CN113891830A - 一种水上漂浮装置 - Google Patents
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Abstract
水上浮式装置(1)包括用于储存液化气体的储罐(15)、用于气化储存在储罐(15)中的LNG的LNG气化器(4)、将通过LNG气化器气化的天然气输送到陆上设备的气体输送手段，用于获取海水的加热用海水泵(18)，以及基于天然气和通过加热用海水泵(18—)获取的海水之间的温差，通过兰金循环进行发电的发电系统。
Description
技术领域
本发明涉及水上浮式装置。
背景技术
普通的运输LNG(液化天然气：liquefied natural gas)的船舶(例如，参考专利文献1)是众所周知的。由此类船舶运输的LNG通过FSRU(浮式LNG储存/再气化装置)利用海水的热量进行再气化，然后输送到陆上的装置中。作为FSRU的运行提供所需的电力，已知有通过使用化石燃料等的柴油发电机来进行发电。
但是，如果用海水对LNG的冷能进行加热，冷却的海水直接流入大海，则有可能对生态系统等自然环境造成影响。此外，由于FSRU的运行而使用柴油发电机，其产生的废热用海水进行冷却并流入大海的话，也会对自然环境造成影响。
现有技术文献
专利文献
专利文献1特开2019-34665号公报。
发明内容
本发明的实施例的目的在于提供一种水上浮式装置，其可以利用自然环境中存在的水发挥FSRU的功能，并抑制对自然环境的影响。
根据本发明的水上浮式装置包括用于储存液化气体的罐、用于气化储存在所述罐中的所述气体的气化手段、将通过所述气化手段气化的所述气体输送到陆上设备的气体输送手段，用于在自然环境中取水的取水手段，以及基于所述气体和通过所述取水手段取入的水之间的温差，通过兰金循环进行发电的兰金循环发电手段。
附图说明
图1是根据本发明的实施例的水上浮式装置的结构示意图。
图2是根据本实施例的ORC的温度/比焓的T-s图。
具体实施方式
(实施例)
图1是根所本发明的实施例的水上浮式装置1的结构示意图。
水上浮式装置1是一种水上浮式(海上浮式)LNG基地，其用于储存LNG并对储存的LNG进行再气化，从而将高压气体输送至陆上装置(如气管)。换言之，水上浮式装置1是FSRU。而且，水上浮式装置1是可航行的移动体(例如，船舶)。
此外，水上浮式装置1具有储存液化气体(例如，LNG)、将该气体再气化并送至陆地的功能，其可以是任何形状和结构，只要是可以在海水、河水或湖水等水上漂浮的装置即可。例如，水上浮式装置1不必是船的形状，并且可以不具有推进装置。在本文中，水上浮式装置1将主要被描述为在海洋中航行的船舶。
水上浮式装置1包括涡轮发电机3、LNG气化器4、有机介质循环泵5、第1热交换器6、第2热交换器7、第3热交换器8，第4热交换器9。第5热交换器10、柴油发电机11、再冷凝器(再液化装置)12、LNG增压泵13、微调加热器(再气化温度调节用热交换器)14、LNG储罐15、进料泵(feed pump))16、BOG(boil off gas)压缩机17、加热用海水泵18、加热介质循环泵19、冷却用海水泵20、冷却淡水增压泵21、有机介质配管L1、LNG配管L2、BOG配管L3、海水配管L4、加热介质配管L5、冷却淡水配管L6和再气化配管L7。
有机介质配管L1是供发电系统2中使用的有机介质流动的配管。有机介质配管L1配置成有机介质在LNG气化器4和涡轮发电机3之间循环的结构。有机介质配管L1包括从LNG气化器4、依次经过第1热交换器6、第2热交换器7到涡轮发电机3的路径，LNG气化器4到第1热交换器6的路径分支为通过第3热交换器8的路径和不通过第3热交换器8的路径(支路)。当BOG压缩机17运行时，有机介质流经经过第3热交换器8的路径，当BOG压缩机17中止时，有机介质流经不经过第3热交换器8的路径。有机介质通过3个热交换器6～8的顺序可以以任何方式配置。有机介质例如是丙烷，但它也可以是具有与丙烷相似的热特性的不可燃介质。
LNG配管L2被构造为使得LNG从LNG储罐15被输送到再冷凝器12。LNG可以具有任何成分。
