CN114811424A - 一种模块化液化天然气再气化系统及方法 - Google Patents
一种模块化液化天然气再气化系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114811424A CN114811424A CN202210585600.3A CN202210585600A CN114811424A CN 114811424 A CN114811424 A CN 114811424A CN 202210585600 A CN202210585600 A CN 202210585600A CN 114811424 A CN114811424 A CN 114811424A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- lng
- intermediate medium
- seawater
- inlet
- booster pump
- 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
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 174
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 3
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 3
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 3
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000009417 prefabrication Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2225/0107—Single phase
- F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
- F17C2227/0316—Water heating
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/04—Methods for emptying or filling
- F17C2227/041—Methods for emptying or filling vessel by vessel
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
- F17C2250/01—Intermediate tanks
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明公开了一种模块化液化天然气再气化系统及方法。本发明系统包括液化天然气系统、中间介质系统和海水系统；液化天然气系统包括增压泵入口缓冲罐(1)、LNG增压泵(2)、BOG冷却器(3)、LNG气化器(4)和NG补温器(5)，中间介质系统包括中间介质储罐(7)、中间介质循环泵(8)和中间介质蒸发/加热器(6)，海水系统包括海水给水总管(9)和海水排水总管(10)。本发明系统可适应浮式装置和陆上终端多种应用条件；将所有换热单元全部切分，选用高效紧凑型换热器，集成度更高；气化外输操作范围大，可实现中间介质稳定循环，保证介质的可控性；海水作为热源以并联方式进入各换热器，可提高换热器传热温差，降低换热器换热面积。
Description
技术领域
本发明涉及一种模块化液化天然气再气化系统及方法，属于天然气技术领域。
背景技术
模块化液化天然气再气化系统将增压泵入口缓冲罐、LNG增压泵、LNG气化器等设备集成为一个撬块，具备BOG处理、LNG增压、LNG气化等功能，集成度高、占地小，广泛应用于海上浮式液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)储存与再气化装置(FloatingStorage Regasification Unit,FSRU)，也可应用于驳船上，作为浮式气化装置(FRU)单独使用。
陆上LNG接收站工程常规建设模式下，建设易受天气、资源等诸多因素的影响和制约。近年来工厂化预制、模块化施工发展越来越快，可提高工程建设综合效率，减少项目施工所用时间，不仅能够降低风险、保障质量，还可以减少因工序不合理而造成的返工。模块化液化天然气再气化系统可实现陆上LNG接收站增压气化外输系统的工厂化预制、模块化施工和机械化作业，是未来的发展趋势。
需要开发一种能够应用于FSRU、FRU等浮式装置和陆上LNG接收站的模块化天然气再气化系统，具备布置紧凑、适应海水水质范围广、便于冷能利用等功能和特点，满足海上和陆上应用需求。
发明内容
本发明的目的是提供一种模块化液化天然气再气化系统及方法，该系统及方法以海水作为热源，采用中间介质气化LNG流程，满足液化天然气再气化要求；该系统具备BOG再冷凝、LNG增压和LNG气化功能，可应用于FSRU、FRU等浮式装置，也可应用于陆上LNG接收站，实现稳定安全供气。
本发明中，BOG(Boil Off Gas)为液化天然气的蒸发气，NG(Natural Gas)为天然气。
本发明提供的一种模块化液化天然气再气化系统，包括：
