RU2642713C1 - Система обработки отпарного газа - Google Patents

Система обработки отпарного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2642713C1
RU2642713C1 RU2016138308A RU2016138308A RU2642713C1 RU 2642713 C1 RU2642713 C1 RU 2642713C1 RU 2016138308 A RU2016138308 A RU 2016138308A RU 2016138308 A RU2016138308 A RU 2016138308A RU 2642713 C1 RU2642713 C1 RU 2642713C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
stripping gas
stripping
engine
lng
Prior art date
Application number
RU2016138308A
Other languages
English (en)
Inventor
Дзоон Чае ЛИ
Нам Соо КИМ
Дзе Хеон ДЗУНГ
Чеонг Ги ПАРК
Original Assignee
Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд.
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 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. filed Critical Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд.
Application granted granted Critical
Publication of RU2642713C1 publication Critical patent/RU2642713C1/ru

Links

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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
    • F02M21/0215—Mixtures of gaseous fuels; Natural gas; Biogas; Mine gas; Landfill gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0245—High pressure fuel supply systems; Rails; Pumps; Arrangement of valves
    • 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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • 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
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • 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
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • 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
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • 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
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • B63J2099/001—Burning of transported goods, e.g. fuel, boil-off or refuse
    • B63J2099/003—Burning of transported goods, e.g. fuel, boil-off or refuse of cargo oil or fuel, or of boil-off gases, e.g. for propulsive purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0221—Fuel storage reservoirs, e.g. cryogenic tanks
    • F02M21/0224—Secondary gaseous fuel storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0287—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers characterised by the transition from liquid to gaseous phase ; Injection in liquid phase; Cooling and low temperature storage
    • 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
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/043—Localisation of the removal point in the gas
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F17C2265/017—Purifying the fluid by separating different phases of a same fluid
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/038—Treating the boil-off by recovery with expanding
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • 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
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Предложенная группа изобретений касается системы обработки отпарного газа. Система обработки отпарного газа включает в себя компрессор 100, сжимающий отпарной газ, генерируемый в баке T для хранения сжиженного природного газа корабля или плавающей структуры, теплообменник 200, охлаждающий отпарной газ, сжатый компрессором 100, посредством теплообмена с отпарным газом, подаваемым в компрессор 100, расширительное устройство 300, выполняющее адиабатическое расширение отпарного газа, охлажденного теплообменником 200, газожидкостный сепаратор 400, выполняющий разделение газ/жидкость отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению с помощью устройства 300, и подающий сжиженный природный газ в бак T. Система включает также обводную линию, через которую отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, подается из положения ниже по потоку от устройства 300 в положение ниже по потоку от сепаратора 400. Группа изобретений направлена на обеспечение эффективной обработки отпарного газа. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Область техники
Настоящее изобретение касается системы обработки отпарного газа и, в частности, системы обработки отпарного газа, которая включает в себя компрессор, сжимающий отпарной газ, генерируемый в баке для хранения СПГ на корабле или плавающей структуре; теплообменник, охлаждающий сжатый отпарной газ путем теплообмена с отпарным газом, подаваемым в компрессор; расширительное устройство, выполняющее адиабатическое расширение отпарного газа, охлажденного теплообменником; и газожидкостный сепаратор, выполняющий разделение газ/жидкость отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению с помощью расширительного устройства, и подающий сжиженный природный газ в бак для хранения СПГ, где организована обводная линия, чтобы позволять подавать отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, из положения ниже по потоку от расширительного устройства в положение ниже по потоку от газожидкостного сепаратора, обеспечивая диверсификацию работы системы.
Уровень техники
Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, получаемую охлаждением пригодного газа, состоящего, главным образом, из метана, до приблизительно -163°С, и имеет объем приблизительно 1/600 от объема природного газа. Таким образом, природный газ сжижают в СПГ для эффективной транспортировки, и носитель СПГ используют для морской транспортировки СПГ.
Так как сжижение природного газа происходит при криогенной температуре приблизительно -163°С при окружающем давлении, СПГ вероятно будет испаряться, если температура СПГ увеличивается до немного выше -163°С при окружающем давлении. Хотя бак для хранения СПГ, обеспеченный в СПГ носителе, LNG-FРSО, RV и подобные, обеспечен теплоизолирующей структурой, невозможно полностью предотвратить теплоперенос к СПГ в баке для хранения СПГ, и, таким образом, СПГ непрерывно испаряется, генерируя отпарной газ (ОГ) в баке для хранения СПГ во время хранения СПГ в баке для хранения СПГ.
ОГ является разновидностью потери СПГ и представляет собой важный фактор эффективности транспортировки СПГ, и так как избыточное накопление ОГ в баке для хранения СПГ может вызывать повреждение бака для хранения СПГ путем избыточного увеличения давления в баке для хранения СПГ, проводили различные исследования, чтобы разработать способ обработки ОГ, генерированного в баке для хранения СПГ.
В настоящее время для обработки ОГ применяют способ возврата ОГ в бак для хранения после повторного сжижения ОГ, способ использования ОГ в качестве источника энергии для кораблей и подобные. Кроме того, применяют способ сжигания избыточного ОГ с использованием установки для сжигания газа (УСГ).
