CN113654373A - 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺 - Google Patents

基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN113654373A
CN113654373A CN202110989717.3A CN202110989717A CN113654373A CN 113654373 A CN113654373 A CN 113654373A CN 202110989717 A CN202110989717 A CN 202110989717A CN 113654373 A CN113654373 A CN 113654373A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
heat exchanger
condenser
voc
intermediate medium
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.)
Pending
Application number
CN202110989717.3A
Other languages
English (en)
Inventor
朱建鲁
李玉星
王武昌
胡其会
韩辉
刘翠伟
刘金华
李子禾
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.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
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
Application filed by China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202110989717.3A priority Critical patent/CN113654373A/zh
Publication of CN113654373A publication Critical patent/CN113654373A/zh
Priority to PCT/CN2021/133647 priority patent/WO2023024301A1/zh
Priority to AU2021427875A priority patent/AU2021427875B2/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B7/00—Combinations of two or more condensers, e.g. provision of reserve condenser
    • 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
    • F25D—REFRIGERATORS; COLD ROOMS; ICE-BOXES; COOLING OR FREEZING APPARATUS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F25D3/00—Devices using other cold materials; Devices using cold-storage bodies
    • F25D3/10—Devices using other cold materials; Devices using cold-storage bodies using liquefied gases, e.g. liquid air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F28B9/04—Auxiliary systems, arrangements, or devices for feeding, collecting, and storing cooling water or other cooling liquid

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明涉及一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺，包括三级冷凝循环系统，中间介质分别采用但不限于乙烷、丙烷、乙二醇和水。LNG依次对乙烯、丙烷、乙二醇和水进行冷却。VOC先进入第三冷凝器被冷却后的乙二醇和水进行一级冷凝，然后进入第三分离器进行第一次气液分离；剩余气体进入第二冷凝器被冷却后的丙烷进行二级冷凝，随后进入第二分离器进行第二次气液分离；剩余气体进入第一冷凝器被冷却的乙烷进行三级冷凝，随后进入第一分离器进行第三次气液分离，排出气体为符合排放标准的气体。本发明能实现VOC的冷凝回收以及LNG的冷能利用，既能达到排放标准，又减少了能源损耗，同时还解决了传统双动力船舶中LNG气化过程产生的冷量的浪费问题。

