CN113439053A - 液化气气化装置及具备该液化气气化装置的浮体设备 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种能够不增大初期投资而将在蒸发气体焚烧处理时产生的蒸汽冷凝的液化气气化装置。液化气气化装置具备：将LNG加热而气化的气化器(25)；与气化器(25)连接，并且供二元醇循环的二元醇循环路径(38)；使在LNG箱(3)产生的BOG燃烧而生成蒸汽的再气化锅炉(30)；使在再气化锅炉(30)生成的蒸汽与在二元醇循环路径(38)循环的二元醇进行热交换的蒸汽热交换器(60)；以及进行不在气化器(25)加热LNG，而在再气化锅炉(30)对在LNG箱(3)产生的BOG进行焚烧处理的GCU模式时的控制的控制部，在GCU模式时，控制部将在再气化锅炉(30)产生的蒸汽向蒸汽热交换器(60)输送。

Description

液化气气化装置及具备该液化气气化装置的浮体设备
技术领域
本发明涉及一种将液化气气化的液化气气化装置及具备该液化气气化装置的浮体设备。
背景技术
如专利文献1所示，已知将LNG在向外部供给时再气化的技术。
现有技术文献
专利文献
专利文献1：日本特表2002-506960号公报
发明所要解决的技术问题
在再气化时，LNG箱内的LNG被消耗，因此LNG箱内的压力可能会过度地上升。但是，在未再气化的情况下，LNG箱内的压力可能会因不可避免的侵入热等而产生蒸发气体(BOG)，从而LNG箱内的压力过度地上升。在该情况下，将BOG从LNG箱取出并在GCU(GasCombustion Unit，气体燃烧装置)进行焚烧处理。
当为了对BOG进行焚烧处理，而作为设备具备GCU时，存在需要设置空间，或初期投资增加这样的问题。为了解决这些问题，在作为将LNG再气化时使用的热源是具备再气化锅炉(Regas boiler)的设备的情况下，可以考虑将再气化锅炉兼用作GCU。
但是，将再气化锅炉用作GCU的情况下，需要用来将在再气化锅炉产生的蒸汽冷凝的大容量的冷凝器，从而存在初期投资增大这样的问题。
发明内容
本发明是鉴于这样的情况做成的，其目的在于，提供一种能够不增大初期投资而将在蒸发气体焚烧处理时产生的蒸汽冷凝的液化气气化装置及具备该液化气气化装置的浮体设备。
用于解决技术问题的技术手段
本发明的一方式的液化气气化装置具备：气化器，该气化器将液化气加热而气化；
防冻液循环路径，该防冻液循环路径与所述气化器连接，并且供防冻液循环；锅炉，该锅炉使在液化气箱产生的蒸发气体燃烧而生成蒸汽；蒸汽热交换器，该蒸汽热交换器使在所述锅炉生成的蒸汽与在所述防冻液循环路径循环的防冻液进行热交换；以及控制部，该控制部进行蒸发气体焚烧处理模式时的控制，该蒸发气体焚烧处理模式不在所述气化器加热液化气，而在所述锅炉对在所述液化气箱产生的蒸发气体进行焚烧处理，在所述蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部将在所述锅炉产生的蒸汽向所述蒸汽热交换器输送。
在蒸发气体焚烧处理模式时，将在锅炉产生的蒸汽向蒸汽热交换器输送。在蒸汽热交换器，在蒸汽与防冻液之间进行热交换，从而经由在防冻液循环路径循环的防冻液散热。由此，不需要设置蒸发气体焚烧处理模式时所需的大型的冷凝器，能够抑制初期投资。
作为防冻液，能够使用例如乙二醇等二元醇。
进一步的，在本发明的一方式的液化气气化装中，具备海水热交换器，该海水热交换器设置于所述防冻液循环路径，并使防冻液与海水进行热交换，在蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部进行控制，以在所述海水热交换器从防冻液向海水进行散热。
在防冻液循环路径具备海水热交换器，经由海水热交换器从防冻液向海水散热。由此，能够有效地将蒸汽的冷凝热向外部散热。
此外，当在气化器气化液化气的情况下，海水热交换器能够用于通过海水来加热通过气化器后的防冻液。