BOG配管L3被构造为使得BOG(boil off gas)从LNG储罐15的上部依次经过BOG压缩机17和第3热交换器8输送到再冷凝器12。进一步地，BOG配管L3设有输送BOG的路径，用于柴油发电机11的燃料供给。BOG是一种气态天然气，由储存在LNG储罐15中的一部分LNG由于热输入而气化产生。
海水配管L4被构造为使得从船外获取的海水分别输送到第4热交换器9和第5热交换器10，以及分别从第4热交换器9和第5热交换器10中使得已经用于加热或冷却的海水排至船外。
加热介质配管L5是加热介质流经的配管。加热介质配管L5被构造为包括加热介质在第4热交换器9与微调加热器14之间循环的路径，以及加热介质在第4热交换器9与第1热交换器6之间循环的路径。加热介质在第1热交换器6中用于加热有机介质，也用作微调加热器14的加热介质。
在这里，如果有机介质直接用海水加热，则存在海水在第1热交换器6中结冰的风险。因此，作为有机介质与海水之间的中间介质，使用了防冻热介质的加热介质。例如，加热介质是乙二醇水溶液(乙二醇水)，但也可以使用其他介质，例如丙烷。
冷却淡水配管L6是供淡水流动的配管，该淡水通过柴油发电机11的空气冷却器等冷却发动机供气。冷却淡水配管L6构造成使淡水依次流经第5热交换器10、柴油发电机11和第2热交换器7。
再气化配管L7被构造成使得气化的(再气化的)天然气通过微调加热器14从LNG气化器4输送到陆上装置。
发电系统2包括涡轮发电机3、LNG气化器4、有机介质循环泵5、第1热交换器6、第2热交换器7、第3热交换器8和有机介质配管L1。
发电系统2是使用有机介质通过兰金循环发电的有机兰金循环(ORC，OrganicRankine Cycle)式发电系统。涡轮发电机3利用LNG冷能与其他热源之间的温差发电。
发电系统2的动作概要如下。每个热交换器6～8加热(气化)有机介质以生成过热蒸汽。涡轮发电机3使热交换器6～8产生的过热蒸汽在涡轮机中膨胀，从而使涡轮机旋转。涡轮发电机3通过该旋转力(功)发电。已经在涡轮发电机3的涡轮机中做功的有机介质在气态或气液混合状态下被LNG气化器4冷却、冷凝和液化，并返回到各个热交换器6～8中。发电系统2通过重复这一系列操作以进行发电循环。
涡轮发电机3被构造成具有翼的涡轮转子与发电机相连。涡轮发电机3是使用高分子有机介质代替蒸气的发电机。
LNG气化器4是从流过有机介质配管L1的有机介质中吸热使LNG气化(再气化)的热交换器。例如，LNG气化器4是管壳式(shell&tube)，但也可以是其他类型。
有机介质循环泵5是使通过LNG气化器4冷却、冷凝、液化的有机介质升压，从而使发电系统2的有机介质配管L1内的有机介质循环的泵。另外，可以在有机介质循环泵5的上游侧(LNG气化器4的尾流侧)设置用于暂时储存液化有机介质的罐。
第1热交换器6通过在流经有机介质配管L1的有机介质和流经加热介质配管L5的加热介质之间进行的热交换，用加热介质加热有机介质。也可以不使用第1热交换器6，或不设第1热交换器6。在这种情况下，发电系统2使用第2热交换器7和第3热交换器8通过柴油发电机11的废热和BOG压缩机17的热回收来进行兰金循环。因此，水上浮式装置1可以减少海水的使用量。
第2热交换器7通过流经有机介质配管L1的有机介质和流经冷却淡水配管L6的淡水之间进行的热交换，用淡水加热有机介质。由此，第2热交换器7利用柴油发电机11的废热加热有机介质。
第3热交换器8通过流经有机介质配管L1的有机介质和流经BOG配管L3的BOG之间进行的热交换，用BOG加热有机介质。
第4热交换器9通过流经海水配管L4的海水和流经加热介质配管L5的加热介质之间进行的热交换，用海水加热加热介质。
第5热交换器10通过流经海水配管L4的海水和流经冷却淡水配管L6的淡水之间进行的热交换，用海水冷却淡水。
柴油发电机11是用于供应再气化过程所需电力(例如，LNG增压泵13、BOG压缩机17或加热用海水泵18的电源等)的船载电力的发电机。柴油发电机11是通过燃烧作为燃料的重油及BOG压缩机17供给的BOG而发电的二元燃料焚烧柴油发电机。柴油发电机11可以是不使用柴油发动机的其他发电机。
再冷凝器12是用于再液化(再冷凝)BOG压缩机17供给的一部分BOG的压力容器。再冷凝器12在内部加压的状态下，通过向BOG喷射LNG产生气化潜热，使BOG的一部分再液化(再冷凝)。再液化后的BOG与喷射的LNG混合，由LNG增压泵13送到LNG气化器4。再液化的BOG也可以返回到LNG储罐15中。
