CN111336401B - 一种规模化水下天然气存储系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种规模化水下天然气存储系统，包括：水下储气装置包括气囊、腱组和压载装置；所述腱组用于连接所述气囊的上下两端；所述气囊与所述腱组固定连接；立管应力监测系统，包括应变仪、位于海水上部的ADCPⅠ、位于水中的ADCPⅡ和位于海床的ADCPⅢ；钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ、螺旋导板Ⅰ、钢悬链线充气立管、阀站Ⅰ和截止阀Ⅰ；钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ、螺旋导板Ⅱ、钢悬链线排气立管、阀站Ⅱ和截止阀Ⅱ；所述钢悬链线充气立管的进口端和所述钢悬链线排气立管的出口端分别设置一台用于监测立管顶部张力的所述应变仪。本发明解决了地下储气库和LNG接收站进行天然气规模化储存受到多种条件限制的问题。

Description

一种规模化水下天然气存储系统及方法
技术领域
本发明涉及天然气存储领域，具体而言，尤其涉及一种规模化水下天然气存储系统及方法。
背景技术
当前最主要的天然气规模化存储方法是地下储气库存储和沿海液化天然气接收站的LNG储罐存储，海上浮式液化天然气船存储前景广阔但还处于示范研究阶段，高压储气罐CNG存储通常作为小规模存储应用。
地下储气库和LNG接收站建设都受到严苛的地理地质条件、社会条件、经济条件和长建设周期的限制，对城市LNG和CNG规模化存储带来的潜在的重要安全问题必须慎之又慎。海上浮式液化天然气船存储则必须考虑恶劣海况和海上交通安全的问题。
发明内容
根据上述提出地下储气库和LNG接收站进行天然气规模化储存受到多种条件限制的技术问题，而提供一种规模化水下天然气存储系统及方法。本发明可以应用于沿海城市、海岛、海洋平台等对象的规模化天然气储备，可作为当前主流的地下储气库存储、液化天然气存储和高压气罐存储方式的一种补充方法。
本发明采用的技术手段如下：
本发明提供了一种规模化水下天然气存储系统，包括水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统和钢悬链线排气立管系统；
所述水下储气装置包括气囊、腱组和压载装置；所述腱组用于连接所述气囊的上下两端；所述气囊与所述腱组固定连接，所述压载装置用于将所述气囊与所述腱组固定于海床上；所述水下储气装置还包括安装于所述气囊顶部的压力表，用于测量所述气囊中压缩天然气的压力；
所述立管应力监测系统，包括应变仪、位于海水上部的ADCPⅠ、位于水中的ADCPⅡ和位于海床的ADCPⅢ；所述ADCPⅠ用于监测海水上部的海流轮廓；所述ADCPⅡ用于监测水中部的海流轮廓；所述ADCPⅢ用于监测水底部的海流轮廓；
所述钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ、螺旋导板Ⅰ、钢悬链线充气立管、阀站Ⅰ和截止阀Ⅰ；输送天然气的供气设备通过所述柔性接头Ⅰ与所述钢悬链线充气立管的进口端相连通；所述螺旋导板Ⅰ套设于所述钢悬链线充气立管外侧；所述钢悬链线充气立管的出口端通过所述截止阀Ⅰ与所述阀站Ⅰ相连通，所述阀站Ⅰ与所述气囊相连通；
所述钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ、螺旋导板Ⅱ、钢悬链线排气立管、阀站Ⅱ和截止阀Ⅱ；所述阀站Ⅱ与所述气囊相连通；所述钢悬链线排气立管的进口端通过所述截止阀Ⅱ与所述阀站Ⅱ相连通；所述螺旋导板Ⅱ套设于所述钢悬链线排气立管外侧；所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与用于配送天然气至用户的配气设备相连通；
所述钢悬链线充气立管的进口端和所述钢悬链线排气立管的出口端分别设置一台用于监测立管顶部张力的所述应变仪。
进一步地，所述天然气存储系统还包括用于将所述水下储气装置布置到指定位置的水下机器人Ⅰ。
进一步地，所述立管应力监测系统还包括用于布置所述ADCPⅡ和所述ADCPⅢ的水下机器人Ⅱ。