液化天然气系统，包括增压泵入口缓冲罐、LNG增压泵、BOG冷却器、LNG气化器和NG补温器；所述增压泵入口缓冲罐的第一出口与所述LNG增压泵的入口连接，所述LNG增压泵的出口与所述BOG冷却器第一入口连接，所述BOG冷却器第一出口与所述LNG气化器的第一入口连接，所述LNG气化器的第一出口与所述NG补温器的第一入口连接，所述NG补温器的第一出口为天然气出口，所述BOG冷却器的第二出口与所述增压泵入口缓冲罐的第二入口连接，所述增压泵入口缓冲罐的第一入口为LNG入口，所述BOG冷却器的第二入口为BOG入口；
中间介质系统，包括中间介质储罐、中间介质循环泵和中间介质蒸发/加热器，所述中间介质储罐的出口与所述中间介质循环泵的入口连接，所述中间介质循环泵的出口与所述中间介质蒸发/加热器的第一入口连接，所述中间介质蒸发/加热器的第一出口与所述LNG气化器的第二入口连接，所述LNG气化器的第二出口与所述中间介质储罐的入口连接；
海水系统，包括海水给水总管和海水排水总管，所述海水给水总管分别与所述NG补温器的第二入口、所述中间介质蒸发/加热器的第二入口连接，所述NG补温器第二出口、所述中间介质蒸发/加热器第二出口分别与所述海水排水总管连接。
本发明模块化液化天然气再气化系统中，海水热源以并联方式进入，系统中每一应用海水热源的换热器可采用更大的海水温差，降低总海水用量；同时海水分布进入模块化液化天然气再气化系统，与海水介质相关的换热器可根据海水水质不同进行选择，可选择管壳式换热器等防杂质堵塞能力强的换热器类型，也可选择板式换热器等结构紧凑的换热器类型，换热器选型更加灵活；模块化液化天然气再气化系统中的换热器全部独立设置，便于LNG冷能利用。本发明模块化液化天然气再气化系统为模块化装备，可通过组合增加能力，可适应浮式装置和陆上终端多种应用条件。
所述模块化液化天然气再气化系统，优选地，所述LNG增压泵采用两台50％能力泵(50％能力泵即满足再气化模块50％气化能力的单台泵，两台泵满足100％气化能力)并联运行，以提高系统气化能力操作范围；
优选地，所述中间介质蒸发/加热器为一台或者两台并联，以降低设备尺寸，满足布置要求。所述中间介质蒸发/加热器表示中间介质蒸发器或中间介质加热器。
所述模块化液化天然气再气化系统，优选地，所述增压泵入口缓冲罐(1)与所述LNG增压泵(2)存在一定高差，以满足高压泵入口汽蚀余量要求。
所述模块化液化天然气再气化系统，所述LNG气化器(4)和所述中间介质储罐(7)可以合并。
所述模块化液化天然气再气化系统，为适合陆上LNG接收站应用，优选地，所述BOG冷却器(3)还包括连通第二入口和第二出口的旁路，用于在所述模块化天然气再气化系统不进行气化外输时，利用所述增压泵入口缓冲罐(1)进行BOG处理。
所述模块化液化天然气再气化系统，为适合陆上LNG接收站应用，优选地，所述BOG冷却器(3)的第二出口增加支路，用于将冷却后的BOG输送至陆上接收站再冷凝器，不对模块化再气化系统操作产生影响，同时增加陆上接收站再冷凝器处理能力。
所述模块化液化天然气再气化系统，为适合陆上LNG接收站应用，优选地，所述增压泵入口缓冲罐(1)第一出口有两个去向，第一去向与LNG增压泵入口相连，第二去向用于将低压LNG输送至陆上LNG接收站。
所述模块化液化天然气再气化系统，为适合陆上LNG接收站应用，优选地，所述LNG增压泵(2)出口增加支路，该支路为双向流动，用于为陆上接收站提供高压LNG或将陆上接收站高压LNG引入所述模块化天然气再气化系统，增加操作灵活性和可靠性。
所述模块化液化天然气再气化系统，优选地，所述中间介质为丙烷、乙二醇的水溶液或者选自乙烯、丙烯和丙烷中的任意两种或三种组成的混合冷剂；优选地，所述中间介质为沸点低于-5℃、凝固点低于-30℃的低沸点有机物质，可通过调整操作压力使中间介质满足沸点和凝固点温度条件，所述中间介质同时用于冷能发电。
所述模块化液化天然气再气化系统，各换热器的形式包括但不限于印刷电路板式换热器、绕管式换热器、管壳式换热器或夹套式换热器，其他可用换热器亦可；优选地，所述BOG冷却器和所述LNG气化器选用印刷电路板式换热器(PCHE)或者管壳式换热器；根据现场海水水质情况，所述中间介质蒸发/加热器选用板式换热器或者管壳式换热器，所述NG补温器选用管壳式换热器。
本发明提供的一种利用所述的模块化液化天然气再气化系统进行再气化的方法，包括如下步骤：
LNG在所述增压泵入口缓冲罐(1)中与在所述BOG冷却器(3)中冷却后并返回至所述增压泵入口缓冲罐(1)的BOG混合后输送至所述LNG增压泵(2)，所述LNG增压泵(2)泵送出高压LNG并在所述BOG冷却器(3)中换热后依次进入所述LNG气化器(4)和所述NG补温器(5)，所述LNG气化器(4)将高压LNG气化为NG，然后经过所述NG补温器(5)进一步换热升温，达到对外输送需求的温度后输出；
海水作为热源来自于所述海水给水总管(9)，分两路分别进入所述中间介质蒸发/加热器(6)和所述NG补温器(5)；所述中间介质循环泵(8)将所述中间介质储罐(7)中的中间介质泵送至所述中间介质蒸发/加热器(6)，中间介质被一路海水加热蒸发或加热后进入所述LNG气化器(4)并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至所述中间介质储罐(7)中，实现中间介质的循环，换热后的海水返回至所述海水排水总管(10)；另一路海水进入所述NG补温器(5)，将低温NG加热至要求的温度后输出，海水返回至所述海水排水总管(10)。
本发明方法中，海水作为热源以并联方式进入各换热器。
所述的方法，可选地，当用于陆上LNG接收站，低压LNG可来自陆上接收站低压LNG总管或陆上接收站再冷凝器出口低压LNG。
