CN115978910A - 一种液化天然气蒸发气再液化装置 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种液化天然气蒸发气再液化装置，包括储罐、输气管道、液化循环回路及发电系统；储罐包括液化天然气储罐及蒸发气储罐，蒸发气储罐连通液化天然气储罐；输气管道包括输气主管、主换热器、第一输气支管及第二输气支管；液化循环回路包括缓冲罐、液化压缩机及副换热器，缓冲罐、液化压缩机及副换热器的热媒管入口依次连通，副换热器的热媒管出口连通主换热器的热媒管入口，其中，副换热器的冷媒管连通有制冷剂循环回路；发电系统包括发电单元，发电单元的进料口连通第二输气支管。本方案能够充分利用低温BOG的冷能，以节省能耗。同时能够将BOG的化学能转换为电能，进而为船舶用电补充电量，减少船舶柴油发电机发电量。

Description

一种液化天然气蒸发气再液化装置
技术领域
本发明涉及液化天然蒸发气处理技术领域，尤其涉及一种液化天然气蒸发气再液化装置。
背景技术
在全球能源结构升级和环保治理等政策驱动影响下，我国天然气消费高速增长，2021年上半年，中国进口的LNG(液化天然气)数量已经达到了3978万吨，进口LNG已经成为我国天然气供应的重要来源之一，为我国快速增长的天然气消费提供了支持和保障。由于管线造价昂贵或铺设不便，海运是进口LNG的主要运输方式。目前超大型LNG船(200000m3以上)都采用低速柴油机驱动，并将重质燃油作为唯一的燃料，具有发电效率低、污染大、维修繁琐、燃料经济性差等固有缺点，已然很难继续满足我国新时代船舶面向“高效、低碳、低排放、清洁燃料、智能化”的建设要求，急需开展船用新型高效、安静、清洁的发电技术。
而LNG船内的LNG蒸发气(BOG)的处理方式一般包括燃烧、再液化和放空。例如，专利CN 206055620 U公开了一种基于LNG接收站BOG燃烧的外燃机发电装置。该装置包含了一套BOG气体燃烧器和利用燃料燃烧加热循环工质，与外燃机结合的发电装置。该专利提出利用BOG燃烧释放的热能转化为机械能，驱动发电装置进行发电，并利用BOG燃烧余热加热低温BOG，使其升温。此种方法利用了BOG的燃烧余热，以实现LNG船节能减排、提升我国绿色船舶建设与领域竞争力，但储存在低温BOG中的大量高品质冷能被高温烟气吸收未能加以利用，造成大量的冷能浪费。
发明内容
有鉴于此，有必要提供一种液化天然气蒸发气再液化装置，用以解决现有技术中BOG中的大量高品质冷能被高温烟气吸收未能加以利用，造成大量的冷能浪费的技术问题。
本发明提供一种液化天然气蒸发气再液化装置，该液化天然气蒸发气再液化装置包括：
储罐，包括液化天然气储罐及蒸发气储罐，所述蒸发气储罐连通所述液化天然气储罐；
输气管道，包括输气主管、主换热器、第一输气支管及第二输气支管，所述输气主管的一端连通所述蒸发气储罐、另一端连通所述主换热器的冷媒管入口，所述主换热器的冷媒管出口同时连通所述第一输气支管及所述第二输气支管，且所述主换热器的热媒管出口连通所述液化天然气储罐；
液化循环回路，包括缓冲罐、液化压缩机及副换热器，所述缓冲罐、所述液化压缩机及所述副换热器的热媒管入口依次连通，且所述缓冲罐连通所述第一输气支管，所述副换热器的热媒管出口连通所述主换热器的热媒管入口，其中，所述副换热器的冷媒管连通有制冷剂循环回路；以及，
发电系统，包括发电单元，所述发电单元的进料口连通所述第二输气支管，用以将蒸发气的化学能转换为电能。
可选地，所述制冷剂循环回路包括制冷压缩机及第一换热器，所述副换热器的冷媒管出口、所述制冷压缩机、所述第一换热器的热媒管及所述副换热器的冷媒管入口依次连通。
可选地，所述液化循环回路还包括第二换热器，所述液化压缩机、所述第二换热器的热媒管及所述副换热器的热媒管入口依次连通。
可选地，所述发电单元为固体氧化物燃料电池；
所述发电系统还包括依次连通的脱硫器、引射器及重整器，所述脱硫器连通所述第二输气支管，且所述重整器连通所述固体氧化物燃料电池的进料口。
可选地，所述发电系统包括燃烧器及第一预热换热器，所述燃烧器的进气口连通所述固体氧化物燃料电池的尾气口，且所述燃烧器的排气口连通所述第一预热换热器的热媒管；