进一步地，所述供气设备包括配气站和压气站，所述压气站内设置天然气压缩机，所述配气站的进口端外接天然气输运干线，出口端与所述天然气压缩机相连通，所述配气站与所述天然气压缩机之间设置调节阀；所述天然气压缩机的出口端与所述钢悬链线充气立管相连通；所述天然气输运干线上设置干线截断阀室，所述配气站的进口端设置安全阀Ⅰ；所述配气站内设置天然气处理及调压装置。
进一步地，所述配气设备包括调压站，所述调压站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与所述调压站的进口端相连通，所述调压站的进口端设置安全阀Ⅱ。
进一步地，所述供气设备包括钢悬链线开采立管系统和可移动的海上天然气处理压缩平台；
所述可移动的海上天然气处理压缩平台上安装有依次连通的相分离处理系统、甜化处理系统、压缩机Ⅰ、脱水系统、低温分离系统和压缩机Ⅱ，所述甜化处理系统与所述压缩机Ⅰ之间设置调节阀Ⅰ，所述低温分离系统与所述压缩机Ⅱ之间设置调节阀Ⅱ；所述压缩平台上还安装有与所述甜化处理系统相连通的管线硫回收系统；所述压缩机Ⅱ与所述钢悬链线充气立管相连通；
所述钢悬链线开采立管系统包括截止阀Ⅲ、钢悬链线开采立管、螺旋导板Ⅲ和柔性接头Ⅲ；开采出的初生天然气通过所述截止阀Ⅲ输运到所述钢悬链线开采立管；所述螺旋导板Ⅲ套设于所述钢悬链线开采立管外侧；所述钢悬链线开采立管的出口端通过所述柔性接头Ⅲ与所述相分离处理系统相连通；所述钢悬链线开采立管的出口端设置一台所述应变仪。
进一步地，所述配气设备包括集气站，所述集气站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与所述集气站的进口端相连通，所述集气站的进口端设置安全阀Ⅲ。
本发明还提供了一种规模化水下天然气存储方法，采用了上述规模化水下天然气存储系统，包括以下步骤：
(1)铺设钢悬链线充气立管、钢悬链线排气立管和水下储气装置；
(2)将ADCPⅠ、ADCPⅡ和ADCPⅢ分别布置到指定位置；
(3)通过供气设备对水下储气装置进行充气，直至压力表显示达到设定压力；
(4)当用户有用气需求时，天然气经钢悬链线排气立管进入配气设备，配气设备调节天然气压力，将压力降至用户所需压力的天然气输送给用户。
较现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明提供的规模化水下天然气存储系统及方法，将天然气存储在水下，既不占用昂贵的沿海土地资源，又靠近主要的沿海能源消耗区域，也不会占用海岛或海洋平台上宝贵的空间资源；同时远离人类居住工作场所，极大降低安全隐患，基本上不需要考虑恶劣海况对存储装置的危害(海上浮式LNG存储船则需要考虑)，对地理地质条件的限制也远不及地下储气库严苛，完全可以作为天然气规模化存储方法的补充。
综上，应用本发明的技术方案可以应用于沿海城市、海岛、海洋平台等对象的规模化天然气储备，可作为当前主流的地下储气库存储、液化天然气存储和高压气罐存储方式的一种补充方法。因此，本发明的技术方案解决了地下储气库和LNG接收站进行天然气规模化储存受到多种条件限制的问题。
基于上述理由本发明可在天然气储备领域广泛推广。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明所述规模化水下天然气存储系统工作流程框图。
图2是本发明所述规模化水下天然气存储系统示意图。
图3是本发明所述规模化水下天然气存储系统示意图。
图中：1、柔性接头Ⅰ；2、螺旋导板Ⅰ；3、钢悬链线充气立管；4、阀站Ⅰ；5、截止阀Ⅰ；6、气囊；7、腱组；8、压载装置；9、压力表；10、水下机器人Ⅰ；11、ADCPⅠ；12、ADCPⅡ；13、ADCPⅢ；14、水下机器人Ⅱ；15、柔性接头Ⅱ；16、螺旋导板Ⅱ；17、钢悬链线排气立管；18、阀站Ⅱ；19、截止阀Ⅱ；20、应变仪；21、干线截断阀室；22、安全阀Ⅰ；23、配气站；24、调节阀；25、天然气压缩机；28、相分离处理系统；29、甜化处理系统；30、管线硫回收系统；31、压缩机Ⅰ；32、脱水系统；33、低温分离系统；34、压缩机Ⅱ；35、钢悬链线开采立管；36、截止阀Ⅲ；37、螺旋导板Ⅲ；38、柔性接头Ⅲ；39、集气站；40、安全阀Ⅲ；41、可移动的海上天然气处理压缩平台。