所述的方法，当海水温度较高时，系统单独采用海水作为热源；当海水温度较低无法满足气化要求时，海水通过其它热源(如水蒸汽)加热，以满足换热要求。
本发明具有如下有益效果：本发明的模块化再气化系统集成度高，具有以下技术优势：①可适应浮式装置和陆上终端多种应用条件；②将所有换热单元全部切分，选用高效紧凑型换热器，集成度更高；③气化外输操作范围大，并可实现中间介质稳定循环，保证介质的可控性；④利用LNG冷能处理BOG，提高系统能量利用率；⑤海水作为热源以并联方式进入各换热器，与传统串联方式相比可提高换热器传热温差，降低换热器换热面积。
附图说明
图1为用于展示本发明模块化再气化系统结构及对液化天然气进行气化的工艺流程的示意图；
图中各附图标记如下：
1-增压泵入口缓冲罐；2-LNG增压泵；3-BOG冷却器；4-LNG气化器；5-NG补温器；6-中间介质蒸发/加热器；7-中间介质储罐；8-中间介质循环泵；9-海水给水总管；10-海水排水总管。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通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。
在本发明的描述中，需要理解的是，使用“第一”、“第二”、第三”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对上述零部件进行区别，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。
下面结合说明书附图对本发明作进一步说明，但本发明并不局限于下述实施例。
实施例1
如图1所示，本实施例涉及一种模块化液化天然气再气化系统，包括：
液化天然气系统，包括增压泵入口缓冲罐1、LNG增压泵2、BOG冷却器3、LNG气化器4和NG补温器5；增压泵入口缓冲罐1的第一出口与LNG增压泵2的入口连接，LNG增压泵2的出口与BOG冷却器3的第一入口连接，BOG冷却器3的第一出口与LNG气化器4的第一入口连接，LNG气化器4的第一出口与NG补温器5的第一入口连接，NG补温器5的第一出口为天然气出口；BOG冷却器3的第二出口与增压泵入口缓冲罐1的第二入口连接，增压泵入口缓冲罐1的第一入口为LNG入口；BOG冷却器3的第二入口为BOG入口；
中间介质系统，包括中间介质储罐7、中间介质循环泵8和中间介质蒸发/加热器6，中间介质储罐7的出口与中间介质循环泵8的入口连接，中间介质循环泵8的出口与中间介质蒸发/加热器6的第一入口连接，中间介质蒸发/加热器6的第一出口与LNG气化器4的第二入口连接，LNG气化器4的第二出口与中间介质储罐7的入口连接；
海水系统，包括海水给水总管9和海水排水总管10，海水给水总管9分别与NG补温器5的第二入口、中间介质蒸发/加热器6的第二入口连接，NG补温器5的第二出口、中间介质蒸发/加热器6的第二出口分别与海水排水总管10连接。
本实施例中，优选地，LNG增压泵2可选用两台50％能力泵并联运行，提高系统气化能力操作范围；中间介质蒸发/加热器6可采用一台，或者两台并联运行，以降低设备尺寸，满足模块化布置要求。
本实施例中，优选地，增压泵入口缓冲罐1与LNG增压泵2存在一定高差，满足高压泵入口汽蚀余量要求。
本实施例中，优选地，中间介质包括丙烷、乙二醇的水溶液或者混合冷剂乙烯、丙烯和丙烷等。根据换热介质差异，中间介质在系统循环过程中可出现相变利用中间介质的潜热，亦可无相态变化，仅利用中间介质的显热实现系统中LNG的气化。
本实施例中，优选地，当中介介质为丙烷时，LNG气化器4的中间介质入口状态为气相，出口状态为液相；NG补温器5天然气入口为气相，非两相状态；BOG冷却器3的蒸发气出口为接近饱和的气相状态。
本实施例中，各换热器的形式包括但不限于印刷电路板式换热器、绕管式换热器、管壳式换热器或夹套式换热器，其他可用换热器亦可；优选地，BOG冷却器和LNG气化器选用印刷电路板式换热器或者管壳式换热器；根据现场海水水质情况，中间介质蒸发/加热器选用板式换热器或者管壳式换热器，NG补温器选用管壳式换热器。
本实施例中，可选地，为适合陆上LNG接收站应用，模块化再气化系统BOG冷却器3第二入口、出口之间增加旁路，当模块化再气化系统不进行气化外输时，也可利用模块化再气化系统增压泵入口缓冲罐1进行BOG处理。
本实施例中，可选地，为适合陆上LNG接收站应用，模块化再气化系统BOG冷却器3第二出口增加支路，冷却后的BOG可去向陆上接收站再冷凝器，不对模块化再气化系统操作产生影响，同时增加陆上接收站再冷凝器处理能力。
本实施例中，可选地，为适合陆上LNG接收站应用，模块化再气化系统LNG增压泵2的出口增加支路，该支路为双向流动，即可利用模块化再气化系统LNG增压泵2为陆上接收站提供高压LNG，也可将陆上接收站高压LNG引入模块化再气化系统气化器，增加操作灵活性和可靠性。
本实施例中，可选地，LNG气化器4和中间介质储罐7可以合并。
实施例2
如图1所示，本实施例涉及一种模块化液化天然气再气化方法，包括如下步骤：
LNG在增压泵入口缓冲罐1中与在BOG冷却器3中冷却后并返回至增压泵入口缓冲罐1的BOG混合后输送至LNG增压泵2，LNG增压泵2泵送出高压LNG并在BOG冷却器3中换热后依次进入LNG气化器4和NG补温器5，LNG气化器4将高压LNG气化为NG，然后经过NG补温器5进一步换热升温，达到对外输送需求的温度后输出；