进一步的，在本发明的一方式的液化气气化装中，具备：蒸汽涡轮机；以及凝结器，该凝结器使从所述蒸汽涡轮机排出的蒸汽冷凝，在蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部将在所述锅炉产生的蒸汽向所述凝结器输送。
还向凝结器输送蒸汽，从而在凝结器也能够散热。由于不需要在凝结器使全部的蒸汽冷凝，因此不需要使凝结器大型化。例如，控制部也可以进行如下控制：首先在凝结器使蒸汽冷凝，当冷凝量超过规定值时，在蒸汽热交换器使蒸汽冷凝。
另外，在本发明的一方式的浮体设备中，蒸汽的任意记载的液化气气化装置、贮存液化气的液化气箱、以及所述气化器将从所述液化气箱引导的液化气气化。
通过具备上述的液化气气化装置，能够提供紧凑的浮体设备。作为浮体设备，能够列举出例如FSRU(Floating Storage and Regasification Unit，浮式储存再气化装置)。
此外，本方式的发明能够与上述各方式的发明进行组合。
发明的效果
由于在防冻液循环路径散热，因此能够不增大初期投资而使在蒸发气体焚烧处理时产生的蒸汽冷凝。
附图说明
图1是应用于本发明的一实施方式的FSRU的LNG气化设备，是表示开循环时的概略结构图。
图2是图1的LNG气化设备，是表示组合循环时的概略结构图。
图3是图1的LNG气化设备，是表示GCU模式时的概略结构图。
具体实施方式
以下，参照附图，对本发明的实施方式进行说明。
[第一实施方式]
以下，对本发明的第一实施方式进行说明。
图1示出了作为将液化天然气的LNG(液化气)气化而向外部供给的LNG气化装置(液化气气化装置)1的概略结构。LNG气化装置1设置于作为浮体设备的FSRU(FloatingStorage and Regasification Unit，浮式储存再气化装置)。
FSRU除了LNG气化装置1之外，还具备LNG箱3和柴油发动机(发电用发动机)5。作为柴油发动机5，能够使用DFDE(Dual Fuel Diesel Engine，双燃料柴油发动机)发动机，该DFDE发动机能够使用油燃料和气体燃料这两者。
在LNG箱3内贮存有LNG。在LNG箱3的上方滞留有因侵入热等而不可避免地产生的BOG(蒸发气体)。BOG经由BOG供给配管7被导向柴油发动机5。在BOG供给配管7设置有BOG压缩机9和BOG冷却热交换器10。在通过BOG压缩机9将BOG升压至柴油发动机5所要求的压力之后，通过BOG冷却热交换器10将BOG冷却。由BOG冷却热交换器10冷却后的BOG被导向柴油发动机5。
柴油发动机5驱动未图示的发电机。被柴油发动机5驱动的发电机发出FSRU内所需的电力。
在柴油发动机5设置有增压器12。增压器12设置有未图示的排气涡轮机和空气压缩机。排气涡轮机和空气压缩机由共用的轴连结而一起旋转。
通过增压器12的排气涡轮机后的排气被导向排气节能器14。排气旁通配管15被设置为绕过排气节能器14。在使用排气节能器14的情况下，关闭旁通阀15a。此外，在本实施方式中，用涂黑表示的阀意味着关闭，用空心表示的阀意味着打开。因此，在使用排气节能器14的情况下，设置于排气节能器14的上游侧的排气节能器阀14a被设为打开。
被增压器12的空气压缩机压缩后的空气在空气冷却器16被冷却后被导向柴油发动机5。
LNG箱3内的LNG被设置于LNG箱3内的LNG泵18导向设置于LNG箱3的外部的气液分离器20。在气液分离器20被和气相分离后的LNG由送液泵(液化气泵)22通过LNG配管23导向气化器25。LNG泵18和送液泵22是电动泵。在气化器25被气化后的LNG经由送气配管26向外部供给。LNG泵18和送液泵22的起动停止、转速的控制由未图示的控制部进行。
LNG气化装置1除了气化器25之外，还具备：再气化(Regas)锅炉30、蒸汽涡轮机32、蒸汽涡轮发电机34、凝结器36、以及二元醇循环路径(防冻液循环路径)38。
