CN109340560A - 海洋平台式接收站lng气化装置和气化方法 - Google Patents

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Abstract

一种海洋平台式接收站LNG气化装置和气化方法,装置包括浸没燃烧式气化器，LNG的气化是在浸没燃烧式气化器中实现的，还包括循环泵、空气加热器、废热锅炉、冷却器、燃气发电机和低温水冷空调系统，本发明综合利用燃气发电机的排烟余热、空气能及天然气自身的燃烧热来气化LNG，特别适用于我国北方地区大型海上LNG接收站的气化装置。与目前使用的气化系统相比，具有大幅降低投资、节约能源、生态影响小、设备国产化程度高、运行稳定可靠的优势。

Description

海洋平台式接收站LNG气化装置和气化方法
技术领域
本发明涉及液化天然气(以下简称为LNG)的气化，特别是一种海洋平台式接收站LNG气化装置和气化方法。
背景技术
液化天然气的主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源，无色、无味、无毒、无腐蚀性。
1.接收站LNG气化器简介
LNG为低温深冷介质，低温可达-162℃以下，它的气化是一个吸热过程，需提供大量的热量。LNG气化器主要有空浴式、水浴式、开架式、中间介质式和浸没燃烧式，前二者用于小规模卫星站的气化设施(50t/h以下)，后三种为大型LNG接收站常见的类型，气化能力都在100t/h以上。
开架式汽化器(Open rack vaporizer，简称ORV)是一种铝合金翅片式换热器，加热介质的为海水。它的优点是设备结构简单、操作控制简单、运行成本低，可靠性高；它的缺点是占地面积大，设备造价昂贵，需要建造取海水设施及配套海水过滤，对海水水质要求高。另外海水经过换热后温度下降，并且含有余氯，对区域内的海洋生态环境有影响。
中间介质式气化器(Intermediate fluid vaporizer，简称IFV)是一种管壳式换热器，加热介质为海水，换热器内存储一定量的受热介质，如丙烷。海水的热量首先传递给丙烷，丙烷吸热气化，然后与低温LNG换热，放热冷凝，LNG得到热量后气化。它的优点是对海水水质要求不高，占地面积适中、操作控制简单、运行成本低；缺点是设备复杂，造价极其昂贵，也需要建造取海水及净化设施，有可能影响区域海洋生态环境。
浸没燃烧气化器(Submerged combustion vaporizer，简称SCV)是一种水浴式的气化器，LNG列管布置在水浴池中。天然气和鼓风机吹入的空气剧烈燃烧后导入到水浴池，将热量传递给LNG，使其气化，烟气最后通过烟囱排出。它的优点是在各种气化器中换热效率最高，因为高温烟气在水中产生的气泡强化了过程传热，使换热面积最小，设备造价最低。同时不需要海水提供热量，不依赖于环境，可快速启动，负荷调节灵活，运行可靠。它的缺点是需要消耗一定的天然气做燃料(1～2％),因而运行成本高。
在陆上接收站常用到的三种气化器中，ORV和IFV用于基本负荷(外输气量稳定)，SCV用于应急调峰负荷。根据国家发改委文件(发改能源规【2018】637号《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》的通知)，要求接收站都应具备应急调峰能力，因此目前陆上接收站都陆续配备了SCV。在我国南方地区，SCV仅承担应急负荷，其配备的数量和气化能力，一般小于基本负荷的气化器。而在北方地区，除承担应急负荷外，在冬季因为海水温度低无法使用ORV或IFV，它实际也承担了基本负荷，因此配备的数量和气化能力与其他气化器相同，导致设备冗余量很大，投资巨大。
2.海洋平台式接收站(PSRU)的特点：