Description

基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统及工艺
技术领域
本发明属于气体处理领域，具体涉及基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺。
背景技术
公开该背景技术部分的信息仅仅旨在增加对本发明的总体背景的理解，而不必然被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已经成为本领域一般技术人员所公知的现有技术。
原油运输船舶或油轮是原油的主要海上运输工具。原油属于多种液态烃的混合物，烃组分具有很强的挥发性，因此在原油存储、运输和装卸过程中会产生大量的VOC(volatile organic compounds，挥发性有机物)气体，原油运输船中设置多个原油储罐(cargo tank)，存储其中的原油会在运输过程中蒸发并生成VOC。安全起见，为了维持原油储罐的压力，在原油储罐内生成的VOC需要被排出到外部。然而，VOC气体的直接排放不仅会造成大量的能源浪费，还会造成严重的环境污染。因此各国和国际海事组织都对VOC的排放标准有严格的要求。目前广泛使用的VOC回收方法主要有冷凝法和吸附法。吸附法主要用于重烃组分不高的情况，无法连续使用(如活性炭吸附后不可再生)和使用范围比较狭小。相比较而言，冷凝法是适用性更强的方法，但其净化程度受冷凝温度限制，冷凝温度要达到-110℃左右才能保证VOC的回收率达到国家排放标准。并且VOC气体的组分会随原油产地的不同而不同，相应的制冷系统的制冷量要求也会变化，所以要求制冷系统有一定的制冷量调节能力。
另一方面，由于近年来环保要求越来越严格，船舶硫化物排放标准也越来越高，需要添加价格昂贵、体积庞大的脱硫脱硝装置才能使最终排放的尾气达到相应要求。而使用LNG作为燃料则是一种非常好的解决方案，能基本上使船舶的VOC排放达标。但是纯LNG燃料船的成本高昂，因此LNG双燃料船就成为了更好的选择，是未来船舶的发展趋势，目前已有LNG与柴油的双燃料动力船舶的实船，同时船厂该类船舶的订单数量也逐年增加。
但是，目前的VOC冷凝回收系统存在很多问题，常规的VOC冷凝系统中采用的换热器是普通管壳式换热器，换热效率低且体积大。最主要的问题是，由于VOC成分复杂且含有水分，在使用单一换热器进行冷凝时，必然会出现VOC还没有完全被冷凝时，其中的水在低温下结冰以及凝点较高的组分凝结为固体的现象。前者会造成冰堵，后者则会附着在换热器壁，两者都会大大降低换热效率，使换热器不能正常工作。以往的解决办法是设置两套冷凝系统交替工作，一套正常运行时另一套则进行化霜以保证始终有一套冷凝系统正常工作。但是这样不仅增大了建设投资费用和运营费用，同时也占用了更多的船上面积，经济性不高。此外，LNG在做船用燃料时需要先气化，而气化过程的大量冷量往往是得不到利用的，造成了很大的资源浪费。
发明内容
本发明的目的是针对采用LNG与柴油的双燃料动力船舶尤其是大型油轮在储运原油过程中产生的VOC挥发气体，提供一种将利用LNG气化的冷量将VOC再液化并用作燃料的船用VOC冷凝液化系统及方法。
本发明能实现VOC的冷凝回收以及LNG的冷能利用，既能达到排放标准，又减少了能源损耗，同时还解决了传统双动力船舶中LNG气化过程产生的冷量的浪费问题。
为实现上述技术目的，本发明采用如下技术方案：
本发明的第一个方面，提供了一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，所述系统为三级冷凝循环系统，包括：第一冷凝器、第一分离器、第一换热器、第二冷凝器、第二分离器、第二换热器、第三冷凝器、第三分离器、第三换热器；
所述第一换热器的气体进口与LNG气体管道相连，所述第一换热器的气体出口与第二换热器的气体进口相连；所述第二换热器的气体出口与第三换热器的气体进口相连；
VOC管道与所述第三冷凝器的气体进口相连，所述第三冷凝器的气体出口与第三分离器的气体进口相连，所述第三分离器的气体出口与第二冷凝器的气体进口相连，所述第二冷凝器的气体的气体出口与第二分离器的气体进口相连，第二分离器的气体出口与第一冷凝器的气体进口相连，所述第一冷凝器的气体出口与第一分离器的气体进口相连；