在再气化锅炉(锅炉)30连接有锅炉用BOG供给配管40，该锅炉用BOG供给配管40在BOG压缩机9的下游侧从BOG供给配管7分支出来。再气化锅炉30将由锅炉用BOG供给配管40引导的BOG作为燃料而动作。此外，再气化锅炉30也可以通过燃料油来动作。
再气化锅炉30的水鼓30a经由鼓水泵42而与排气节能器14内的蒸发器44连接。在蒸发器44被加热后的水被导向再气化锅炉30的蒸汽鼓30b。通过供水泵48从供水箱46经由供水配管47向蒸汽鼓30b供水。
从再气化锅炉30的蒸汽鼓30b经由船内蒸汽供给阀51向FSRU内(船内)的蒸汽需要部50供给蒸汽。
在再气化锅炉30的蒸汽鼓30b与蒸汽涡轮机32之间设置有蒸汽涡轮机用蒸汽配管52。在蒸汽涡轮机用蒸汽配管52的中途位置设置有过热器53。过热器53设置于排气节能器14内。在蒸汽涡轮机用蒸汽配管52，在过热器53与蒸汽涡轮机32之间设置有蒸汽截止阀54和蒸汽调节阀55。蒸汽截止阀54和蒸汽调节阀55由未图示的控制部控制。
在蒸汽涡轮机用蒸汽配管52，在过热器53的上游侧设置有分支点P。在分支点P与凝结器36之间设置有蒸汽放泄配管57，该蒸汽放泄配管57使蒸汽鼓30b内的蒸汽绕过蒸汽涡轮机32而向凝结器36排气。在蒸汽放泄配管57设置有蒸汽放泄阀58。蒸汽放泄阀58由未图示的控制部控制，并且在通常运转时被设为关闭。
在再气化锅炉30的蒸汽鼓30b与设置于二元醇循环路径38的蒸汽热交换器60之间设置有蒸汽供给配管62。在蒸汽供给配管62设置有蒸汽供给阀63。蒸汽供给阀63由未图示的控制部控制。在蒸汽热交换器60加热二元醇之后的蒸汽成为放泄水，并经由放泄水配管65被导向供水箱46。此外，作为二元醇，可以使用例如乙二醇。
蒸汽涡轮机32通过蒸汽而旋转，并且绕旋转轴33旋转。旋转轴33与蒸汽涡轮发电机34连接，并驱动蒸汽涡轮发电机34。由蒸汽涡轮发电机34发出的电力被用作船内的所需电力，被用于例如输送LNG的送液泵22、用来使二元醇循环的循环泵67。
在蒸汽涡轮机32结束工作后的蒸汽被引导到凝结器36。在凝结器36被冷凝后的冷凝水经由凝结水泵69被导向供水箱46。海水作为对蒸汽进行冷却的热介质被引导到凝结器36内。
在二元醇循环路径38设置有海水热交换器72。在海水热交换器72中，由海水泵70经由海水取水配管71导入的海水与二元醇进行热交换。在海水热交换器72结束了热交换的海水经由排水配管73向海洋排放。海水泵70由未图示的控制部控制。
二元醇循环路径38在海水热交换器72的上游侧具备循环泵67。二元醇通过循环泵67以海水热交换器72、蒸汽热交换器60以及气化器25的顺序循环。循环泵67是电动泵，并由未图示的控制部控制。
控制部由例如CPU(Central Processing Unit，中央处理器)、RAM(Random AccessMemory，随机存取存储器)、ROM(Read Only Memory，只读存储器)以及计算机能够读取的存储介质等构成。并且，用于实现各种功能的一系列的处理作为一例以程序的形式存储于存储介质等，通过CPU将该程序读取至RAM等，并执行信息的加工/运算处理，从而实现各种功能。此外，程序可以应用预先安装于ROM、其他的存储介质的方式、以存储于计算机能够读取的存储介质的状态提供的方式、经由基于有线或无线的通信手段发布的方式等。计算机能够读取的存储介质是指：磁盘、磁光盘、CD-ROM、DVD-ROM、半导体存储器等。
＜开循环＞
接着，对上述结构的LNG气化装置1的动作进行说明。首先，对不使用蒸汽热交换器60，而使用海水热交换器72的开循环进行说明。在开循环的情况下，用于LNG的气化的热源使用了海水，使用海水热交换器72通过海水来加热二元醇从而得到所需的热。因此，在水温较高的海域、夏季使用开循环。