海洋平台式接收站提供了一种海上LNG生产、储存、转运装置和方法，在海上安装平台式天然气液化、存储和转运的装置(所有平台结构和设备的建造与装配均提前在陆上的造船厂完成)，通过海底管道将未处理的天然气从陆上输送到平台液化、储存，并通过LNG运输船将存储的液化天然气进行转运，实现了天然气的离岸液化、存储和转运，解决了陆上液化天然气工厂选址困难、审批流程长、建造周期长、建造成本高、距离港口远等难题。
3.各种气化器对海洋平台式接收站(PSRU)的适应情况：
海洋平台式接收站(PSRU)的气化工艺，由于是平台式布置，要求设备占用面积尽量小，重量轻，因此像ORV这样的大型气化器已不再适应。
从节能角度看，IFV夏季利用海水气化LNG运行成本低，但是冬季海水温度低甚至结冰，无法提供气化所需热量。
一种解决方案是配置同样数量和规格SCV，夏季运行IFV，冬季运行SCV，但这就导致设备冗余大，占用空间大，投资大的弊端，与海洋平台式接收站(PSRU)要求的布局精简，投资见效快的初衷背离。另一种解决方案是配置蒸汽发生系统，用蒸汽加热海水，升温后的海水气化LNG，但这种方式的能耗比SCV更高。因为蒸汽的热量最终还是来自天然气的燃烧，不仅有排烟损失，而且利用的是燃气低热值(SCV由于水浴温度基本为常温，利用的是燃气高热值，热量比低热值高10％)；而且海水泵的运行，海水的净化，蒸汽锅炉的运行都需要消耗大量电力，这些电力来自于平台上的燃气发电机，也消耗燃气。因此冬季这种方案运行成本更高，而北方的用气高峰却是在冬季。
从运行可靠性角度，由于IFV需要利用海水泵取海水，随着潮位的变化特别是台风等恶劣条件，海水泵运行的可靠性难以保证；渤海作为黄河和海河的注入海，泥沙含量高，海洋生物丰富，很容易堵塞海水管道及气化器，运行可靠性也难以保证。一旦堵塞，在海洋平台上进行清淤操作，非常费时、费工、费钱。
从设备国产化角度，IFV国内虽有试验样机，但实际建设中都采用进口设备，况且目前只有日本可以生产；而SCV国内外生产厂家众多，国产200t/h LNG气化器已连续两年进入我国重大技术装备推广目录。
发明内容
本发明是针对海洋平台式接收站(PSRU)LNG气化系统要求，克服各种气化器的缺点，提供一种海洋平台式接收站LNG气化装置和气化方法，该装置采用独特的能量回收循环充分回收燃气发电机烟气余热、空气热能来降低传统SCV气化器的燃气消耗量，称为SAWR(SCV with Air and Waste heat Recovery)工艺。与目前使用的气化系统相比，具有大幅降低投资、节约能源、生态影响小、设备国产化程度高、运行稳定可靠的优势。
本发明的技术解决方案如下：
一种海洋平台式接收站LNG气化装置，包括浸没燃烧式气化器，LNG的气化是在浸没燃烧式气化器中实现的,其特点在于还包括循环泵、空气加热器、废热锅炉、冷却器、燃气发电机和低温水冷空调系统，所述的废热锅炉输出的高温水管路与所述的浸没燃烧式气化器相连，该浸没燃烧式气化器的低温水输出管路经一开关与碱液输入管路相连，所述的低温水输出管路的末端与所述的循环泵相连，该循环泵的输出管分四支管路：
第一支管路经开关、所述的低温水冷空调系统与所述的高温水管路相连；
第二支管路经开关接所述的冷却器的输入端，该冷却器的另一输入端为空气输入端，该冷却器的一个输出管路与所述的高温水管路相连，该冷却器的另一个输出管路与所述的燃气发电机的一个输入端相连，该燃气发电机另一输入端是天然气输入端，该燃气发电机的废气输出管路与所述的废热锅炉相连；
第三支管路经开关、所述的空气加热器与所述的废热锅炉)相连；
第四支管路经开关与淡水制造设备相连。
利用上述海洋平台式接收站LNG气化装置的LNG气化方法，其特点在于该方法包括下列步骤：
1)LNG的气化是在浸没燃烧式气化器中实现的，所述的废热锅炉输出的高温水经所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器；