所述第一冷凝器的液体进口与第一换热器的液体出口相连，所述第二冷凝器的液体进口与第二换热器的液体出口相连，第三冷凝器的液体进口与第三换热器的液体出口相连。
本发明研发了一种适合LNG双燃料船的VOC冷凝回收系统，能够实现逐级对VOC进行充分冷凝以避免出现冰堵等现象，同时能将LNG气化时产生的大量冷量加以利用，既能节约资源又大大减少了投资费用。
本发明的第二个方面，提供了一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺，包括：
LNG依次对乙烯、丙烷、乙二醇和水的混合液进行冷却，得到冷却后的乙烯、丙烷、乙二醇和水的混合液；
VOC先与冷却后的乙二醇和水的混合液进行接触，进行一级冷凝，再进行一次气液分离，得到一次气液分离后的VOC；
所述一次气液分离后的VOC先与冷却后的丙烷接触，进行二次冷凝，再进行二次气液分离，得到二次气液分离后的VOC；
所述二次气液分离后的VOC先与冷却后的乙烯接触，进行三次冷凝，再进行三次气液分离，即得。
本发明的第三个方面，提供了任一上述的系统在气体处理领域中的应用。
本发明的有益效果在于：
(1)本发明能对运营期间石油货物舱蒸发的VOC进行回收和液化，用于船上的双燃料发动机。通过将挥发性有机化合物与液化天然气结合起来，作为燃料使用，不仅能达到大量减少二氧化碳排放这样显著的环境效益，还大大减少了原油的损失和LNG冷量的浪费。
(2)本申请的操作方法简单、成本低、具有普适性，易于规模化生产。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1为本申请系统的结构示意图。
其中，E101第一换热器、E102第二换热器、E103第三换热器、E104第一冷凝器、E105第二冷凝器、E106第三冷凝器、E107预热器、V101第一分离器、V102第二分离器、V103第三分离器、MIX100混合器、P100泵、Q100电能、Q101冷量。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本发明使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺，包括三级冷凝循环系统，中间介质分别采用但不限于乙烯、丙烷、乙二醇和水，乙烷、丙烷、丁烷、氨，制冷剂R22、制冷剂R410、制冷剂R44，二氧化碳，对VOC进行三级冷凝。共有三个换热器、三个冷凝器以及三个气液分离器。LNG进入第一换热器冷却乙烷，随后进入第二换热器冷却丙烷，最后进入第三换热器冷却乙二醇和水后以气体形式排出。VOC先进入第三冷凝器被冷却后的乙二醇和水进行一级冷凝，然后进入第三分离器进行第一次气液分离；剩余气体进入第二冷凝器被冷却后的丙烷进行二级冷凝，随后进入第二分离器进行第二次气液分离；剩余气体进入第一冷凝器被冷却的乙烷进行三级冷凝，随后进入第一分离器进行第三次气液分离，排出气体为符合排放标准的气体。
在一些实施例中，换热器温度递减，一般分为三级，高温换热器目的是将水脱出来，防止结冰，一般温度是大于0℃；中温换热器，温度一般是根据VOC的组成，温度在-30到-60℃；低温换热器温度是-80到-120℃，如果VOC中没有低沸点组成，低温换热器可以省去。
在一些实施例中，所述第一换热器、第二换热器、第三换热器中分别填充有不同的中间介质，第一换热器的中间介质的凝固点低于第二换热器；所述第二换热器的中间介质的凝固点低于第三换热器。
在一些实施例中，所述中间介质包括：乙烯、丙烷、乙二醇和水。优选地，乙二醇和水的混合溶液中，乙二醇的体积份数为20-60％。
在一些实施例中，所述第一冷凝器的液体出口与第一换热器的液体进口相连。
在一些实施例中，所述第二冷凝器的液体出口与第二换热器的液体进口相连。
在一些实施例中，所述第三冷凝器的液体出口与第三换热器的液体进口相连。
在一些实施例中，所述所述VOC管道与所述第三冷凝器的气体进口之间还设置有气体混合器和预热器。
在一些实施例中，所述气体混合器的进气端分别与氮气管道和VOC管道相连。
下面结合具体的实施例，对本发明做进一步的详细说明，应该指出，所述具体实施例是对本发明的解释而不是限定。
实施例1：