Установка для сжигания газа неизбежно сжигает избыточный ОГ, не используемый на корабле, чтобы регулировать давление в баке для хранения, и создает проблему отходов химической энергии ОГ при сжигании.
Когда двигатель на двух видах топлива (ДТ) применяют для основного движущего устройства в движительной системе носителя СПГ, отпарной газ, генерированный в баке для хранения СПГ, можно использовать в качестве топлива для ДТ двигателя. Когда количество отпарного газа, генерированного в баке для хранения СПГ, превышает количество топлива, используемого при движении корабля в ДТ двигателе, отпарной газ направляют в устройство для сжигания газа и сжигают там, чтобы защитить бак для хранения СПГ.
Описание
Техническая проблема
Так как СПГ находится в криогенном состоянии и очень чувствителен к изменению окружающих параметров, таких как температура и подобное, спонтанная газификация СПГ продолжает происходить внутри груза, сохраняемого во время движения корабля, генерируя тем самым значительное количество отпарного газа (ОГ). Так как избыток ОГ в баке для хранения может вызвать взрыв бака для хранения посредством увеличения внутреннего давления бака для хранения, ОГ выпускают и повторно сжижают для хранения или удаляют путем сжигания. Известно, что корабль, имеющий теплоизолирующую структуру, генерирует ОГ в количестве приблизительно 0,05 об.%/день в баке для хранения во время транспортировки СПГ, а обычный носитель СПГ газифицирует СПГ в отпарной газ в количестве от 4 до 6 тонн (т) в час или приблизительно 300 тонн за плавание.
Для повторного сжижения отпарного газа в баке для хранения отпарной газ выпускают из бака для хранения и подвергают циклу охлаждения в устройстве повторного сжижения, в котором отпарной газ возвращается в бак для хранения после повторного сжижения через теплообменник с охладителем в криогенном состоянии, например, азотом, смешанным охлаждающим агентом и подобным. Устройство повторного охлаждения на основе такого цикла охлаждения работает сложным образом, что дает сложный контроль все системы и большой расход энергии.
Таким образом, сжижение большого количества ОГ требует сложное устройство повторного сжижения и большой расход энергии, а удаление топлива путем сжигания приводит к отходам топлива и подобному. Таким образом, существует потребность в системе, способной эффективно обрабатывать отпарной газ, генерируемый в баке для хранения.
Настоящее изобретение задумано для решения таких технических проблем и имеет целью обеспечение системы для эффективной обработки отпарного газа, генерированного в баке для хранения СПГ корабля или плавающей структуры.
Техническое решение
Согласно одному аспекту настоящего изобретения обеспечивается система обработки отпарного газа, включающая в себя: компрессор, сжимающий отпарной газ, генерированный в баке для хранения СПГ корабля или плавающей структуры; теплообменник, охлаждающий сжатый отпарной газ посредством теплообмена с отпарным газом, подаваемым в компрессор; расширительное устройство, выполняющее адиабатическое расширение отпарного газа, охлажденного с помощью теплообменника; газожидкостный сепаратор, выполняющий разделение газ/жидкость отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению с помощью расширительного устройства, и подающий сжиженный природный газ в бак для хранения СПГ; и обводную линию, через которую отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, подается из положения ниже по потоку от расширительного устройства в положение ниже по потоку от газожидкостного сепаратора.
Данная система обработки отпарного газа может дополнительно включать в себя: линию рециркуляции, через которую отпарной газ из газовой фазы, отделенной газожидкостным сепаратором, вводят в поток отпарного газа, подаваемого из бака для хранения СПГ в теплообменник; и холодильник, обеспеченный в линии рециркуляции и дополнительно охлаждающий отпарной газ, охлажденный с помощью теплообменника, отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора.
Данная система обработки отпарного газа может дополнительно включать в себя первый разделительный вентиль, расположенный выше по потоку от газожидкостного сепаратора, и второй разделительный вентиль, обеспеченный в обводной линии.
Компрессор может быть многоступенчатым компрессором, в котором компрессионные цилиндры и промежуточные холодильники расположены попеременно, а отпарной газ, сжатый с помощью части многоступенчатого компрессора, может подаваться в качестве топлива в первый двигатель.
Отпарной газ, сжатый с помощью всего многоступенчатого компрессора, может подаваться в качестве топлива во второй двигатель, а отпарной газ, оставшийся после подачи в первый и второй двигатели, может сохраняться в баке для хранения СПГ после сжижения с помощью теплообменника и расширительного устройства.
Первый двигатель может быть ДТ двигателем, способным принимать в качестве топлива отпарной газ, сжатый до давления от 5 до 20 бар, а второй двигатель может быть MEGI двигателем, способным принимать в качестве топлива отпарной газ, сжатый до давления от 150 до 400 бар.