LNG增压泵13是用于对再冷凝器12供给的LNG(包括再液化的BOG)进行增压并通过LNG气化器4输送到陆上装置的泵。LNG增压泵13根据陆侧所需压力确定设计排放压力。LNG增压泵13具有将液位保持在一定水平以上以防止空转的吸鼓的作用。
微调加热器14通过流经加热介质配管L5的加热介质和流经再气化配管L7的再气化天然气之间的热交换，用加热介质加热再气化天然气。由于加热介质通过第4热交换器9用海水加热，因此微调加热器14是使用海水作为加热热源的热交换器。微调加热器14加热LNG气化器4输送到再气化配管L7的再气化天然气以调节再气化天然气的温度。微调加热器14的容量根据陆上侧所需的压力确定。
LNG储罐15是用于储存LNG的罐。在LNG储罐15的上部积存有一部分LNG蒸发气化的BOG。
进料泵16安装在LNG储罐15的底面上并与LNG配管L2相连。进料泵16是用于将再气化所需量的LNG从LNG储罐15输送到再冷凝器12的泵。
BOG压缩机17是吸入LNG储罐15上部积存的BOG并压缩后送至再冷凝器12的气体压缩机。BOG压缩机17用于LNG储罐15的压力控制。随着BOG继续增加，LNG储罐15的内部压力升高，因此BOG压缩机17压缩BOG以保护LNG储罐15。压缩后的BOG被送至再冷凝器12或焚烧作为柴油发电机11的燃料。
加热用海水泵18设置在海水配管L4中。加热用海水泵18是用于从船外取入海水并输送到第4热交换器9的泵。
加热介质循环泵19是用于使加热介质升压循环的泵。加热介质循环泵19设置在加热热介质配管L5内。
冷却用海水泵20设置在海水配管L4中。冷却用海水泵20是用于从船外吸入海水并输送到第5热交换器10的泵。
冷却淡水增压泵21设置在冷却淡水配管L6中。冷却淡水增压泵21将用于冷却柴油发电机11的淡水增压，使其依次在柴油发电机11、发电系统2的第2热交换器7和第5热交换器10之间循环。
下面将对发电系统2进行说明。
发电系统2由流经有机介质配管L1的有机介质的闭合循环构成。通过从BOG压缩机17的尾流气体中回收的热量、从海水中获得的热量以及从柴油发电机11的废热中获得的热量进行加热和气化有机介质。用这些热量与从LNG获得的冷能之间的差液化有机介质以产生膨胀力。涡轮发电机3将该膨胀力转换为旋转能来发电。
有机介质经有机介质循环泵5增压，在有机介质配管L1内循环。作为有机介质的1次加热，第3热交换器8回收由BOG压缩机17提供给BOG配管L3的多余热量。作为有机介质的2次加热，第1热交换器6通过加热介质从海水中吸收热量。该加热介质通过第4热交换器9从海水中吸收热量。作为有机介质的3次加热(和气化)，第2热交换器7回收提供给用于冷却柴油发电机11的淡水的废热。通过这些加热和气化过程，有机介质获得发电所需的能量，通过涡轮发电机3，发电系统2获得电能。
图2是根据本实施例的发电系统2的ORC中使用的有机介质的温度/比焓的T-s图。此外，图2示出了有机介质的饱和曲线Cs。
LNG气化器4输出的有机介质经有机介质循环泵5的增压在有机介质配管L1内循环，以执行ORC(状态P5)。
有机介质被第1热交换器6和第3热交换器8加热成液体或气体两相(状态P6和P8)。当BOG压缩机17运行时，有机介质通过第3热交换器8以回收BOG压缩机17尾流的热量(状态P8)。当BOG压缩机17中止时，有机介质通过不经过第3热交换器8的支路。
有机介质由利用了柴油发电机11的废热的第2热交换器7加热。由此，至少一部分有机介质从液态(状态P7a)最终被全部气化(状态P7b)。气化后的有机介质以高温高压状态(状态P3)进入涡轮发电机3做功(发电)，再返回LNG气化器4。此时，有机介质从气态(状态P4a)返回到液态(状态P4b)。
下面将对再气化LNG并将其输送到陆上装置的操作进行说明。
当用LNG气化器4再气化LNG时，LNG储罐15中的LNG由进料泵16输送到再冷凝器12。此外，在LNG储罐15的上部积存的BOG由BOG压缩机17经由第3热交换器8送至再冷凝器12。因此，BOG的温度在被送到再冷凝器12之前已通过第3热交换器8降低。
在再冷凝器12中，喷射进料泵16输送的LNG，使BOG压缩机17输送的一部分BOG再液化。此时，由于BOG的温度已提前降低，因此再液化效率提高，再冷凝器12可以再液化更多的BOG。