LNG：LNG先与-90℃的乙烯进行初次换热，温度由-162℃变为-93.56℃，然后和-30℃丙烷进行二次换热，温度变为-55.75℃，最后再与5℃的乙二醇水溶液进行换热，温度变为2.817℃。
VOC：50℃的VOC与50℃的氮气进行混合，混合后温度变为13.15℃，再将混合物加热到50℃，加热后的物质首先进行预冷，其冷源来自经过换热器冷端的乙二醇溶液(0℃)，预冷后温度降到5℃，然后进行气液分离，脱除其中的水气等高凝固点物质，分离后的气体1进行冷凝，冷源来自经过换热器冷端的丙烷(-40℃)，冷凝后气体温度降为-40℃，然后分离，脱除其中的烃类物质，分离后的气体2再和-100℃的乙烯进行换热，换热后温度变为-80℃，最后，再进行气液分离。
中间介质：中间介质主要由中间介质换热器进行换热，上面为冷端，下面为热端。
-90℃的乙烯首先和-162℃的LNG在冷端进行换热，温度变为-100℃，在和-40℃的气体2在热端进行换热，温度变为-90℃，以此循环。
-30℃的丙烷首先和经过一次升温的LNG(-93.56℃)进行换热，换热后温度变为-40℃，再和5℃的气体1进行换热，换热后温度变为-30摄氏度，以此循环。
5℃的乙二醇水溶液首先和经过两次升温的LNG(-55.75℃)进行换热，换热后温度变为0℃，再和加热到50℃的氮气和VOC的混合物进行换热，换热后温度变为5℃，再用泵将溶液输到换热器冷端，以此循环。
实施例2
一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺，包括三级冷凝循环系统，中间介质分别采用但不限于乙烯、丙烷、乙二醇和水，乙烷、丙烷、丁烷、氨，制冷剂R22、制冷剂R410、制冷剂R44，二氧化碳，对VOC进行三级冷凝。共有三个换热器、三个冷凝器以及三个气液分离器。LNG进入第一换热器E101冷却乙烷，随后进入第二换热器E102冷却丙烷，最后进入第三换热器E103冷却乙二醇和水后以气体形式排出。VOC先进入第三冷凝器E106被冷却后的乙二醇和水进行一级冷凝，然后进入第三分离器V103进行第一次气液分离；剩余气体进入第二冷凝器E105被冷却后的丙烷进行二级冷凝，随后进入第二分离器V102进行第二次气液分离；剩余气体进入第一冷凝器E104被冷却的乙烷进行三级冷凝，随后进入第一分离器V101进行第三次气液分离，排出气体为符合排放标准的气体。
在一些实施方式中，换热器温度递减，一般分为三级，高温换热器目的是将水脱出来，防止结冰，一般温度是大于0℃；中温换热器，温度一般是根据VOC的组成，温度在-30到-60℃；低温换热器温度是-80到-120℃，如果VOC中没有低沸点组成，低温换热器可以省去。
在一些实施方式中，所述第一换热器E101、第二换热器E102、第三换热器E103中分别填充有不同的中间介质，第一换热器E101的中间介质的凝固点低于第二换热器E102；所述第二换热器E102的中间介质的凝固点低于第三换热器E103。
在一些实施方式中，所述中间介质包括：乙烯、丙烷、乙二醇和水。优选地，乙二醇和水的混合溶液中，乙醇的体积份数为20-60％。
在一些实施方式中，所述第一冷凝器E104的液体出口与第一换热器E101的液体进口相连。
在一些实施方式中，所述第二冷凝器E105的液体出口与第二换热器E102的液体进口相连。
在一些实施方式中，所述第三冷凝器E106的液体出口与第三换热器E103的液体进口相连。
在一些实施方式中，所述所述VOC管道与所述第三冷凝器E106的气体进口之间还设置有气体混合器MIX100和预热器E107。
在一些实施例中，所述气体混合器MIX100的进气端分别与氮气管道和VOC管道相连。
在一些实施例中，Q100、Q101为能量流，例如：泵P100需要耗电Q101，预热器E107需要冷量Q100。
最后应该说明的是，以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述系统为三级冷凝循环系统，包括：第一冷凝器、第一分离器、第一换热器、第二冷凝器、第二分离器、第二换热器、第三冷凝器、第三分离器、第三换热器；
所述第一换热器的气体进口与LNG气体管道相连，所述第一换热器的气体出口与第二换热器的气体进口相连；所述第二换热器的气体出口与第三换热器的气体进口相连；