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术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。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当清楚，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员己知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任向具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
在本发明的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制：方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其位器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
此外，需要说明的是，使用“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对相应零部件进行区别，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1-2所示，本发明提供了一种规模化水下天然气存储系统，包括水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统和钢悬链线排气立管系统；
所述水下储气装置包括气囊6、腱组7和压载装置8；所述腱组7用于连接所述气囊6的上下两端；所述气囊6与所述腱组7固定连接，所述压载装置8用于将所述气囊6与所述腱组7固定于海床上；所述水下储气装置还包括安装于所述气囊顶部的压力表9，用于测量所述气囊6中压缩天然气的压力；
所述立管应力监测系统，包括应变仪20、位于海水上部的ADCPⅠ11、位于水中的ADCPⅡ12和位于海床的ADCPⅢ13；所述ADCPⅠ11用于监测海水上部的海流轮廓；所述ADCPⅡ12用于监测水中部的海流轮廓；所述ADCPⅢ13用于监测水底部的海流轮廓；
所述钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ1、螺旋导板Ⅰ2、钢悬链线充气立管3、阀站Ⅰ4和截止阀Ⅰ5；输送天然气的供气设备通过所述柔性接头Ⅰ1与所述钢悬链线充气立管3的进口端相连通；所述螺旋导板Ⅰ3套设于所述钢悬链线充气立管3外侧；所述钢悬链线充气立管3的出口端通过所述截止阀Ⅰ5与所述阀站Ⅰ4相连通，所述阀站Ⅰ4与所述气囊6相连通；
所述钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ15、螺旋导板Ⅱ16、钢悬链线排气立管17、阀站Ⅱ18和截止阀Ⅱ19；所述阀站Ⅱ18与所述气囊6相连通；所述钢悬链线排气立管17的进口端通过所述截止阀Ⅱ19与所述阀站Ⅱ18相连通；所述螺旋导板Ⅱ16套设于所述钢悬链线排气立管17外侧；所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与用于配送天然气至用户的配气设备相连通；
所述钢悬链线充气立管3的进口端和所述钢悬链线排气立管17的出口端分别设置一台用于监测立管顶部张力的所述应变仪20。
进一步地，所述天然气存储系统还包括用于将所述水下储气装置布置到指定位置的水下机器人Ⅰ10。
进一步地，所述立管应力监测系统还包括用于布置所述ADCPⅡ12和所述ADCPⅢ13的水下机器人Ⅱ14。
进一步地，所述供气设备包括配气站23和压气站，所述压气站内设置天然气压缩机25，所述配气站23的进口端外接天然气输运干线，出口端与所述天然气压缩机25相连通，所述配气站23与所述天然气压缩机25之间设置调节阀24；所述天然气压缩机25的出口端与所述钢悬链线充气立管3相连通；所述天然气输运干线上设置干线截断阀室21，所述配气站23的进口端设置安全阀Ⅰ22；所述配气站23内设置天然气处理及调压装置。