Расширительное устройство может включать в себя одно из расширительного вентиля (J-Т вентиль) и расширителя.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения обеспечивается система обработки отпарного газа, включающая в себя: линию подачи топлива, с помощью которой отпарной газ, генерированный в баке для хранения СПГ корабля или плавающей структуры, сжимают и подают в двигатель корабля или плавающей структуры; линию сжижения, с помощью которой часть сжатого отпарного газа отделяют, охлаждают с помощью теплообменника сжимаемым отпарным газом, который генерирован в баке для хранения СПГ, и сжижают с помощью адиабатического расширения; газожидкостный сепаратор, выполняющий разделение отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению, и подающий сжиженный природный газ в бак для хранения СПГ; и обводную линию, ответвляющуюся от линии сжижения и позволяющую подавать отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, в бак для хранения СПГ после обхода газожидкостного сепаратора.
Данная система обработки отпарного газа может дополнительно включать в себя линию рециркуляции, через которую отпарной газ из газовой фазы, отделенной газожидкостным сепаратором, повторно вводят в линию подачи топлива; и холодильник, расположенный в точке пересечения между линией рециркуляции и линией подачи топлива и дополнительно охлаждающий отпарной газ, охлажденный путем теплообмена с отпарным газом, сжимаемым в линии сжижения, отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора.
Преимущественные эффекты
Система согласно настоящему изобретению может подавать отпарной газ, генерированный в баке для хранения СПГ, в качестве топлива двигателя путем сжатия отпарного газа, пока достигается повторное сжижение остального отпарного газа с использованием холодной теплоты самого отпарного газа, и, таким образом, не требует отдельной системы рефрижерации, снижая тем самым затраты на исходную установку и размер оборудования, позволяя в то же время легкое обслуживание и ремонт.
Таким образом, система согласно настоящему изобретению не использует устройство повторного сжижения, которое требует большого расхода энергии для повторного сжижения и, таким образом, могут снижаться эксплуатационные расходы на повторное сжижение и количество природного газа, теряемого из-за сжигания для повторного сжижения в GСU и подобном, улучшая тем самым экономическую осуществимость.
Кроме того, система согласно настоящему изобретению оборудована обводной линией, организованной так, чтобы позволять отпарному газу обходить газожидкостный сепаратор, так что отпарной газ может повторно вводиться в бак для хранения СПГ без прохода через газожидкостный сепаратор после сжижения отпарного газа в состоянии мгновенного выделения с холодной теплотой в баке для хранения, позволяя диверсификацию работы системы.
Описание чертежей
Фиг.1 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.2 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления настоящего изобретения, использованному вместе с системой подачи топливного газа.
Фиг.4 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно третьему типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.5 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно четвертому типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.6 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно пятому типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.7 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно шестому типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
Лучший вариант осуществления
Вышеуказанные и другие аспекты, преимущества и объекты настоящего изобретения станут видны из сопровождающих чертежей и описаний последующих типичных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Далее типичные варианты осуществления настоящего изобретения будут подробно описаны со ссылкой на сопровождающие чертежи. Одинаковые компоненты будут обозначаться одинаковыми численными обозначениями на всех сопровождающих чертежах.
В общем, Международная морская организация (ММО) регулирует выбросы оксидов азота (NОх) и оксидов серы (SОх) среди выхлопных газов кораблей и, в настоящее время, также старается регулировать выбросы диоксида углерода (СО2). В частности, вопрос регулирования оксидов азота (NОх) и оксидов серы (SОх) поднимался протоколом "Предотвращение морского загрязнения судами" (МАRРОL) в 1997 г. Через восемь лет данный протокол удовлетворяет требованиям для выполнения и входит в силу в мае 2005 г., и сейчас данное постановление находится в силе в качестве принудительного постановления.
Поэтому, чтобы удовлетворять этим постановления, было введено множество способов, снижающих выбросы оксидов азота (NОх). В качестве одного из этих способов был разработан и применен двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления для морской структуры, такой как носитель СПГ, например MEGI двигатель. Двигатель MEGI разработан как экологичный двигатель следующего поколения, способный снижать выбросы примесей, например, диоксида углерода на 23%, азотных соединений на 80% и сернистых соединений на 95% или больше по сравнению с дизельным двигателем, производящим такой же уровень мощности.
Такой MEGI двигатель может быть оборудован на таком корабле, как носитель СПГ, который транспортирует СПГ, сохраняя СПГ в баке для хранения, способном выдерживать криогенные температуры (применяемый здесь термин "корабль" является понятием, включающим прибрежные заводы, такие как LNG FРSО, LNG FSRU и подобные, а также носитель СПГ, LNG RV и подобные). В этом случае MEGI двигатель использует природный газ в качестве топлива и требует высокое давление приблизительно от 150 до 400 бар (абсолютное давление) для подачи газа в зависимости от нагрузки двигателя.
MEGI двигатель может непосредственно соединяться с винтом для движения и в таком случае может быть двухтактным двигателем, вращающимся с низкой скоростью. То есть MEGI двигатель является низкоскоростным двухтактным двигателем с впрыскиванием природного газа высокого давления.
Кроме того, чтобы снизить выброс оксидов азота, был разработан и применен ДТ двигатель (например, двухтопливный дизельный генератор (DFDG)), использующий смесь дизельного топлива и природного газа в качестве топлива для движения или генерации энергии. ДТ двигатель может сжигать смесь жидкого топлива и природного газа или использовать только одно из жидкого топлива и природного газа в качестве топлива. Так как в природном газе содержится меньше соединений серы, чем в жидком топливе, содержание оксидов серы в выхлопном газе снижается.