2)所述的浸没燃烧式气化器产生的低温水加入适量的碱液后经所述的循环泵加压；
3)所述的循环泵输出的低温水分为下列四路，通过各路的开关控制：
①夏季，经第一支管路进入所述的低温水冷空调系统，用来提供空调负荷，同时加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器；
②经第二支管路进入所述的冷却器，去冷却所述的燃气发电机吸入空气的温度，被加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器，同时燃气发电机产生的烟气余热输入所述的废热锅炉；
③经第三支管路的所述的空气加热器加热后输入所述的废热锅炉；
④经第四支管路送淡水制造设备制造淡水，供平台使用。
本发明的技术效果如下：
1、本发明海洋平台式接收站LNG气化装置的LNG气化方法，简称为SAWR工艺，特别是合适我国北方地区，克服了传统上SCV燃气消耗高的难题，夏季时，可将燃气消耗量降低50％；冬季时，燃气消耗量降低7％。SAWR工艺不依赖于环境，对海洋生态没有任何影响；在台风、极寒条件下同样的稳定运行，与现有的ORV及IFV气化系统相比，供气的可靠性大大提高。
2、本发明SAWR工艺中的SCV设备，由于高温水进入SCV水浴池，增强了液体的湍动能力，进一步提高了换热效率。
3、SAWR工艺的低温水可以为燃气发电机所需空气预冷，提高燃气发电机的效率，也可以用作空调冷源，节省常规空调的制冷压缩耗电。
4、SCV燃烧1t天然气，可产生2.25t水(CH4→2H20)，这部分水在SAWR工艺的低温侧采出，经常规净化后可作为平台生产用水或生活用水。
5、与目前使用的气化系统相比，本发明具有大幅降低投资、节约能源、生态影响小、设备国产化程度高、运行稳定可靠的优势。
附图说明
图1是本发明海洋平台式接收站LNG气化装置的示意图
具体实施方式
为了加深对本发明的理解，下面将结合附图对本发明的原理作进一步详述。
先请参阅图1，图1是本发明海洋平台式接收站LNG气化装置的示意图，由图可见，本发明海洋平台式接收站LNG气化装置，包括浸没燃烧式气化器1，LNG的气化是在浸没燃烧式气化器1中实现的,还包括循环泵2、空气加热器3、废热锅炉4、冷却器5、燃气发电机6和低温水冷空调系统7，所述的废热锅炉4输出的高温水管路与所述的浸没燃烧式气化器1相连，该浸没燃烧式气化器1的低温水输出管路经一开关与碱液输入管路相连，所述的低温水输出管路的末端与所述的循环泵2相连，该循环泵2的输出管分四支管路：
第一支管路经开关、所述的低温水冷空调系统7与所述的高温水管路相连；
第二支管路经开关接所述的冷却器5的输入端，该冷却器5的另一输入端为空气输入端，该冷却器5的一个输出管路与所述的高温水管路相连，该冷却器5的另一个输出管路与所述的燃气发电机6的一个输入端相连，该燃气发电机6另一输入端是天然气输入端，该燃气发电机6的废气输出管路与所述的废热锅炉4相连；
第三支管路经开关、所述的空气加热器3与所述的废热锅炉4相连；
第四支管路经开关与淡水制造设备相连。
利用上述海洋平台式接收站LNG气化装置的LNG气化方法，该方法包括下列步骤：
1)LNG的气化是在浸没燃烧式气化器1中实现的，所述的废热锅炉4输出的高温水经所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器1；
2)所述的浸没燃烧式气化器1产生的低温水加入适量的碱液后经所述的循环泵2加压；
3)所述的循环泵2输出的低温水分为下列四路，通过各路的开关控制：
①夏季，经第一支管路进入所述的低温水冷空调系统7，用来提供空调负荷，同时加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器1；