在开循环中，再气化锅炉30不作为LNG气化的热源动作。再气化锅炉30的蒸汽鼓30b被用作气液分离器。控制部使鼓水泵42起动，从而将水鼓30a内的水导向蒸发器44，并使该水与在排气节能器14流动的排气进行热交换。被导向蒸发器44的水在被加热后被导向蒸汽鼓30b而被气液分离。在蒸汽鼓30b被分离后的蒸汽被导向蒸汽需要部50和蒸汽涡轮机32。被导向蒸汽涡轮机32的蒸汽通过排气节能器14的过热器53而被过热。在柴油发动机5产生的排气被导向排气节能器14。此外，在蒸汽需要部50所需的蒸汽量大于由来自排气节能器14的热回收所产生的蒸汽的情况下，导向蒸汽涡轮机32的蒸汽被切断，在即使这样蒸汽量还是不足的情况下，使再气化锅炉30运转。
控制部将蒸汽供给阀63关闭，从而使蒸汽不向蒸汽热交换器60流动。另外，控制部控制送液泵22、循环泵67、海水泵70等的运转。
从LNG箱3被引导的LNG经由LNG配管23通过送液泵22而向气化器25供给。在气化器25中，由在二元醇循环路径38流动的二元醇加热而气化。气化后的LNG经由送气配管26被导向外部的需要目标。
通过在气化器25将LNG气化而被冷却的二元醇在海水热交换器72被海水加热。被海水加热后的二元醇被导向蒸汽热交换器60。由于未从再气化锅炉30将蒸汽引导到蒸汽热交换器60，因此二元醇在蒸汽热交换器60不被加热而被导向气化器25。
＜组合(闭)循环＞
接着，参照图2，对使用蒸汽热交换器60的组合循环或闭循环进行说明。在组合循环和闭循环中，在都是用了蒸汽热交换器60这点上相同。但是，在闭循环中，不使用海水热交换器72，而在组合循环中，部分地使用海水热交换器72。
BOG从LNG箱3经由锅炉用BOG供给配管40被导向BOGが再气化锅炉30。在再气化锅炉30中，将BOG作为燃料在燃烧器(未图示)形成火焰，由此经由供水配管47供给的供水被加热而生成蒸汽。生成的蒸汽从蒸汽鼓30b被导向蒸汽需要部50。在排气节能器14产生的蒸汽也成为再气化锅炉30的辅助。在柴油发动机5产生的排气被导向排气节能器14。
控制部将蒸汽供给阀63设为打开，并且使海水泵70停止。由此，在二元醇循环路径38流动的二元醇由蒸汽热交换器60加热。
这样，在闭循环中，由于不使用海水热交换器72，因此不向海洋排放被冷却后的海水。因此，能够降低环境负担。
此外，在需要的情况下，作为组合循环，也可以向海水热交换器72供给所需量的海水来辅助地加热二元醇。
组合循环时将蒸汽调节阀55关闭，由此使排热回收的热传到FSRU侧，这在减少向再气化锅炉30的投入燃料的方面是有利的。
＜GCU模式时＞
接着，参照图3，对GCU模式时(蒸发气体焚烧处理模式时)进行说明。GCU模式时不在气化器25进行LNG的加热气化。即，是没有从外部要求LNG的气化的状态。因此，在气化器25不进行与LNG的热交换。
由于不将LNG向外部送出，因此在LNG箱3内因不可避免地侵入热等而产生BOG，从而LNG箱3内的压力上升。在LNG箱3内的压力上升至比规定压力高的情况下，控制部为了对BOG进行焚烧处理而选择GCU模式。
当选择了GCU模式时，控制部将BOG向再气化锅炉30供给。由此，BOG在再气化锅炉30被BOG进行焚烧处理。此时产生的蒸汽从蒸汽鼓30b被送至蒸汽热交换器60。即，将蒸汽供给阀63打开。此时，蒸汽调节阀55被关闭，从而不向蒸汽涡轮机32供给蒸汽，蒸汽涡轮机32被停止。
在二元醇循环路径38中，循环泵67被起动，从而二元醇进行循环。另外，海水泵70被起动，从而海水被向海水热交换器72供给。由此，向蒸汽热交换器60供给的蒸汽被二元醇冷却，放泄水被向供水箱46输送。冷却了蒸汽而温度上升后的二元醇在通过气化器25后被导向海水热交换器72。由于在气化器25没有被供给LNG，因此在气化器25中二元醇不进行热交换。但是，在海水热交换器72，二元醇被海水冷却。由此，在蒸汽热交换器60被回收的蒸汽的冷凝热通过海水热交换器72而向外部排出。
＜本实施方式的作用效果＞
根据本实施方式，起到以下的作用效果。