ДТ двигатель не требует такого высокого давления топливного газа, как MEGI двигатель, и требует топливный газ, сжатый до давления приблизительно от нескольких до десятков бар. ДТ двигатель получает электрическую энергию путем движения генератора энергии с использованием движущей силы, и приводит в действие движительный мотор или работает с множеством устройств или оборудования, использующего электрическую энергию.
Когда природный газ подается в качестве топлива, нет необходимости регулировать метановое число для MEGI двигателя, тогда как для ДТ двигателя метановое число необходимо регулировать.
Когда СПГ нагревается, предпочтительно испаряется метановый компонент, имеющий относительно низкую температуру сжижения. Поэтому отпарной газ (ОГ), имеющий высокое содержание метана, может подаваться в качестве топлива в ДТ двигатель. Однако, так как СПГ имеет меньшее содержание метана, чем ОГ, метановое число СПГ ниже, чем требуемое метановое число для ДТ двигателя, и доли углеводородных компонентов (метан, этан, пропан, бутан и другие), составляющих СПГ, меняются в зависимости от места добычи. Таким образом, СПГ не подходит, чтобы подавать в качестве топлива в ДТ двигатель после газификации.
Чтобы регулировать метановое число, составляющие тяжелые углеводороды (СТУ), имеющие более высокую температуру сжижения, чем метан, могут сжижаться и удаляться путем принудительной газификации и охлаждения сжиженного природного газа. После регулировки метанового числа природный газ с доведенным метановым числом может дополнительно нагреваться в зависимости от требуемой температуры для двигателя.
Теперь типичные варианты осуществления данного изобретения будут подробно описаны со ссылкой на сопровождающие чертежи. Следует понимать, что последующие варианты осуществления могут быть модифицированы различными способами и не ограничивают объем настоящего изобретения.
Фиг.1 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг.1 система обработки отпарного газа согласно настоящему изобретению применяется к носителю СПГ, оборудованному двигателем с впрыскиванием природного газа высокого давления, использующим природный газ в качестве топлива, то есть MEGI двигателем. Однако следует понимать, что данная система обработки отпарного газа согласно настоящему изобретению может применяться не только к любому типу кораблей, оборудованных баком для хранения сжиженного газа, таким как носители СПГ, LNG RV и подобные, но также к прибрежным установкам, таким как LNG FPSO, LNG FSRU и подобные.
В системе обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления отпарной газ (ОГ), генерируемый в баках 11 для хранения сжиженного газа и выпускаемый из них, подается в компрессор 13 по линии L1 подачи отпарного газа, сжимается компрессором 13 и затем подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например МЕGI двигатель. Когда подается в качестве топлива в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например MEGI двигатель, отпарной газ сжимается до высокого давления приблизительно от 150 до 400 бар с помощью компрессора 13.
Хотя баки для хранения оборудованы герметичными и теплоизолирующими барьерами, чтобы сохранять сжиженный газ, такой как СПГ и подобные, в криогенном состоянии, баки для хранения не могут достигать полной блокировки теплопереноса извне. В результате испарение сжиженного газа продолжается в баках 11 для хранения, и отпарной газ выходит из баков 11 для хранения по линии L1 выпуска отпарного газа, чтобы поддерживать давление отпарного газа на приемлемом уровне внутри баков 11 для хранения.
Каждый из баков 11 для хранения оборудован выпускным насосом 12 для выпуска СПГ из бака для хранения по необходимости.
Компрессор 13 может включать в себя, по меньшей мере, один компрессионный цилиндр 14 и, по меньшей мере, один промежуточный холодильник 15, организованный так, чтобы охлаждать отпарной газ, который увеличивает температуру во время сжатия. Компрессор 13 может быть организован так, чтобы сжимать отпарной газ, например, до приблизительно 301 бар. Хотя компрессор 13 изображен на фиг.1, как включающий в себя пять компрессионных цилиндров 14 и пять промежуточных холодильников 15 для многоступенчатого сжатия, следует понимать, что число компрессионных цилиндров и число промежуточных холодильников может меняться по необходимости. Кроме того, могут быть сделаны различные модификации сжатия, включая единственный компрессор, включающий в себя множество компрессионных цилиндров, множество компрессоров, соединенных друг с другом последовательно, и подобное.
Отпарной газ, сжатый компрессором 13, подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления по линии L1 подачи отпарного газа. Соответственно количеству топлива, используемого двигателем с впрыскиванием природного газа высокого давления, весь или часть сжатого отпарного газа может подаваться в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления.
Кроме того, согласно первому варианту осуществления данного изобретения в предположении, что отпарной газ, выпускаемый из баков 11 для хранения и сжимаемый компрессором 13 (а именно, весь отпарной газ, выпускаемый из бака для хранения), представляет собой первый поток, система обработки отпарного газа может быть организована так, что первый поток отпарного газа разделяется на второй поток и третий поток, где второй поток может подаваться в качестве топлива в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, а третий поток может возвращаться в бак для хранения после повторного сжижения.