其中，所述固体氧化物燃料电池还连通有氧化剂输送管路，所述氧化剂输送管路连通所述第一预热换热器的冷媒管。
可选地，所述发电系统还包括第二预热换热器及输水管路，所述输水管路依次连通所述第二预热换热器的冷媒管、及所述引射器，所述第二预热换热器的热媒管连通所述第一预热换热器的热媒管。
可选地，所述发电系统还包括储水箱及汽水分离器，所述储水箱连通所述输水管路，所述汽水分离器的进气端连通所述第二预热换热器的热媒管，且所述汽水分离器的出水端连通所述储水箱。
可选地，所述发电系统还包括供暖换热器，所述供暖换热器的热媒管连通所述汽水分离器的排气端。
可选地，所述发电系统还包括依次连通的电磁阀、减压阀及质量流量控制器，所述电磁阀连通所述第二输气支管，所述质量流量控制器连通所述脱硫器。
可选地，所述发电系统还包括蓄电单元，所述蓄电单元与所述发电单元电连接，并能够为所述液化循环回路供电。
与现有技术相比，本发明提供的液化天然气蒸发气再液化装置中，蒸发气储罐存储液化天然气储罐中生成的蒸发气(BOG)，而蒸发气储罐中的BOG经由主换热器后分为两路输出：一路经由第一输气支管输往液化循环回路，进入液化循环回路的BOG先进入缓冲罐储存，并由液化压缩机加压，再经由副换热器冷凝液化成气液混合状态，最后流经主换热器的热媒管，以与主换热器冷媒管中的低温BOG换热，使得流经主换热器热媒管的气液混合BOG全部液化，并输往液化天然气储罐中；如此，能够充分利用低温BOG的冷能，以节省能耗。另一路经由第二输气支管输往发电单元，用以作为发电单元的原料，将BOG的化学能转换为电能，以为船舶用电补充电量，减少船舶柴油发电机发电量，进而提升LNG船舶的运输利润，实现低碳排放绿色船舶建设。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以本发明的较佳实施例并配合附图详细说明如下。本发明的具体实施方式由以下实施例及其附图详细给出。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，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。在附图中：
图1为本发明提供的液化天然气蒸发气再液化装置的一实施例的结构示意图；
图2为图1中储罐与输气管道的结构示意图；
图3为图1中液化循环回路的结构示意图；
图4为图1中发电系统的结构示意图。
附图标记说明：
100-液化天然气蒸发气再液化装置、1-储罐、11-液化天然气储罐、12-蒸发气储罐、2-输气管道、21-输气主管、22-主换热器、23-第一输气支管、24-第二输气支管、3-液化循环回路、31-缓冲罐、32-液化压缩机、33-副换热器、34-制冷剂循环回路、341-制冷压缩机、342-第一换热器、35-第二换热器、4-发电系统、41-发电单元、411-氧化剂输送管路、412-第一预热换热器、413-第二预热换热器、414-输水管路、415-储水箱、416-水泵、417-汽水分离器、418-风机、42-脱硫器、43-引射器、44-重整器、45-燃烧器、46-供暖换热器、47-电磁阀、48-减压阀、49-质量流量控制器、5-蓄电单元、51-蓄电池组、52-船舶电网、53-DC/DC。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理，并非用于限定本发明的范围。
请参见图1至图4，本液化天然气蒸发气再液化装置100包括储罐1、输气管道2、液化循环回路3及发电系统4；储罐1包括液化天然气储罐11及蒸发气储罐12，蒸发气储罐12连通液化天然气储罐11；输气管道2包括输气主管21、主换热器22、第一输气支管23及第二输气支管24，输气主管21的一端连通蒸发气储罐12、另一端连通主换热器22的冷媒管入口，主换热器22的冷媒管出口同时连通第一输气支管23及第二输气支管24，且主换热器22的热媒管出口连通液化天然气储罐11；液化循环回路3包括缓冲罐31、液化压缩机32及副换热器33，缓冲罐31、液化压缩机32及副换热器33的热媒管入口依次连通，且缓冲罐31连通所述第一输气支管23，副换热器33的热媒管出口连通主换热器22的热媒管入口，其中，副换热器33的冷媒管连通有制冷剂循环回路34；发电系统4包括发电单元41，发电单元41的进料口连通第二输气支管24，用以将蒸发气的化学能转换为电能。