进一步地，所述配气设备包括调压站，所述调压站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述调压站的进口端相连通，所述调压站的进口端设置安全阀Ⅱ。
进一步地，所述供气设备包括钢悬链线开采立管系统和可移动的海上天然气处理压缩平台；
所述可移动的海上天然气处理压缩平台上安装有依次连通的相分离处理系统28、甜化处理系统29、压缩机Ⅰ31、脱水系统32、低温分离系统33和压缩机Ⅱ34，所述甜化处理系统29与所述压缩机Ⅰ31之间设置调节阀Ⅰ，所述低温分离系统33与所述压缩机Ⅱ32之间设置调节阀Ⅱ；所述压缩平台上还安装有与所述甜化处理系统29相连通的管线硫回收系统30；所述压缩机Ⅱ34与所述钢悬链线充气立管3相连通；
所述钢悬链线开采立管系统包括截止阀Ⅲ36、钢悬链线开采立管35、螺旋导板Ⅲ37和柔性接头Ⅲ38；开采出的初生天然气通过所述截止阀Ⅲ36输运到所述钢悬链线开采立管35；所述螺旋导板Ⅲ37套设于所述钢悬链线开采立管35外侧；所述钢悬链线开采立管35的出口端通过所述柔性接头Ⅲ38与所述相分离处理系统28相连通；所述钢悬链线开采立管35的出口端设置一台所述应变仪20。
进一步地，所述配气设备包括集气站39，所述集气站39内设置调压器，所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述集气站39的进口端相连通，所述集气站39的进口端设置安全阀Ⅲ40。
本发明还提供了一种规模化水下天然气存储方法，采用了上述规模化水下天然气存储系统，包括以下步骤：
(1)铺设钢悬链线充气立管、钢悬链线排气立管和水下储气装置；
(2)将ADCPⅠ、ADCPⅡ和ADCPⅢ分别布置到指定位置；
(3)通过供气设备对水下储气装置进行充气，直至压力表显示达到设定压力；
(4)当用户有用气需求时，天然气经钢悬链线排气立管进入配气设备，配气设备调节天然气压力，将压力降至用户所需压力的天然气输送给用户。
实施例2
如图2-3所示，本实施例提供了一种适用于沿海城市、海岛、海洋平台的规模化水下天然气存储系统，包括供气设备、水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统、钢悬链线排气立管系统和配气设备；
所述供气设备包括配气站23和压气站，所述压气站内设置天然气压缩机25，所述配气站23的进口端外接天然气输运干线，出口端与所述天然气压缩机25相连通，所述配气站23与所述天然气压缩机25之间设置调节阀24；所述天然气压缩机25的出口端与所述钢悬链线充气立管3相连通；所述天然气输运干线上设置干线截断阀室21，所述配气站23的进口端设置安全阀Ⅰ22；所述配气站23内设置天然气处理及调压装置；所述配气站23与所述压气站通过输气管道相连通；
所述配气设备包括调压站，所述调压站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述调压站的进口端相连通，所述调压站的进口端设置安全阀Ⅱ；
所述水下储气装置包括气囊6、腱组7和压载装置8；所述腱组7用于连接所述气囊6的上下两端；所述气囊6与所述腱组7固定连接，所述压载装置8用于将所述气囊6与所述腱组7固定于海床上；所述水下储气装置还包括安装于所述气囊顶部的压力表9，用于测量所述气囊6中压缩天然气的压力；当所述气囊6充气后，部分气囊在所述腱组7之间凸出，使所述腱组7近似承担所述水下储气装置的全部载荷；
所述立管应力监测系统，包括两台应变仪20以及位于水面的ADCPⅠ11、位于水中的ADCPⅡ12和位于海床的ADCPⅢ13；所述ADCPⅠ11用于监测水面的海流轮廓；所述ADCPⅡ12用于监测水中部的海流轮廓；所述ADCPⅢ13用于监测水底部的海流轮廓；所述天然气存储系统还包括用于将所述水下储气装置布置到指定位置的水下机器人Ⅰ10；所述立管应力监测系统还包括用于布置所述ADCPⅡ12和所述ADCPⅢ13的水下机器人Ⅱ14
所述钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ1、螺旋导板Ⅰ2、钢悬链线充气立管3、阀站Ⅰ4和截止阀Ⅰ5；所述压气站的出口端通过所述柔性接头Ⅰ1与所述钢悬链线充气立管3的进口端相连通；所述螺旋导板Ⅰ3套设于所述钢悬链线充气立管3外侧；所述钢悬链线充气立管3的出口端通过所述截止阀Ⅰ5与所述阀站Ⅰ4相连通，所述阀站Ⅰ4与所述气囊6相连通；