Второй поток подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления по линии L1 подачи отпарного газа, а третий поток будет возвращаться в бак 11 для хранения по линии L3 возврата отпарного газа. Для сжижения третьего потока сжатого отпарного газа линия L3 возврата отпарного газа оборудуется теплообменником 21. Теплообменник 21 осуществляет теплообмен третьего потока сжатого отпарного газа с первым потоком отпарного газа, выпускаемого из баков 11 для хранения для подачи в компрессор 13.
Так как скорость течения первого потока отпарного газа перед сжатием выше, чем скорость течения третьего потока, третий поток сжатого отпарного газа может сжижаться посредством теплообмена с первым потоком отпарного газа перед сжатием. Таким образом, в теплообменнике 21 отпарной газ, сжатый до высокого давления компрессором 12, сжижается посредством теплообмена с отпарным газом, имеющим криогенную температуру сразу после выпуска из бака 11 для хранения.
Отпарной газ (СОГ), сжиженный теплообменником 21, декомпрессируется, проходя через расширительный вентиль 22, и затем подается в газожидкостном смешанном состоянии в газожидкостный сепаратор 23. Проходя через расширительный вентиль 22, СОГ может декомпрессироваться до приблизительно атмосферного давления. Сжиженный отпарной газ разделяется на газовый компонент и жидкий компонент с помощью газожидкостного сепаратора 23, в котором жидкий компонент, то есть СПГ, доставляется в бак 11 для хранения по линии L3 возврата отпарного газа, а газовый компонент, то есть отпарной газ, соединяется с отпарным газом, который выпускают из баков 11 для хранения для подачи в компрессор 13, посредством линии L5 рециркуляции отпарного газа. Более конкретно, линия L5 рециркуляции отпарного газа распространяется от верхнего конца газожидкостного сепаратора 23 и присоединяется к линии L1 подачи отпарного газа выше по потоку от теплообменника 21.
Хотя теплообменник 21 изображен, как обеспеченный в линии L3 возврата отпарного газа для удобства описания, так как теплообмен между первым потоком отпарного газа, проходящим через линию L1 подачи отпарного газа, и третьим потоком отпарного газа, проходящим через линию L3 возврата отпарного газа, происходит на практике в теплообменнике 21, теплообменник 21 также обеспечивается в линии L1 подачи отпарного газа.
Линия L5 рециркуляции отпарного газа также может быть оборудована другим расширительным вентилем 24, вследствие чего газовый компонент, выпускаемый из газожидкостного сепаратора 23, может декомпрессироваться, проходя через расширительный вентиль 24. Кроме того, линия L5 рециркуляции отпарного газа оборудуется холодильником 25, который дополнительно охлаждает третий поток отпарного газа, который подается в газожидкостный сепаратор 23 после сжижения с помощью теплообменника 21, посредством теплообмена с газовым компонентом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора 23 и проходящим через линию L5 рециркуляции отпарного газа. То есть холодильник 25 дополнительно охлаждает отпарной газ в жидком состоянии с высоким давлением в природный газ в криогенном газообразном состоянии низкого давления.
Хотя холодильник 25 изображен, как обеспеченный в линии L5 рециркуляции отпарного газа для удобства описания, так как теплообмен между третьим потоком отпарного газа, проходящим через линию L3 возврата отпарного газа, и газовым компонентом, проходящим через линию L5 рециркуляции отпарного газа, происходит на практике в холодильнике 25, холодильник 25 также обеспечивается в линии L3 возврата отпарного газа.
С другой стороны, когда ожидается генерация избытка ОГ из-за ОГ в баках 11 для хранения, превышающего необходимое топливо для двигателя с впрыскиванием природного газа высокого давления, часть отпарного газа, который был сжат или находится в ходе ступенчатого сжатия в компрессоре 13, выпускается по отводным линиям L7, L8 отпарного газа для использования сторонним расходованием отпарного газа. Примеры стороннего расходования отпарного газа могут включать в себя УСГ, ДТ генератор (DFDG), газовую турбину и подобные, которые могут применять в качестве топлива природный газ меньшего давления, чем MEGI двигатель.
В системе и способе обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления, описанному выше, так как отпарной газ, генерированный во время транспортировки груза (то есть СПГ) носителя СПГ, может использоваться в качестве топлива для двигателя или может сохраняться в баке для хранения после повторного сжижения и возврата в бак для хранения, можно снижать или предотвращать отходы отпарного газа с помощью GСU и подобного, и обрабатывать отпарной газ посредством повторного сжижения без установки отдельного устройства повторного сжижения, которое использует отдельный охлаждающий агент, такой как азот и подобные.
Кроме того, так как система и способ обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления, описанному выше, не требует установки отдельного устройства повторного сжижения, которое использует отдельный охлаждающий агент (то есть охлаждающий цикл с азотным охлаждающим агентом, охлаждающий цикл со смешанным охлаждающим агентом или подобное), нет необходимости в дополнительной установке оборудования для подачи и хранения охлаждающих агентов, позволяя снижение затрат на начальную установку и эксплуатационных затрат всей системы.
Фиг.2 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления настоящего изобретения.
В отличие от системы обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления, система обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления позволяет использовать СПГ путем принудительной газификации, когда количество отпарного газа, требуемого для MEGI двигателя или ДТ генератора, выше, чем количество отпарного газа, спонтанно генерируемого в баке для хранения. Признаки системы обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления, отличающиеся от признаков системы обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления, будут описаны далее более подробно.