②经第二支管路进入所述的冷却器5，去冷却所述的燃气发电机6吸入空气的温度，被加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器1，同时燃气发电机6产生的烟气余热输入所述的废热锅炉4；
③经第三支管路的所述的空气加热器3加热后输入所述的废热锅炉4；
④经第四支管路送淡水制造设备制造淡水，供平台使用。
LNG的气化是在浸没燃烧式气化器中SCV 1中实现的，与传统的SCV不同，本发明有一股高温水进入SCV 1中，提供的部分气化热，使得天然气的消耗量大大降低。
从SCV 1中引出低温水，由循环泵2加压，然后依次经过空气加热器3和燃气发电机6进入所述的废热锅炉4，获得热量后返回SCV加热LNG，这是SAWR工艺中热量回收的主回路。
除此之外，一部分低温水经过冷却器5，为燃气发电机的吸入空气预冷，以提高它的发电效率，还有一股低温水用来为整个平台提供低温水冷空调系统7服务。这两股低温水获得热量后，与主回路的高温水汇合。
在SCV中，天然气燃烧的产生CO2溶解到水中，会使循环水呈酸性，因此在循环水中加入碱液中和。天然气燃烧产生的H2O少部分随烟气散失，大部分从循环回路中引出用来制造淡水，供平台使用。
实验表明，本发明与目前使用的气化系统相比，具有大幅降低投资、节约能源、生态影响小、设备国产化程度高、运行稳定可靠的优势。

Claims (2)

1.一种海洋平台式接收站LNG气化装置，包括浸没燃烧式气化器(1)，LNG的气化是在浸没燃烧式气化器(1)中实现的,其特征在于还包括循环泵(2)、空气加热器(3)、废热锅炉(4)、冷却器(5)、燃气发电机(6)和低温水冷空调系统(7)，所述的废热锅炉(4)输出的高温水管路与所述的浸没燃烧式气化器(1)相连，该浸没燃烧式气化器(1)的低温水输出管路经一开关与碱液输入管路相连，所述的低温水输出管路的末端与所述的循环泵(2)相连，该循环泵(2)的输出管分四支管路：
第一支管路经开关、所述的低温水冷空调系统(7)与所述的高温水管路相连；
第二支管路经开关接所述的冷却器(5)的输入端，该冷却器(5)的另一输入端为空气输入端，该冷却器(5)的一个输出管路与所述的高温水管路相连，该冷却器(5)的另一个输出管路与所述的燃气发电机(6)的一个输入端相连，该燃气发电机(6)另一输入端是天然气输入端，该燃气发电机(6)的废气输出管路与所述的废热锅炉(4)相连；
第三支管路经开关、所述的空气加热器(3)与所述的废热锅炉(4)相连；
第四支管路经开关与淡水制造设备相连。
2.利用权利要求1所述的海洋平台式接收站LNG气化装置的LNG气化方法，其特征在于该方法包括下列步骤：
1)LNG的气化是在浸没燃烧式气化器(1)中实现的，所述的废热锅炉(4)输出的高温水经所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器(1)；
2)所述的浸没燃烧式气化器(1)产生的低温水加入适量的碱液后经所述的循环泵(2)加压；
3)所述的循环泵(2)输出的低温水分为下列四路，通过各路的开关控制：
①夏季，经第一支管路进入所述的低温水冷空调系统(7)，用来提供空调负荷，同时加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器(1)；
②经第二支管路进入所述的冷却器(5)，去冷却所述的燃气发电机(6)吸入空气的温度，被加热的水汇入所述的高温水管路导入所述的浸没燃烧式气化器(1)，同时燃气发电机(6)产生的烟气余热输入所述的废热锅炉(4)；
③经第三支管路的所述的空气加热器(3)加热后输入所述的废热锅炉(4)；
④经第四支管路送淡水制造设备制造淡水，供平台使用。
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