再液化的BOG和LNG储罐15送来的LNG被LNG增压泵13升压到预定压力后送到LNG气化器4。LNG气化器4对送来的LNG进行再液化，并将其送至微调加热器14。微调加热器14调节送来的LNG的温度并将其输送至陆上装置。
根据本实施例，可以获得以下效果。
发电系统2是使用蒸汽作为热源加热LNG的闭环式，但是通过中间介质使用了利用海水(自然环境中的水)的热源使有机介质再气化的间接加热系统，因此其也具有开环式的优点。
具体而言，与不使用海水的热源进行再气化的闭环式相比，可以抑制燃料消耗和二氧化碳排放量。此外，通过采用间接加热系统，可以抑制由于LNG的冷能导致海水温度下降对自然环境(例如生态系统)的影响。此外，可以避免海水在水上浮式装置1的各器械(LNG气化器4等)内循环带来的风险(例如，由于海水冻结而损坏管)。
此外，由于发电系统2利用LNG冷能进行LNG冷能发电，因此能够进一步降低流入海水中的LNG冷能。
进一步地，通过设置第2热交换器7用用于冷却柴油发电机11的淡水来加热有机介质，提高了发电系统2的能效，还可以减少排入海水的柴油发电机11的废热。因此，可以抑制海水温度上升对自然环境的影响。
这里，有必要运行BOG压缩机17，以便将剩余的BOG输送到再冷凝器12。这会提高BOG的温度，对再液化过程来说给BOG带来了额外的热量输入。由于这种额外的热量输入，再液化效率降低，LNG储罐15的内部压力的上升速度增加。当LNG储罐15的内部压力上升到一定水平以上时，需要对BOG进行焚烧，以保护LNG储罐15。其结果是，水上浮式装置1整体的能量效率降低，并且产生的二氧化碳量增加。
因此，在水上浮式装置1中，通过设置第3热交换器8用BOG加热有机介质，可以提高发电系统2的能效，提高再冷凝器12的再液化效率。由此，可以有效地降低LNG储罐15的内部压力，并且可以减少需焚烧的BOG量。
因此，通过将利用LNG冷能的发电系统2应用于FSRU，水上浮式装置1可以抑制对自然环境的影响并减少运行FSRU所需的能量。
Claims (10)
1.一种水上浮式装置，其特征在于，包括
储罐，所述储罐用于储存液化气体，
气化手段，所述气化手段用于气化储存在所述储罐中的所述气体，
输送手段，所述输送手段将通过所述气化手段气化的所述气体输送到陆上设备取水手段，所述取水手段用于在自然环境中取水，和
兰金循环发电手段，所述兰金循环发电手段基于所述气体和通过所述取水手段取入的水之间的温差，通过兰金循环进行发电。
2.根据权利要求1所述的水上浮式装置，其特征在于，包括第1加热手段，所述第1加热手段基于所述取水手段获取的所述水，加热用于所述兰金循环中的兰金循环用介质。
3.根据权利要求2所述的水上浮式装置，其特征在于，所述第1加热手段利用被所述水加热的中间介质，加热所述兰金循环用介质。
4.根据权利要求2所述的水上浮式装置，其特征在于，包括
其他发电手段，所述其他发电手段和所述兰金循环发电手段不同，
第2加热手段，所述第2加热手段基于用于冷却所述其他发电手段的淡水，加热所述所述兰金循环用介质。
5.根据权利要求4所述的水上浮式装置，其特征在于，包括冷却手段，所述冷却手段基于通过所述取水手段获取的所述水，冷却所述淡水。
6.根据权利要求2所述的水上浮式设置，其特征在于，包括
压缩手段，所述压缩手段用于压缩所述储罐内部产生的气化后的所述气体，
液化手段，所述液化手段用于液化通过所述压缩手段压缩的所述气体。
7.根据权利要求6所述的水上浮式装置，其特征在于，包括
第3加热手段，所述第3加热手段用通过所述压缩手段压缩的所述气体加热所述兰金循环用介质。
8.根据权利要求1所述的水上浮式装置，其特征在于，包括
其他发电手段，所述其他发电手段与将在所述储罐内部产生的气化后的所述气体当作燃料的所述兰金发电手段不同。
9.根据权利要求1所述的水上浮式装置，其特征在于，包括
温度调节手段，所述温度调节手段基于通过所述取水手段获取的所述水，调节通过所述气化手段气化的所述气体的温度。
10.根据权利要求1所述的水上浮式装置，其特征在于，所述水上浮式装置具有在水上移动的功能。
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