В системе обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления отпарной газ (ОГ), генерируемый и выпускаемый из бака 11 для хранения, сохраняющего сжиженный газ, поступает в компрессор 13 по линии L1 подачи отпарного газа, сжимается компрессором 13 и подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например МЕGI двигатель, или подается и используется в качестве топлива ДТ двигателем (ДТ генератором) во время многоступенчатого сжатия в компрессоре 13, как в системе обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления.
Однако в системе обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления, когда количество отпарного газа, требуемого для двигателя с впрыскиванием природного газа высокого давления и ДТ генератора, выше, чем количество отпарного газа, спонтанно генерируемого в баках 11 для хранения, устанавливается линия L11 принудительной газификации, чтобы позволять подавать СПГ, хранящийся в баках 11 для хранения, в компрессор 13 после газификации СПГ с помощью принудительного газификатора 31.
С линией L11 принудительной газификации, как во втором типичном варианте осуществления, можно достигать стабильной подачи топлива, даже когда небольшое количество отпарного газа генерируется из-за малого количества СПГ, хранящегося в баке для хранения, или когда количество отпарного газа, требуемого в качестве топлива для различных двигателей, выше, чем количество отпарного газа, спонтанно генерируемое в баке для хранения.
Фиг.3 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно настоящему изобретению, используемой вместе с системой подачи топливного газа.
На фиг.3 ,хотя система обработки отпарного газа согласно первому типичному варианту осуществления на Фиг.1 изображена как присоединенная к системе подачи топливного газа, следует понимать, что система обработки отпарного газа согласно второму типичному варианту осуществления также может быть использована вместе системой подачи топливного газа.
На фиг.3 система подачи топливного газа для кораблей согласно настоящему изобретению включает в себя двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например MEGI двигатель, в качестве основного двигателя, и ДТ двигатель (ДТ генератор; DFDG) в качестве вспомогательного двигателя. Хотя основной двигатель обычно используется в качестве движущего двигателя для движения корабля, а вспомогательный двигатель обычно используется в качестве двигателя для генерации энергии для подачи энергии на различные устройства и оборудование, установленное на корабле, следует понимать, что настоящее изобретение не ограничивается данным применением основного двигателя и вспомогательного двигателя. Система подачи топливного газа может включать в себя множество основных двигателей и множество вспомогательных двигателей.
Система подачи топливного газа для кораблей согласно настоящему изобретению организована так, что природный газ (то есть ОГ в газообразном состоянии и СПГ в жидком состоянии), сохраняемый баках 11 для хранения, может подаваться в качестве топливного газа в двигатели (то есть МЕGI двигатель, соответствующий основному двигателю, и ДТ двигатель, соответствующий вспомогательному двигателю).
Чтобы подавать ОГ в газообразном состоянии в качестве топливного газа, система подачи топливного газа согласно настоящему изобретению включает в себя основную линию L1 подачи ОГ в качестве линии подачи отпарного газа, по которой ОГ, сохраняемый в баках 11 для хранения, подается в основной двигатель, и вспомогательную линию L8 подачи ОГ, которая ответвляется от основной линии L1 подачи ОГ и подает ОГ во вспомогательный двигатель. Основная линия L1 подачи ОГ имеет такую же организацию, как организация линии L1 подачи отпарного газа, показанная на фиг.1 и 2, и называется основной линией L1 подачи ОГ для отличия от линии подачи отпарного газа в отношении ДТ двигателя (то есть вспомогательной линии L8 подачи ОГ) в описании, сделанном со ссылкой на фиг.3.
Кроме того, чтобы подавать СПГ в жидком состоянии в качестве топливного газа, система подачи топливного газа согласно настоящему изобретению включает в себя основную линию L23 подачи СПГ, по которой СПГ, сохраняемый в баках 11 для хранения, подается в основной двигатель, и вспомогательную линию L24 подачи СПГ, которая ответвляется от основной линии L23 подачи СПГ и подает СПГ во вспомогательный двигатель.
Согласно настоящему изобретению основная линия L1 подачи ОГ оборудована компрессором 13 для сжатия ОГ, а основная линия L23 подачи СПГ оборудована насосом 43 высокого давления для сжатия СПГ.
Отпарной газ (ОГ), генерируемый в баках 11 для хранения, сохраняющих сжиженный газ, и выпускаемый через вентиль 41 выпуска ОГ, поступает по основной линии L1 подачи ОГ, сжимается компрессором 13 и подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например MEGI двигатель. Отпарной газ подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления после сжатия до высокого давления приблизительно от 150 до 400 бар компрессором 13.
Хотя баки для хранения обеспечены уплотняющими и теплоизолирующими барьерами, чтобы сохранять сжиженный газ, такой как СПГ и подобные, в криогенном состоянии, баки для хранения не могут достигать полной блокировки теплопереноса извне. В результате испарение сжиженного газа продолжается в баках 11 для хранения, и отпарной газ выпускают из баков 11 для хранения, чтобы поддерживать давление отпарного газа на приемлемом уровне внутри баков 11 для хранения.