海水作为热源来自于海水给水总管9，分两路分别进入中间介质蒸发/加热器6和NG补温器5；中间介质循环泵8将中间介质储罐7中的中间介质泵送至中间介质蒸发/加热器6，中间介质被一路海水加热蒸发/加热后进入LNG气化器4并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至中间介质储罐7中，实现中间介质的循环，换热后的海水返回至海水排水总管10；另一路海水进入NG补温器5，将低温NG加热至要求的温度后输出，海水返回至海水排水总管10。
本实施例中，可选地，当海水温度较高时，系统可采用单独海水作为热源，当海水温度较低无法满足气化要求时，海水可通过水蒸汽等其他热源进行加热，以满足换热要求。
本实施例中，可选地，为适合陆上LNG接收站应用，模块化再气化系统低压LNG来源有两路，既可来自陆上接收站低压LNG总管，也可来自陆上接收站再冷凝器出口低压LNG。
Claims (10)
1.一种模块化液化天然气再气化系统，其特征在于，包括：
液化天然气系统，包括增压泵入口缓冲罐(1)、LNG增压泵(2)、BOG冷却器(3)、LNG气化器(4)和NG补温器(5)；所述增压泵入口缓冲罐(1)的第一出口与所述LNG增压泵(2)的入口连接，所述LNG增压泵(2)的出口与所述BOG冷却器(3)第一入口连接，所述BOG冷却器(3)第一出口与所述LNG气化器(4)的第一入口连接，所述LNG气化器(4)的第一出口与所述NG补温器(5)的第一入口连接，所述NG补温器(5)的第一出口为天然气出口，所述BOG冷却器(3)的第二出口与所述增压泵入口缓冲罐(1)的第二入口连接，所述增压泵入口缓冲罐(1)的第一入口为LNG入口，所述BOG冷却器(3)的第二入口为BOG入口；
中间介质系统，包括中间介质储罐(7)、中间介质循环泵(8)和中间介质蒸发/加热器(6)，所述中间介质储罐(7)的出口与所述中间介质循环泵(8)的入口连接，所述中间介质循环泵(8)的出口与所述中间介质蒸发/加热器(6)的第一入口连接，所述中间介质蒸发/加热器(6)的第一出口与所述LNG气化器(4)的第二入口连接，所述LNG气化器(4)的第二出口与所述中间介质储罐(7)的入口连接；
海水系统，包括海水给水总管(9)和海水排水总管(10)，所述海水给水总管(9)分别与所述NG补温器(5)的第二入口、所述中间介质蒸发/加热器(6)的第二入口连接，所述NG补温器(5)第二出口、所述中间介质蒸发/加热器(6)第二出口分别与所述海水排水总管(10)连接。
2.根据权利要求1所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：所述LNG增压泵(2)为两台并联的50％能力泵；
所述中间介质蒸发/加热器采用一台或者两台并联运行。
3.根据权利要求1或2所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：所述增压泵入口缓冲罐(1)与所述LNG增压泵(2)存在一定高差。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：所述LNG气化器(4)和所述中间介质储罐(7)合并。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：所述BOG冷却器(3)还包括连通第二入口和第二出口的旁路，用于在所述模块化天然气再气化系统不进行气化外输时，利用所述增压泵入口缓冲罐(1)进行BOG处理；和/或，
所述BOG冷却器(3)的第二出口增加支路，用于将冷却后的BOG输送至陆上接收站再冷凝器；
所述增压泵入口缓冲罐(1)第一出口有两个去向，第一去向与LNG增压泵入口相连，第二去向用于将低压LNG输送至陆上LNG接收站；和/或，
所述LNG增压泵(2)出口增加支路，该支路为双向流动，用于为陆上接收站提供高压LNG或将陆上接收站高压LNG引入所述模块化天然气再气化系统。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：所述中间介质为丙烷、乙二醇的水溶液或者选自乙烯、丙烯和丙烷中的任意两种或三种组成的混合冷剂；优选地，所述中间介质为沸点低于-5℃、凝固点低于-30℃的低沸点有机物质，所述中间介质同时用于冷能发电。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的模块化液化天然气再气化系统，其特征在于：各换热器的形式为印刷电路板式换热器、绕管式换热器、管壳式换热器或夹套式换热器；优选地，所述BOG冷却器(3)和所述LNG气化器(4)选用印刷电路板式换热器或者管壳式换热器；所述中间介质蒸发/加热器(6)选用板式换热器或者管壳式换热器；所述NG补温器(5)选用管壳式换热器。
8.一种利用权利要求1-7中任一项所述的模块化液化天然气再气化系统进行再气化的方法，包括如下步骤：
LNG在所述增压泵入口缓冲罐(1)中与在所述BOG冷却器(3)中冷却后并返回至所述增压泵入口缓冲罐(1)的BOG混合后输送至所述LNG增压泵(2)，所述LNG增压泵(2)泵送出高压LNG并在所述BOG冷却器(3)中换热后依次进入所述LNG气化器(4)和所述NG补温器(5)，所述LNG气化器(4)将高压LNG气化为NG，然后经过所述NG补温器(5)进一步换热升温，达到对外输送需求的温度后输出；