在GCU模式时(参照图3)，将在再气化锅炉30产生的蒸汽向蒸汽热交换器60输送。在蒸汽热交换器60，在蒸汽与二元醇之间进行热交换，从而经由在二元醇循环路径38循环的二元醇散热。即，通过在二元醇循环路径38对蒸汽进行放泄处理，从而在GCU模式时不需要设置所需的大型的冷凝器，能够抑制初期投资。
在二元醇循环路径38具备海水热交换器72，经由海水热交换器72从二元醇向海水进行散热。由此，能够有效地将BOG焚烧所产生的蒸汽的冷凝热向外部散热。
此外，也可以打开蒸汽放泄阀58，从而将蒸汽热交换器60用作凝结器36的辅助。由此，能够有效地利用现有的凝结器36。例如，控制部在GCU模式时使蒸汽供给阀63保持关闭而打开蒸汽放泄阀58，从而首先使在凝结器36放泄的蒸汽冷凝。并且，控制部计算GCU模式时的再气化锅炉30的负载，在由凝结器36回收的热量超过规定值的情况下，维持蒸汽放泄阀58的开度，并打开蒸汽供给阀63，从而利用蒸汽热交换器60。由此，能够在蒸汽热交换器60和凝结器36分配因BOG燃烧产生的蒸汽的冷凝热，从而能够将各设备抑制为适当的容量。
符号说明
1 LNG气化装置(液化气气化装置)
3 LNG箱(液化气箱)
5 柴油发动机(发电用发动机)
7 BOG供给配管
9 BOG压缩机
10 BOG冷却热交换器
12 增压器
14 排气节能器
14a 排气节能器阀
15 排气旁通配管
15a 旁通阀
16 空气冷却器
18 LNG泵
20 气液分离器
22 送液泵(液化气泵)
23 LNG配管
25 气化器
26 送气配管
30 再气化锅炉(锅炉)
30a 水鼓
30b 蒸汽鼓
32 蒸汽涡轮机
33 旋转轴
34 蒸汽涡轮发电机
36 凝结器
38 二元醇循环路径(防冻液循环路径)
40 锅炉用BOG供给配管
42 鼓水泵
44 蒸发器
46 供水箱
47 供水配管
48 供水泵
50 蒸汽需要部
51 船内蒸汽供给阀
52 蒸汽涡轮机用蒸汽配管
53 过热器
54 蒸汽截止阀
55 蒸汽调节阀
57 蒸汽放泄配管
58 蒸汽放泄阀
60 蒸汽热交换器
62 蒸汽供给配管
63 蒸汽供给阀
65 放泄水配管
67 循环泵
69 凝结水泵
70 海水泵
71 海水取水配管
72 海水热交换器
73 排水配管

Claims (4)

1.一种液化气气化装置，其特征在于，具备：
气化器，该气化器将液化气加热而气化；
防冻液循环路径，该防冻液循环路径与所述气化器连接，并且供防冻液循环；
锅炉，该锅炉使在液化气箱产生的蒸发气体燃烧而生成蒸汽；
蒸汽热交换器，该蒸汽热交换器使在所述锅炉生成的蒸汽与在所述防冻液循环路径循环的防冻液进行热交换；以及
控制部，该控制部进行蒸发气体焚烧处理模式时的控制，该蒸发气体焚烧处理模式不在所述气化器加热液化气，而在所述锅炉对在所述液化气箱产生的蒸发气体进行焚烧处理，
在所述蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部将在所述锅炉产生的蒸汽向所述蒸汽热交换器输送。
2.根据权利要求1所述的液化气气化装置，其特征在于，
具备海水热交换器，该海水热交换器设置于所述防冻液循环路径，并使防冻液与海水进行热交换，
在蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部进行控制，以在所述海水热交换器从防冻液向海水进行散热。
3.根据权利要求1或2所述的液化气气化装置，其特征在于，具备：
蒸汽涡轮机；以及
凝结器，该凝结器使从所述蒸汽涡轮机排出的蒸汽冷凝，
在蒸发气体焚烧处理模式时，所述控制部将在所述锅炉产生的蒸汽向所述凝结器输送。
4.一种浮体设备，其特征在于，具备：
权利要求1所述的液化气气化装置；以及
所述液化气箱，该所述液化气箱贮存液化气，
所述气化器将从所述液化气箱导入的液化气气化。
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