Компрессор 13 может включать в себя, по меньшей мере, один компрессионный цилиндр 14 и, по меньшей мере, один промежуточный холодильник 15, организованный так, чтобы охлаждать отпарной газ, который увеличивает температуру во время сжатия. Компрессор 13 может быть организован так, чтобы сжимать отпарной газ, например, до приблизительно 301 бар. Хотя компрессор 13 изображен на фиг.1, как включающий в себя пять компрессионных цилиндров 14 и пять промежуточных холодильников 15 для многоступенчатого сжатия, следует понимать, что число компрессионных цилиндров и число промежуточных холодильников может меняться по необходимости. Кроме того, могут быть сделаны различные модификации сжатия, включая единственный компрессор, включающий в себя множество компрессионных цилиндров, множество компрессоров, соединенных друг с другом последовательно, и подобное.
Отпарной газ, сжатый компрессором 13, подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления по линии L1 подачи отпарного газа. Соответственно количеству топлива, используемого двигателем с впрыскиванием природного газа высокого давления, весь или часть сжатого отпарного газа может подаваться в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления.
Вспомогательная линия L8 подачи ОГ, по которой топливный газ подается в ДТ двигатель в качестве вспомогательного двигателя, ответвляется от основной линии L1 подачи ОГ. Более конкретно, вспомогательная линия L8 подачи ОГ ответвляется от основной линии L1 подачи ОГ так, что часть отпарного газа может подаваться по ней во время многоступенчатого сжатия в компрессоре 13. Фиг.1 показывает, что часть ОГ, подвергнутого двухступенчатому сжатию, подается во вспомогательный двигатель по вспомогательной линии L8 подачи ОГ.
Так как ДТ двигатель (например DFDG), обеспеченный в качестве вспомогательного двигателя, требует меньшее давление, чем МЕGI двигатель, деление ОГ, сжатого до высокого давления на заднем конце компрессора 13, требует снижения давления ОГ перед подачей ОГ во вспомогательный двигатель, вызывая неэффективную работу.
Как описано выше, так как метановый компонент, имеющий относительно низкую температуру сжижения, предпочтительно газифицируется, когда СПГ нагревается, отпарной газ, имеющий высокое содержание метана, может подаваться в качестве топлива в ДТ двигатель. Поэтому нет необходимости в установке устройства для регулирования метанового числа в основной линии подачи ОГ и вспомогательной линии подачи ОГ.
С другой стороны, когда ожидается генерация избытка ОГ из-за того, что ОГ внутри баков 11 для хранения превышает необходимое топливо для основного двигателя и вспомогательного двигателя, отпарной газ может возвращаться в бак для хранения с помощью системы обработки отпарного газа согласно настоящему изобретению.
Когда избыточный отпарной газ генерируется в баке для хранения, часть отпарного газа, который был сжат или находится в ходе ступенчатого сжатия в компрессоре 13, выпускают по линии L7 отвода отпарного газа для использования сторонним расходованием отпарного газа. Примеры стороннего расходования отпарного газа могут включать в себя УСГ, ДТ генератор (DFDG), газовую турбину и подобные, которые могут применять в качестве топлива природный газ меньшего давления, чем MEGI двигатель. Линия L7 отвода отпарного газа предпочтительно ответвляется от вспомогательной линии L8 подачи ОГ, как показано на фиг.3.
Способ обработки, по меньшей мере, части отпарного газа, который сжимается в компрессоре 13 и затем подается в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления по линии L1 подачи отпарного газа, по линии L3 возврата отпарного газа, то есть способ возврата, по меньшей мере, части отпарного газа в баки 11 для хранения посредством повторного сжижения, является таким же, как описано со ссылкой на фиг.1 и фиг.2, подробное описание этого способа здесь опускается.
Основная линия L23 подачи СПГ оборудована выпускным насосом 12, расположенным внутри каждого из баков 11 для хранения и выпускающим СПГ из баков 11 для хранения, и насосом 43 высокого давления, сжимающим СПГ, который предварительно сжат выпускным насосом 12, до давления, требуемого для MEGI двигателя. Каждый из баков 11 для хранения может быть оборудован здесь одним выпускным насосом 12. Хотя на фиг.3 показан единственный насос 43 высокого давления, может быть использовано множество насосов высокого давления, соединенных параллельно друг с другом.
Как описано выше, давление топливного газа, требуемого для МЕGI двигателя, может быть высоким давлением от приблизительно 150 до приблизительно 400 бар (абсолютное давление). Применяемый здесь термин "высокое давление" может относиться к давлению от приблизительно 150 до приблизительно 400 бар (абсолютное давление), которое требуется для МЕGI двигателя.
СПГ, выпускаемый из баков 11 для хранения, которые сохраняют сжиженный газ, посредством выпускного насоса 12, подается в насос 43 высокого давления по основной линии L23 подачи СПГ. Затем СПГ сжимается до высокого давления насосом 43 высокого давления и подается в газификатор 44, в котором СПГ газифицируется. Газифицированный СПГ подается в качестве топливного газа в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, например MEGI двигатель. Так как давление, требуемое для МЕGI двигателя, находится в сверхкритическом состоянии, СПГ, сжатый до высокого давления, находится в смешанном газожидкостном состоянии. Таким образом, газификацию СПГ, сжатого до высокого давления газификатором 44, следует рассматривать как способ увеличения температуры СПГ в сверхкритическом состоянии до температуры, требуемой MEGI двигателем.