海水作为热源来自于所述海水给水总管(9)，分两路分别进入所述中间介质蒸发/加热器(6)和所述NG补温器(5)；所述中间介质循环泵(8)将所述中间介质储罐(7)中的中间介质泵送至所述中间介质蒸发/加热器(6)，中间介质被一路海水加热蒸发或加热后进入所述LNG气化器(4)并对其中的液化天然气进行气化，换热后的中间介质返回至所述中间介质储罐(7)中，实现中间介质的循环，换热后的海水返回至所述海水排水总管(10)；另一路海水进入所述NG补温器(5)，将低温NG加热至要求的温度后输出，海水返回至所述海水排水总管(10)。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于：低压LNG来自陆上接收站低压LNG总管或陆上接收站再冷凝器出口低压LNG。
10.根据权利要求8或9所述的方法，其特征在于：当海水温度较高时，系统单独采用海水作为热源；当海水温度较低无法满足气化要求时，海水通过其它热源加热，以满足换热要求。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210585600.3A CN114811424A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种模块化液化天然气再气化系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210585600.3A CN114811424A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种模块化液化天然气再气化系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114811424A true CN114811424A (zh) | 2022-07-29 |
Family
ID=82519699
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210585600.3A Pending CN114811424A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种模块化液化天然气再气化系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114811424A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117146185A (zh) * | 2023-09-12 | 2023-12-01 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 以空气为热源的液化天然气气化系统 |
| CN117146186B (zh) * | 2023-09-12 | 2024-06-07 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种用于lng冷能发电的中间介质气化系统及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104315339A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-01-28 | 中国海洋石油总公司 | 应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统及再气化方法 |
| CN204284926U (zh) * | 2014-10-27 | 2015-04-22 | 中国海洋石油总公司 | 一种应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统 |
| CN105179932A (zh) * | 2015-08-14 | 2015-12-23 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统 |
| CN105546342A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-04 | 辽宁石油化工大学 | 一种lng接收站液化天然气气化方法 |
| US20190368426A1 (en) * | 2018-06-01 | 2019-12-05 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) | Gas supply system |
| CN111623232A (zh) * | 2020-05-31 | 2020-09-04 | 华南理工大学 | 一种bog和lng冷能综合回收利用系统及工艺 |
| CN111878701A (zh) * | 2020-08-25 | 2020-11-03 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种海上液化天然气的再气化系统及方法 |
-
2022
- 2022-05-27 CN CN202210585600.3A patent/CN114811424A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104315339A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-01-28 | 中国海洋石油总公司 | 应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统及再气化方法 |