所述钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ15、螺旋导板Ⅱ16、钢悬链线排气立管17、阀站Ⅱ18和截止阀Ⅱ19；所述阀站Ⅱ18与所述气囊6相连通；所述钢悬链线排气立管17的进口端通过所述截止阀Ⅱ19与所述阀站Ⅱ18相连通；所述螺旋导板Ⅱ16套设于所述钢悬链线排气立管17外侧；所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述调压站相连通；
所述钢悬链线充气立管3的进口端和所述钢悬链线排气立管17的出口端分别设置一台用于监测立管顶部张力的所述应变仪20。
采用上述规模化水下天然气存储系统，应用于沿海城市、海岛、海洋平台的天然气存储方法，具体包括如下步骤：
(1)选择用气需求较大的沿海城市海岸和深度超过25米、坡度低于30°的海床作为系统布置区域；
(2)对城市配气系统进行调试；
(3)在陆地上，组装水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统和钢悬链线排气立管系统；
(4)铺设钢悬链线充气立管、钢悬链线排气立管和水下储气装置，由水下机器人Ⅰ将水下储气装置布置于指定位置；
(5)通过水下机器人Ⅱ，将位于水中的ADCPⅡ和位于海床的ADCPⅢ布置到指定位置；
(6)在压气站内，利用天然气压缩机对配气站管路出口端的天然气加压，得到一定压力的压缩天然气；当出站压力高于其设定值时，减小调节阀开度，使出站压力下降，直至出站压力不高于其设定值为止；当进站压力不低于其设定值，出站压力不高于其设定值，出站流量也不高于其设定值时，增大调节阀开度；
(7)对水下储气装置进行充气，直至压力表显示各个储气装置均达到设定压力；
(8)当用户端有供气需求时，压缩天然气经过阀站和截止阀通过钢悬链线排气立管进入调压站，调节调压器使压缩天然气降压至用户所需压力，通过天然气输气管网对用户进行供气。
实施例3
如图3所示，本实施例提供了一种适用于水下天然气开采海域的规模化水下天然气存储系统，包括供气设备、多个水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统、钢悬链线排气立管系统和配气设备；
所述供气设备包括钢悬链线开采立管系统和可移动的海上天然气处理压缩平台；
所述可移动的海上天然气处理压缩平台上安装有天然气处理压缩系统，所述天然气处理压缩系统包括依次连通的相分离处理系统28、甜化处理系统29、压缩机Ⅰ31、脱水系统32、低温分离系统33和压缩机Ⅱ34，所述甜化处理系统29与所述压缩机Ⅰ31之间设置调节阀Ⅰ，所述低温分离系统33与所述压缩机Ⅱ32之间设置调节阀Ⅱ；所述压缩平台上还安装有与所述甜化处理系统29相连通的管线硫回收系统30；所述压缩机Ⅱ34与所述钢悬链线充气立管3相连通；
所述钢悬链线开采立管系统包括截止阀Ⅲ36、钢悬链线开采立管35、螺旋导板Ⅲ37和柔性接头Ⅲ38；开采出的初生天然气通过所述截止阀Ⅲ36输运到所述钢悬链线开采立管35；所述螺旋导板Ⅲ37套设于所述钢悬链线开采立管35外侧；所述钢悬链线开采立管35的出口端通过所述柔性接头Ⅲ38与所述相分离处理系统28相连通；所述钢悬链线开采立管35的出口端设置一台所述应变仪20；
所述配气设备包括集气站39，所述集气站39内设置调压器，所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述集气站39的进口端相连通，所述集气站39的进口端设置安全阀Ⅲ40；
所述水下储气装置包括气囊6、腱组7和压载装置8；所述腱组7用于连接所述气囊6的上下两端；所述气囊6与所述腱组7固定连接，所述压载装置8用于将所述气囊6与所述腱组7固定于海床上；所述水下储气装置还包括安装于所述气囊顶部的压力表9，用于测量所述气囊6中压缩天然气的压力；所述天然气存储系统还包括用于将所述水下储气装置布置到指定位置的水下机器人Ⅰ10；
