温度<8℃)的热源替代物，HM可以采用50％的水和50％的乙二醇混合物，加热介质的循环过程为：加热介质存储在加热介质缓冲罐8中去除蒸汽，控制温度为80℃，加热介质经由加热介质循环泵10输送到中间介质加热器7中，当流体离开中间介质加热器7时HM的温度下降到15℃。HM加热中间介质时的热量大小可以通过调节HM流量和换热面积来控制。其中，HM的加热在废热回收加热器和加热介质补偿加热器中进行，回收的热量估计在60-～100mmkJ/h，根据实际的外输量废热回收加热器能将HM加热到30到60℃，而加热介质补偿加热器能够补充不足的热量将其加热到80℃，不建议加热到更高的温度以阻止HM的过分蒸发。

在一个优选的实施例中，中间介质加热器7从海水或是HM中获取热量，当海水的进口温度高于8℃时，大部分时候采用海水作为热源；而当海水的温度低于8℃时，中间介质加热器7的热源将由海水换成加HM。

在一个优选的实施例中，天然气外输计量装置4的出口并联连接天然气外输站13和天然气出口14。

下面结合具体实施例详细说明本发明的用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统的具体使用过程为：

1)LNG与NG转化过程

压力为6Barg的液态天然气流入LNG高压泵1将压力升高为设定的7Mpag的外输压力后输送到第一级LNG换热器2中与液态中间介质进行第一次热交换，热的中间介质蒸气与LNG进行热交换，中间介质从气态变成液态过程中放出大量的热，而LNG吸收中间介质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℃的天然气，完成了相变的第一阶段；-10℃的天然气经第一级LNG换热器2输出后，进入第二级NG加热器3与海水进行第二次热交换，天然气的温度达到预设输出温度例如1℃，通过天然气外输计量装置4输送到天然气外输站或者相应的天然气终端。

2)中间介质闭路循环过程

中间介质的循环是一个闭路的循环，在第一级LNG换热器2中与LNG进行热交换后，进入中间介质缓冲罐5进行液态中间介质的储存与缓冲，稳定的液态中间介质进入中间介质循环泵6，中间介质循环泵6将其输送至中间介质加热器7与海水或加热介质进行热交换，中间介质由液态热交换为气态蒸汽，进而进入第一级LNG换热器2与LNG进行热交换，完成中间介质的闭路循环。

3)海水循环系统

海水取自海底，由海水泵11加压到5barg，流量大约为10000m³/h即44000gpm，海水循环系统包括两条循环支路，第一条循环支路是通过海水泵11将海水输送到第二级NG加热器3，第二条循环支路是通过海水泵11将海水输送到中间介质加热器7；

当海水的出口温度在8℃以上时，海水能够满足换热要求，海水由海水泵11分别输送至第二级NG加热器3和中间介质加热器7，分别与-10℃天然气和液态丙烷进行热交换，热交换后的低温海水从第二级NG换热器3和中间介质加热器7出来后汇总到海水处理系统12，进行海水利用或者排出。

当海水的出口温度在8℃以下时，海水不能够满足换热要求，海水泵11将海水输送到第二级NG加热器3进行加热，海水泵11不输送海水到中间介质加热器7，需要加热介质对中间介质加热器7提供热源，此时进入加热介质HM闭路循环过程，具体工作过程为：加热介质储存于加热介质缓冲罐8除去蒸汽，罐中的温度为80℃，加热介质经由加热介质循环泵10进入中间介质加热器7，加热介质与中间介质进行热交换后，加热介质离开中间介质加热器7后温度下降到15℃(加热介质加热中间介质时的热量大小可通过调节加热介质流量和换热面积来控制)，然后分别进入废热回收加热器和加热介质补偿加热器，废热回收加热器通过烟道将天然气BOG和燃料气混合燃烧后的烟气集中收集，利用烟气里的余热对进入WHRU废热回收加热器内的加热介质进行初步加热至30到60℃，并将加热后的加热介质输送到加热介质补偿加热器将加热介质继续进行温度补偿使得加热介质温度达到80℃回到加热介质缓冲罐8，组成了一个闭路循环，加热介质的温度控制在80℃，不建议加热到更高的温度以阻止加热介质的过分蒸发。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (6)

1.一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，该浮式液化天然气再气化系统包括：

一LNG/NG转化结构，所述LNG/NG转化结构包括一LNG高压泵，所述LNG高压泵的进口连接液化天然气的入口，所述LNG高压泵的出口连接一第一级LNG换热器的第一进口，所述第一级LNG换热器的第一出口连接一第二级NG加热器的进口，所述二级NG加热器的出口连接一天然气外输计量装置；

一中间介质回路结构，所述中间介质回路结构包括一用于存储中间介质的中间介质缓冲罐，所述中间介质缓冲罐的进口连接所述第一级LNG换热器的第二出口，所述中间介质缓冲罐的出口连接一中间介质循环泵的进口，所述中间介质循环泵的出口连接一中间介质加热的第一进口，所述中间介质加热器的第一出口连接所述第一级LNG换热器的第二进口；

一加热介质回流结构，所述加热介质回流结构包括一用于存储加热介质的加热介质缓冲罐，所述加热介质缓冲罐的进口连接一加热介质加热装置的第一出口，所述加热介质加热装置的第一进口和第二进口分别连接天然气BOG入口和燃料气入口，所述加热介质缓冲罐的出口连接一加热介质循环泵的进口，所述加热介质循环泵的出口经一阀门连接所述中间介质加热器的第二进口，所述中间介质加热器的第二出口经一阀门连接所述加热介质加热装置的第三进口；

一海水循环结构，所述海水循环结构包括一海水泵，所述海水泵的进口设置在海水区域，所述海水泵的出口并联连接所述第二级NG加热器的第二进口和所述中间介质加热器的第二进口，所述第二级NG加热器的第二出口和所述中介质加热器的第二出口均连接海水处理系统，其中，所述中间介质加热器的第二进口与所述海水泵之间设置一阀门，所述中间介质加热器的第二出口与所述海水处理系统之间也设置一阀门。

2.如权利要求1所述的一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，所述加热介质加热装置包括一废热回收加热器和一加热介质补偿加热器，所述废热回收加热器设置在所述加热介质补偿加热器上方，所述废热回收加热器通过烟道将天然气BOG和燃料气混合燃烧后的烟气集中收集，利用烟气里的余热对进入的加热介质进行初步加热，并将加热后的加热介质输送到所述加热介质补偿加热器继续进行温度补偿使得加热介质温度达到设定温度。

3.如权利要求1所述的一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，所述第一级LNG换热器采用PCHE汽化器。

4.如权利要求2所述的一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，所述第一级LNG换热器采用PCHE汽化器。

5.如权利要求1～4任一项所述的一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，所述第二级NG加热器和中间介质加热器均采用管壳式热交换器。

6.如权利要求1～4任一项所述的一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统，其特征在于，所述中间介质采用丙烷，所述加热介质采用50％的水和50％的乙二醇混合物。