本发明提供的液化天然气蒸发气再液化装置100中，蒸发气储罐12存储液化天然气储罐11中生成的蒸发气(BOG)，而蒸发气储罐12中的BOG经由主换热器22后分为两路输出：一路经由第一输气支管23输往液化循环回路3，进入液化循环回路3的BOG先进入缓冲罐31储存，并由液化压缩机32加压，再经由副换热器33冷凝液化成气液混合状态，最后流经主换热器22的热媒管，以与主换热器22冷媒管中的低温BOG换热，使得流经主换热器22热媒管的气液混合BOG全部液化，并输往液化天然气储罐11中；如此，能够充分利用低温BOG的冷能，以节省能耗。另一路经由第二输气支管24输往发电单元41，用以作为发电单元41的原料；而主换热器22热媒管中的气液混合BOG与冷媒管中低温BOG换热，能够使得进入第二输气支管24中的BOG温度升高，便于发电单元41利用，以将BOG的化学能转换为电能，进而为船舶用电补充电量，减少船舶柴油发电机发电量，提升LNG船舶的运输利润，实现低碳排放绿色船舶建设。
需要说明的是，换热器一般包括热媒管及冷媒管，以能够通过热媒管与冷媒管中的介质温差进行热量交换，进而实现对热媒管中介质降温的目的，此为现有技术在此不做赘述。
进一步地，在本实施例中，制冷剂循环回路34包括制冷压缩机341及第一换热器342，副换热器33的冷媒管出口、制冷压缩机341、第一换热器342的热媒管及副换热器33的冷媒管入口依次连通。本方案中，通过制冷压缩机341及第一换热器342对制冷剂循环回路34中的冷媒介质进行降温，以保证副换热器33对BOG有效降温。具体地，在本实施例中，制冷压缩机341及第一换热器342分别设有两个，且两个制冷压缩机341及第一换热器342依次交替设置，进一保证副换热器33的制冷效果。此外，两个第一换热器342能够与海水进行换热。
进一步地，在本实施例中，液化循环回路3还包括第二换热器35，液化压缩机32、第二换热器35的热媒管及副换热器33的热媒管入口依次连通。如此，通过第二换热器35以对经由液化压缩机32压缩升温的BOG初步降温，再输往副换热器33冷凝液化，进一步提高BOG液化效率。具体地，在方案中，缓冲罐31、液化压缩机32及第二换热器35串联设有两组。
在实施例中，自蒸发气储罐12输出的BOG温度在-163～-83℃之间，经过主换热器22换热后，从主换热器22的冷媒管输向第一输气支管23及第二输气支管24的BOG温度在15℃左右；缓冲罐31中储存的BOG温度与第一输气支管23输送的BOG温度一致，也为15℃左右，而液化压缩机32将缓冲罐31中的BOG压缩后，BOG温度为40℃左右，再经由第二换热器35与海水换热至20℃左右，其中，两组缓冲罐31、液化压缩机32及第二换热器35的温度变化相同。而BOG自第二换热器35输往副换热器33冷凝液化后温度在-83～-40℃之间，压力在1MPa左右，为气液混合状态；最后经由主换热器22换热全部液化成LNG，LNG从主换热器22的热媒管输往液化天然气储罐11，实现BOG再液化。
进一步地，发电单元41为固体氧化物燃料电池；发电系统4还包括依次连通的脱硫器42、引射器43及重整器44，脱硫器42连通第二输气支管24，且重整器44连通固体氧化物燃料电池的进料口。本方案中，将发电单元41采用固体氧化物燃料电池(SOFC)，其综合能量利用率高达85％，远超柴油机、且无机械运转部件，噪声大大降低，实现LNG运输船地节能减排降噪。
具体地，在本实施例中，固体氧化物燃料电池(SOFC)为工作温度600～850℃的阳极支撑型固体氧化物燃料电池电堆、金属支撑型固体氧化物燃料电池电堆或电解质支撑型固体氧化物燃料电池电堆，电堆与气体分配板整体制造，实现阴极气与阳极气两进两出。此外，脱硫室中脱硫催化剂为氧化铁或锌基化合物；重整器44中催化剂主要成分为钌或镍。且发电系统4还包括依次连通的电磁阀47、减压阀48及质量流量控制器49，电磁阀47连通第二输气支管24，质量流量控制器49连通脱硫器42，以使得发电系统4的调控更加灵活。