所述立管应力监测系统，包括三台应变仪20、位于海洋平台底部浮筒的ADCPⅠ11、位于水中的ADCPⅡ12和位于海床的ADCPⅢ13；所述ADCPⅠ11用于监测海水上部的海流轮廓；所述ADCPⅡ12用于监测水中部的海流轮廓；所述ADCPⅢ13用于监测水底部的海流轮廓；所述立管应力监测系统还包括用于布置所述ADCPⅡ12和所述ADCPⅢ13的水下机器人Ⅱ14；
所述钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ1、螺旋导板Ⅰ2、钢悬链线充气立管3、阀站Ⅰ4和截止阀Ⅰ5；所述压缩机Ⅱ32通过所述柔性接头Ⅰ1与所述钢悬链线充气立管3的进口端相连通；所述螺旋导板Ⅰ3套设于所述钢悬链线充气立管3外侧；所述钢悬链线充气立管3的出口端通过所述截止阀Ⅰ5与所述阀站Ⅰ4相连通，所述阀站Ⅰ4与所述气囊6相连通；
所述钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ15、螺旋导板Ⅱ16、钢悬链线排气立管17、阀站Ⅱ18和截止阀Ⅱ19；所述阀站Ⅱ18与所述气囊6相连通；所述钢悬链线排气立管17的进口端通过所述截止阀Ⅱ19与所述阀站Ⅱ18相连通；所述螺旋导板Ⅱ16套设于所述钢悬链线排气立管17外侧；所述钢悬链线排气立管17的出口端通过所述柔性接头Ⅱ15与所述集气站39相连通；
三台所述应变仪20分别安装于所述钢悬链线开采立管35的出口端、所述所述钢悬链线充气立管3的进口端以及所述钢悬链线排气立管17的出口端。
采用上述规模化水下天然气存储系统，应用于水下天然气开采海域的天然气存储方法，具体包括如下步骤：
(1)选择深度超过25米、坡度低于30°、水下天然气资源丰富的海域作为系统布置区域；
(2)利用可移动的海上天然气处理压缩平台，该平台上安装用于天然气处理和压缩的系统和设备；
(3)在陆地上，调试供气设备及配气设备；组装水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统和钢悬链线排气立管系统；
(4)铺设钢悬链线开采立管、钢悬链线充气立管、钢悬链线排气立管和水下储气装置，通过水下机器人Ⅰ将水下储气装置布置于指定位置；
(5)通过水下机器人Ⅱ，将位于水中的ADCPⅡ和位于海床的ADCPⅢ布置到指定位置；
(6)对水下天然气进行开采，其中初生天然气经过钢悬链线开采立管进入天然气处理压缩系统；
(7)启动天然气处理压缩系统，在相分离系统中，初生天然气被分离成气体、固体、水和凝析油，气体经过甜化处理系统，气体中的酸气经CO2放空后再经过硫回收系统提取出固体硫，其余气体被压缩机Ⅰ压缩后进入脱水系统，气体中的水被提取，其余气体进入低温分离系统，气体中的凝析油被再次提取，其余气体被压缩机Ⅱ压缩后通过管路排出该天然气处理压缩系统；
(8)净化后的压缩天然气进入钢悬链线充气立管，经过截止阀和阀站后进入气囊进行充气，直至压力表显示各个储气装置均达到设定压力；
(9)当用户端有供气需求时，压缩天然气经过阀站和截止阀通过钢悬链线排气立管进入集气站，然后进入输气干线进行远距离天然气输运。
考虑到天然气和氢气作为燃料相似的物理化学性质，可以将水下天然气存储改进为水下氢气存储，作为未来氢气能源规模化存储的一种备选方案。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各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，或者对其中部分或者全部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范围。

Claims (8)

1.一种规模化水下天然气存储系统，其特征在于，包括水下储气装置、立管应力监测系统、钢悬链线充气立管系统和钢悬链线排气立管系统；
所述水下储气装置包括气囊、腱组和压载装置；所述腱组用于连接所述气囊的上下两端；所述气囊与所述腱组固定连接，所述压载装置用于将所述气囊与所述腱组固定于海床上；所述水下储气装置还包括安装于所述气囊顶部的压力表，用于测量所述气囊中压缩天然气的压力；
所述立管应力监测系统，包括应变仪、位于海水上部的ADCPⅠ、位于水中的ADCPⅡ和位于海床的ADCPⅢ；所述ADCPⅠ用于监测海水上部的海流轮廓；所述ADCPⅡ用于监测水中部的海流轮廓；所述ADCPⅢ用于监测水底部的海流轮廓；