VOC管道与所述第三冷凝器的气体进口相连，所述第三冷凝器的气体出口与第三分离器的气体进口相连，所述第三分离器的气体出口与第二冷凝器的气体进口相连，所述第二冷凝器的气体的气体出口与第二分离器的气体进口相连，第二分离器的气体出口与第一冷凝器的气体进口相连，所述第一冷凝器的气体出口与第一分离器的气体进口相连；
所述第一冷凝器的液体进口与第一换热器的液体出口相连，所述第二冷凝器的液体进口与第二换热器的液体出口相连，第三冷凝器的液体进口与第三换热器的液体出口相连。
2.如权利要求1基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述第一换热器、第二换热器、第三换热器中分别填充有不同的中间介质，第一换热器的中间介质的凝固点低于第二换热器；所述第二换热器的中间介质的凝固点低于第三换热器。
3.如权利要求1基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述中间介质包括：乙烯、丙烷、乙二醇和水、乙烷、丙烷、丁烷、氨、制冷剂R22、制冷剂R410、制冷剂R44、二氧化碳。
4.如权利要求1所述的基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述第一冷凝器的液体出口与第一换热器的液体进口相连；
或，所述第一换热器的中间介质温度为-80到-120℃。
5.如权利要求1所述的基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述第二冷凝器的液体出口与第二换热器的液体进口相连；
所述第二换热器的中间介质的温度为。
6.如权利要求1所述的基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述第三冷凝器的液体出口与第三换热器的液体进口相连；
所述第三换热器的中间介质的温度大于0℃。
7.如权利要求1所述的基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述所述VOC管道与所述第三冷凝器的气体进口之间还设置有气体混合器和预热器。
8.如权利要求1所述的基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收系统，其特征在于，所述气体混合器的进气端分别与氮气管道和VOC管道相连；
或省去第一冷凝器、第一分离器和第一换热器。
9.一种基于中间介质换热的LNG双燃料船VOC回收工艺，其特征在于，包括：
LNG依次对乙烯、丙烷、乙二醇和水的混合液进行冷却，得到冷却后的乙烯、丙烷、乙二醇和水的混合液；
VOC先与冷却后的乙二醇和水的混合液进行接触，进行一级冷凝，再进行一次气液分离，得到一次气液分离后的VOC；
所述一次气液分离后的VOC先与冷却后的丙烷接触，进行二次冷凝，再进行二次气液分离，得到二次气液分离后的VOC；
所述二次气液分离后的VOC先与冷却后的乙烯接触，进行三次冷凝，再进行三次气液分离，即得。
10.权利要求1-8任一项所述的系统在气体处理领域中的应用。
CN202110989717.3A 2021-08-26 2021-08-26 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺 Pending CN113654373A (zh)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110989717.3A CN113654373A (zh) 2021-08-26 2021-08-26 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺
PCT/CN2021/133647 WO2023024301A1 (zh) 2021-08-26 2021-11-26 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺
AU2021427875A AU2021427875B2 (en) 2021-08-26 2021-11-26 VOC recovery process for LNG dual-fuel vessel based on heat exchange of intermediate media