进一步地，为提高BOG利用效率，在本实施例中，发电系统4包括燃烧器45及第一预热换热器412，燃烧器45的进气口连通固体氧化物燃料电池的尾气口，且燃烧器45的排气口连通第一预热换热器412的热媒管；其中，固体氧化物燃料电池还连通有氧化剂输送管路411，氧化剂输送管路411连通第一预热换热器412的冷媒管。也即，燃烧器45能够燃烧固体氧化物燃料电池未反应完全的尾气，并在第一预热换热器412的作用下，利用尾气燃烧产生的热量预热输向固体氧化物燃料电池的氧化剂，提高能量利用效率。具体地，在本实施例中，氧化剂为空气，发电系统4还包括对应氧化剂输送管路411设置的风机418。此外，燃烧器45为明火燃烧或金属铂、铑、钯催化剂催化氧化燃烧，含有喷嘴、混合室等实现可燃气体均匀燃烧且防止熄火的功能。
进一步地，发电系统4还包括第二预热换热器413及输水管路414，输水管路414依次连通第二预热换热器413的冷媒管、及引射器43，第二预热换热器413的热媒管连通第一预热换热器412的热媒管。本方案通过第二预热换热器413加热输水管路414中的水，进一步提高能量利用效率。具体地，在本实施例中，脱硫器42与引射器43的二次流入口相连，第二预热换热器413的冷媒管与引射器43的一次流入口相连。引射器43的一次流入口为高压低流量流体，二次流入口为低压大流量，一次流流体引射二次流流体，也即使得BOG经由脱硫器42后进入引射器43的二次流入口，进而与经过换热的高压(0.3～0.6MPa)高温(300～500℃)水蒸气充分混合后进入重整器44，达到两种流体混合均匀的目的。
进一步地，发电系统4还包括储水箱415及汽水分离器417，储水箱415连通输水管路414，汽水分离器417的进气端连通第二预热换热器413的热媒管，且汽水分离器417的出水端连通储水箱415。本实施例中，通过汽水分离器417将燃烧器45尾气中得水进行分离并储存在储水箱415中，以供输水管路414输向引射器43，同时也可作船舶生活用淡水使用，需要说明的是，输水管路414对应储水箱415设有水泵416。此外，发电系统4还包括供暖换热器46，供暖换热器46的热媒管连通汽水分离器417的排气端。如此，能够将燃烧器45尾气中热量通过供暖换热器46为船舶供暖使用。
需要说明的是，第一预热换热器412与第二预热换热器413可制为三合一体式换热器，以减小体积。此外，重整器44、固体氧化物燃料电池、燃烧器45、第一预热换热器412及第二预热换热器413可集成在保温热盒内，保温材料可为气凝胶，实现热量的高效利用。
进一步地，发电系统4还包括蓄电单元5，蓄电单元5与发电单元41电连接，并能够为液化循环回路3供电。在本方案中，发电系统4生成地电量能够通过蓄电单元5储存起来，并供液化循环回路3使用，同时也可供船舶用电。具体地，在本实施例中，蓄电单元5包括蓄电池组51、船舶电网52及DC/DC(直流斩波器)53。固体氧化物燃料电池(SOFC)产生的电量通过DC/DC(直流斩波器)53升压后并入船舶电网52，为各压缩机、水泵416、风机418等提供电量，多余的电量可存入蓄电池组51。
基于上述发电系统4，其具体工作过程如下：BOG自第二输气支管24经由电磁发、减压阀48、质量流量控制器49、脱硫器42后进入引射器43，与经过换热的高压高温水蒸气充分混合后进入重整器44，在催化剂的作用下与水发生裂解反应，长链碳氢燃料裂解为短链碳氢燃料；再进入固体氧化物燃料电池阳极，同时风机418将空气经换热后送入固体氧化物燃料电池阴极。燃料与氧气发生电化学反应后，未反应完全的尾气进入燃烧器45充分燃烧，产生的热量为第一预热换热器412和第二预热换热器413提供热量。尾气中的水经汽水分离器417后进入储水箱415可供船舶生活用淡水，尾气中的热量可通过供暖换热器46为船舶供暖提供热量。