| CN204284926U (zh) * | 2014-10-27 | 2015-04-22 | 中国海洋石油总公司 | 一种应用于海上浮式lng再气化装置的lng阶梯式再气化系统 |
| CN105179932A (zh) * | 2015-08-14 | 2015-12-23 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种用于低温水域的浮式液化天然气再气化系统 |
| CN105546342A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-04 | 辽宁石油化工大学 | 一种lng接收站液化天然气气化方法 |
| US20190368426A1 (en) * | 2018-06-01 | 2019-12-05 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) | Gas supply system |
| CN110553143A (zh) * | 2018-06-01 | 2019-12-10 | 株式会社神户制钢所 | 气体供应系统 |
| CN111623232A (zh) * | 2020-05-31 | 2020-09-04 | 华南理工大学 | 一种bog和lng冷能综合回收利用系统及工艺 |
| CN111878701A (zh) * | 2020-08-25 | 2020-11-03 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种海上液化天然气的再气化系统及方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117146185A (zh) * | 2023-09-12 | 2023-12-01 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 以空气为热源的液化天然气气化系统 |
| CN117146186B (zh) * | 2023-09-12 | 2024-06-07 | 中海石油气电集团有限责任公司 | 一种用于lng冷能发电的中间介质气化系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6367258B1 (en) | Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant | |
| RU2464480C2 (ru) | Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения | |
| KR20070114167A (ko) | 액화 천연 가스 재기화 설비 | |
| CN110635150B (zh) | 一种多燃料电池模块联用的热管理系统和方法 | |
| CN109357159B (zh) | 一种深冷超临界流体再气化实验系统及工作方法 | |
| CN114811424A (zh) | 一种模块化液化天然气再气化系统及方法 | |
| US11274795B2 (en) | LNG regasification | |
| CN111878701A (zh) | 一种海上液化天然气的再气化系统及方法 | |
| CN117167650A (zh) | 一种lng冷能回收利用系统及方法 | |
| KR100831946B1 (ko) | 액화천연가스의 재기화 방법 및 설비 | |
| KR102439397B1 (ko) | 신규 일체형 ifv를 기반으로 한 lng 동력 선박 냉 에너지 활용 시스템 | |
| CN114060717A (zh) | 基于核动力的液化天然气浮式再气化装置(lng-fsru)再气化系统 | |
| US10907512B1 (en) | Electric power generating system | |
| CN212298539U (zh) | 一种海上液化天然气的再气化系统 | |
| CN112648035A (zh) | Lng冷电联产工艺 | |
| CN117146185A (zh) | 以空气为热源的液化天然气气化系统 | |
| CN216743831U (zh) | 基于核动力的液化天然气浮式再气化装置(lng-fsru)再气化系统 | |
| CN116045199A (zh) | 一种新型lng接收站中间介质气化器 | |
| KR102074641B1 (ko) | Lng재기화 과정에서의 냉열에너지를 이용한 랭킨 사이클 공정과 화력발전 사이클 공정을 연결한 복합 전기 발전 장치 | |
| KR20200115862A (ko) | 연료가스 공급 시스템 | |
| EP3824164A1 (en) | Cryogenic thermodynamic cycle with heat recovery | |
| JP2004301000A (ja) | 低温液化ガスの２次基地 | |
| KR20220049263A (ko) | 선박의 액화가스 재기화 방법 및 시스템 | |
| KR20220127803A (ko) | 냉열 이용 통합형 중간 매체 기화기 및 구성된 발전 시스템 | |
| KR20210085837A (ko) | 간접식 액화가스 재기화 시스템 및 방법 |
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 |