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110989717.3A CN113654373A (zh) 2021-08-26 2021-08-26 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN113654373A true CN113654373A (zh) 2021-11-16

Family

ID=78482137

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110989717.3A Pending CN113654373A (zh) 2021-08-26 2021-08-26 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺

Country Status (3)

Country Link
CN (1) CN113654373A (zh)
AU (1) AU2021427875B2 (zh)
WO (1) WO2023024301A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115265095A (zh) * 2022-08-01 2022-11-01 中国石油大学(华东) 一种基于lng动力船利用lng冷能进行尾气脱碳系统及工艺
WO2023024301A1 (zh) * 2021-08-26 2023-03-02 中国石油大学(华东) 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN205330749U (zh) * 2016-01-25 2016-06-22 辽宁石油化工大学 Lng冷能梯级利用装置
KR20160086254A (ko) * 2015-01-09 2016-07-19 삼성중공업 주식회사 선박의 연료가스 공급시스템
CN108883817A (zh) * 2016-03-31 2018-11-23 大宇造船海洋株式会社 船的蒸发气体再液化设备及方法
WO2019017796A1 (en) * 2017-07-21 2019-01-24 Wärtsilä Gas Solutions Norway AS LOW-EMISSION OIL SHIP, SUPPLIED IN EXCESS OF VOLATILE ORGANIC COMPOUND (VOC)
CN109268095A (zh) * 2018-08-15 2019-01-25 江苏科技大学 用于双燃料动力船的lng燃料冷能综合利用方法及系统
CN110073157A (zh) * 2016-10-11 2019-07-30 佩里·范德伯格特 用于可持续产生能量的系统和方法
CN111141107A (zh) * 2020-01-03 2020-05-12 江苏科技大学 一种船用voc、bog综合液化系统及方法
KR20210012795A (ko) * 2019-07-26 2021-02-03 대우조선해양 주식회사 액화가스를 연료로 사용하는 원유 운반선 및 원유 운반선의 원유 저장탱크 불연성화 방법
CN113018891A (zh) * 2021-05-24 2021-06-25 潍坊石大昌盛能源科技有限公司 一种利用lng冷能对油气回收进行逐级冷凝的方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016111500A1 (ko) * 2015-01-09 2016-07-14 삼성중공업 주식회사 선박의 연료가스 공급시스템
CN113654373A (zh) * 2021-08-26 2021-11-16 中国石油大学(华东) 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20160086254A (ko) * 2015-01-09 2016-07-19 삼성중공업 주식회사 선박의 연료가스 공급시스템
CN205330749U (zh) * 2016-01-25 2016-06-22 辽宁石油化工大学 Lng冷能梯级利用装置
CN108883817A (zh) * 2016-03-31 2018-11-23 大宇造船海洋株式会社 船的蒸发气体再液化设备及方法
CN110073157A (zh) * 2016-10-11 2019-07-30 佩里·范德伯格特 用于可持续产生能量的系统和方法
WO2019017796A1 (en) * 2017-07-21 2019-01-24 Wärtsilä Gas Solutions Norway AS LOW-EMISSION OIL SHIP, SUPPLIED IN EXCESS OF VOLATILE ORGANIC COMPOUND (VOC)
CN109268095A (zh) * 2018-08-15 2019-01-25 江苏科技大学 用于双燃料动力船的lng燃料冷能综合利用方法及系统
KR20210012795A (ko) * 2019-07-26 2021-02-03 대우조선해양 주식회사 액화가스를 연료로 사용하는 원유 운반선 및 원유 운반선의 원유 저장탱크 불연성화 방법
CN111141107A (zh) * 2020-01-03 2020-05-12 江苏科技大学 一种船用voc、bog综合液化系统及方法
CN113018891A (zh) * 2021-05-24 2021-06-25 潍坊石大昌盛能源科技有限公司 一种利用lng冷能对油气回收进行逐级冷凝的方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
克红娟 等: "LCNG 加气站冷能用于油气回收的初步方案", 《上海煤气》 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2023024301A1 (zh) * 2021-08-26 2023-03-02 中国石油大学(华东) 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺
CN115265095A (zh) * 2022-08-01 2022-11-01 中国石油大学(华东) 一种基于lng动力船利用lng冷能进行尾气脱碳系统及工艺

Also Published As

Publication number Publication date
AU2021427875A1 (en) 2023-03-16
AU2021427875B2 (en) 2023-11-09
WO2023024301A1 (zh) 2023-03-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101617021B1 (ko) 연료가스 공급시스템
US6553784B2 (en) Comprehensive natural gas processor
CN103608632B (zh) 利用用于燃料的lng以液化lpg蒸发气体的系统和方法
CN113654373A (zh) 基于中间介质换热的lng双燃料船voc回收系统及工艺
IL203165A (en) Method and system for converting gas into liquid
US20190186818A1 (en) Process integration for natural gas liquid recovery
KR102059128B1 (ko) 액화천연가스의 냉열을 이용한 냉동운반선의 냉동 및 발전시스템
CN105258452A (zh) 热解煤气的气体分离装置及气体分离方法
US20130180282A1 (en) Simplified LNG Process
KR102155991B1 (ko) 선박용 이중연료 엔진의 연료가스 공급시스템에 사용되는 일체형 엘엔지기화기
CN205156508U (zh) 热解煤气的气体分离装置
EP3951297B1 (en) Cooling system
CN216837859U (zh) 一种油田伴生气液化分离移动车组
KR102455320B1 (ko) Lpg 재액화 시스템 및 이를 포함하는 lpg 연료 선박
CN115265095A (zh) 一种基于lng动力船利用lng冷能进行尾气脱碳系统及工艺
CN115046422A (zh) 一种混合冷剂液化系统预冷换热器露点腐蚀防控方法
KR20190041870A (ko) 액화가스연료 공급시스템의 열매체를 이용한 유증기 회수 장치 및 이를 포함하는 선박
Michael Coal-bed-methane as an Alternative Natural Gas Source in China

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20211116