所述钢悬链线充气立管系统，包括柔性接头Ⅰ、螺旋导板Ⅰ、钢悬链线充气立管、阀站Ⅰ和截止阀Ⅰ；输送天然气的供气设备通过所述柔性接头Ⅰ与所述钢悬链线充气立管的进口端相连通；所述螺旋导板Ⅰ套设于所述钢悬链线充气立管外侧；所述钢悬链线充气立管的出口端通过所述截止阀Ⅰ与所述阀站Ⅰ相连通，所述阀站Ⅰ与所述气囊相连通；
所述钢悬链线排气立管系统，包括柔性接头Ⅱ、螺旋导板Ⅱ、钢悬链线排气立管、阀站Ⅱ和截止阀Ⅱ；所述阀站Ⅱ与所述气囊相连通；所述钢悬链线排气立管的进口端通过所述截止阀Ⅱ与所述阀站Ⅱ相连通；所述螺旋导板Ⅱ套设于所述钢悬链线排气立管外侧；所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与用于配送天然气至用户的配气设备相连通；
所述钢悬链线充气立管的进口端和所述钢悬链线排气立管的出口端分别设置一台用于监测立管顶部张力的所述应变仪。
2.根据权利要求1所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述天然气存储系统还包括用于将所述水下储气装置布置到指定位置的水下机器人Ⅰ。
3.根据权利要求1所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述立管应力监测系统还包括用于布置所述ADCPⅡ和所述ADCPⅢ的水下机器人Ⅱ。
4.根据权利要求1所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述供气设备包括配气站和压气站，所述压气站内设置天然气压缩机，所述配气站的进口端外接天然气输运干线，出口端与所述天然气压缩机相连通，所述配气站与所述天然气压缩机之间设置调节阀；所述天然气压缩机的出口端与所述钢悬链线充气立管相连通；所述天然气输运干线上设置干线截断阀室，所述配气站的进口端设置安全阀Ⅰ；所述配气站内设置天然气处理及调压装置。
5.根据权利要求4所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述配气设备包括调压站，所述调压站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与所述调压站的进口端相连通，所述调压站的进口端设置安全阀Ⅱ。
6.根据权利要求1所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述供气设备包括钢悬链线开采立管系统和可移动的海上天然气处理压缩平台；
所述可移动的海上天然气处理压缩平台上安装有依次连通的相分离处理系统、甜化处理系统、压缩机Ⅰ、脱水系统、低温分离系统和压缩机Ⅱ，所述甜化处理系统与所述压缩机Ⅰ之间设置调节阀Ⅰ，所述低温分离系统与所述压缩机Ⅱ之间设置调节阀Ⅱ；所述压缩平台上还安装有与所述甜化处理系统相连通的管线硫回收系统；所述压缩机Ⅱ与所述钢悬链线充气立管相连通；
所述钢悬链线开采立管系统包括截止阀Ⅲ、钢悬链线开采立管、螺旋导板Ⅲ和柔性接头Ⅲ；开采出的初生天然气通过所述截止阀Ⅲ输运到所述钢悬链线开采立管；所述螺旋导板Ⅲ套设于所述钢悬链线开采立管外侧；所述钢悬链线开采立管的出口端通过所述柔性接头Ⅲ与所述相分离处理系统相连通；所述钢悬链线开采立管的出口端设置一台所述应变仪。
7.根据权利要求6所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，所述配气设备包括集气站，所述集气站内设置调压器，所述钢悬链线排气立管的出口端通过所述柔性接头Ⅱ与所述集气站的进口端相连通，所述集气站的进口端设置安全阀Ⅲ。
8.一种规模化水下天然气存储方法，采用权利要求1所述的规模化水下天然气存储系统，其特征在于，包括以下步骤：
(1)铺设钢悬链线充气立管、钢悬链线排气立管和水下储气装置；
(2)将ADCPⅠ、ADCPⅡ和ADCPⅢ分别布置到指定位置；
(3)通过供气设备对水下储气装置进行充气，直至压力表显示达到设定压力；
(4)当用户有用气需求时，天然气经钢悬链线排气立管进入配气设备，配气设备调节天然气压力，将压力降至用户所需压力的天然气输送给用户。
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