具体地，固体氧化物燃料电池工作温度为720℃左右，需进行预热，初始阶段质量流量控制器49控制少量BOG进入发电系统4，大部分BOG进入液化循环回路3，压缩机所需电量由蓄电池组51和船舶电网52提供，待固体氧化物燃料电池预热完毕进入正常工作状态，质量流量控制器49加大燃料供应量，固体氧化物燃料电池电化学产生的电量通过DC/DC(直流斩波器)53升压后并入船舶电网52，为各压缩机、水泵416、风机418等提供电量，多余的电量可存入蓄电池组51。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，其包括：
储罐，包括液化天然气储罐及蒸发气储罐，所述蒸发气储罐连通所述液化天然气储罐；
输气管道，包括输气主管、主换热器、第一输气支管及第二输气支管，所述输气主管的一端连通所述蒸发气储罐、另一端连通所述主换热器的冷媒管入口，所述主换热器的冷媒管出口同时连通所述第一输气支管及所述第二输气支管，且所述主换热器的热媒管出口连通所述液化天然气储罐；
液化循环回路，包括缓冲罐、液化压缩机及副换热器，所述缓冲罐、所述液化压缩机及所述副换热器的热媒管入口依次连通，且所述缓冲罐连通所述第一输气支管，所述副换热器的热媒管出口连通所述主换热器的热媒管入口，其中，所述副换热器的冷媒管连通有制冷剂循环回路；以及，
发电系统，包括发电单元，所述发电单元的进料口连通所述第二输气支管，用以将蒸发气的化学能转换为电能。
2.根据权利要求1所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述制冷剂循环回路包括制冷压缩机及第一换热器，所述副换热器的冷媒管出口、所述制冷压缩机、所述第一换热器的热媒管及所述副换热器的冷媒管入口依次连通。
3.根据权利要求2所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述液化循环回路还包括第二换热器，所述液化压缩机、所述第二换热器的热媒管及所述副换热器的热媒管入口依次连通。
4.根据权利要求1至3中任意一项所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电单元为固体氧化物燃料电池；
所述发电系统还包括依次连通的脱硫器、引射器及重整器，所述脱硫器连通所述第二输气支管，且所述重整器连通所述固体氧化物燃料电池的进料口。
5.根据权利要求4所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统包括燃烧器及第一预热换热器，所述燃烧器的进气口连通所述固体氧化物燃料电池的尾气口，且所述燃烧器的排气口连通所述第一预热换热器的热媒管；
其中，所述固体氧化物燃料电池还连通有氧化剂输送管路，所述氧化剂输送管路连通所述第一预热换热器的冷媒管。
6.根据权利要求5所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统还包括第二预热换热器及输水管路，所述输水管路依次连通所述第二预热换热器的冷媒管、及所述引射器，所述第二预热换热器的热媒管连通所述第一预热换热器的热媒管。
7.根据权利要求6所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统还包括储水箱及汽水分离器，所述储水箱连通所述输水管路，所述汽水分离器的进气端连通所述第二预热换热器的热媒管，且所述汽水分离器的出水端连通所述储水箱。
8.根据权利要求7所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统还包括供暖换热器，所述供暖换热器的热媒管连通所述汽水分离器的排气端。
9.根据权利要求4所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统还包括依次连通的电磁阀、减压阀及质量流量控制器，所述电磁阀连通所述第二输气支管，所述质量流量控制器连通所述脱硫器。
10.根据权利要求1所述的液化天然气蒸发气再液化装置，其特征在于，所述发电系统还包括蓄电单元，所述蓄电单元与所述发电单元电连接，并能够为所述液化循环回路供电。
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