Вспомогательная линия L24 подачи СПГ для подачи топливного газа в ДТ двигатель, обеспеченный в качестве вспомогательного двигателя, ответвляется от основной линии L23 подачи СПГ. Более конкретно, вспомогательная линия L24 подачи СПГ ответвляется от основной линии L23 подачи СПГ так, чтобы позволять подавать СПГ по ней перед сжатием с помощью насоса 43 высокого давления.
Вспомогательная линия L24 подачи СПГ оборудована газификатором 45, газожидкостным сепаратором 46 и нагревателем 47, чтобы регулировать метановое число и температуру СПГ, подаваемого в качестве топлива, до величин, требуемых для ДТ двигателя.
Как описано выше, так как СПГ имеет относительно низкое содержание метана, метановое число СПГ ниже, чем требуемое метановое число для ДТ двигателя, и доли углеводородных компонентов (метан, этан, пропан, бутан и подобные), составляющих СПГ, меняются в зависимости от мест добычи. Таким образом, СПГ не подходит для подачи в качестве топлива для ДТ двигателя после газификации.
Чтобы отрегулировать метановое число, СПГ нагревают с помощью газификатора 45 так, чтобы только частично газифицировать. Топливный газ, который частично газифицировали, чтобы он представлял собой смешанное газо (то есть природный газ)-жидкостное (то есть СПГ) состояние, подают в газожидкостный сепаратор 46, в котором топливный газ разделяется на газ и жидкость. Так как тяжелый углеводородный компонент (ТУ), имеющий высокое количество теплоты, имеет относительно высокую температуру газификации, СПГ, оставшийся в жидком состоянии в частично газифицированном топливном газе, относительно увеличивается в доле тяжелого углеводородного компонента. Так как тяжелый углеводородный (ТУ) компонент, имеющий высокое количество теплоты, имеет относительно высокую температуру газификации, жидкий компонент, то есть тяжелый углеводородный (ТУ) компонент, отделяется с помощью газожидкостного сепаратора 46, вследствие чего топливный газ может иметь увеличенное метановое число.
При заданной доле углеводородного компонента в СПГ и требуемом метановом числе для двигателя температура нагрева газификатора 45 может быть отрегулирована так, чтобы получать подходящее метановое число. Температура нагрева в газификаторе 45 может быть задана в интервале от -80°С до -120°С. Жидкий компонент, отделенный от топливного газа с помощью газожидкостного сепаратора 46, возвращается в бак 11 для хранения по линии L25 возврата жидкого компонента. Линия L3 возврата отпарного газа системы обработки отпарного газа и линия L25 возврата жидкого компонента могут соединяться и затем распространяться в баки 11 для хранения.
Топливный газ с отрегулированным метановым числом подается в нагреватель 47 по вспомогательной линии L24 подачи СПГ и нагревается до температуры, требуемой для вспомогательного двигателя, и подается в качестве топлива во вспомогательный двигатель. Когда вспомогательный двигатель представляет собой, например, DFDG, метановое число, требуемое для DFDG, обычно составляет 80 или выше. Например, обычный СПГ (обычно метан: 89,6%, азот: 0,6%) имеет метановое число 71,3 и меньшую теплотворную способность (МТС) 48872,8 кДж/кг (при 1 атм в насыщенном паре) перед отделением тяжелых углеводородных компонентов. Когда тяжелые углеводородные компоненты удаляют путем сжатия обычного СПГ до давления 7 бар и нагрева до температуры -120°С, метановое число СПГ увеличивается до 95,5, и в этом случае СПГ имеет МТС 49265,6 кДж/кг.
Согласно этому варианту осуществления обеспечивается два пути, чтобы подавать топливный газ в двигатели (основной двигатель и вспомогательный двигатель). То есть, топливный газ может подаваться в двигатели после сжатия компрессором 13 или насосом 43 высокого давления.
В частности, так как корабли, такие как носитель СПГ, LNG RV и подобные, используются для транспортировки СПГ от мест добычи к местам потребления, корабли плывут в загруженном состоянии, в котором баки для хранения полностью заряжены СПГ, когда направляются к местам потребления, и в балластном состоянии, в котором баки для хранения почти пустые, когда возвращаются к местам добычи после выгрузки СПГ. В загруженном состоянии большое количество СПГ генерирует большое количество ОГ, а в балластном состоянии малое количество СПГ генерирует малое количество ОГ.
Хотя есть некоторая разница в количестве ОГ в зависимости от емкости бака для хранения, внешней температуры и подобного, когда бак для хранения СПГ имеет емкость приблизительно от 130000 м3 до 350000 м3, количество ОГ составляет приблизительно от 3 до 4 тонн/ч в загруженном состоянии и приблизительно от 0,3 до 0,4 тонн/ч в балластном состоянии. Кроме того, требуемые количества топливного газа для двигателей могут быть приблизительно от 1 до 4 тонн/ч (в среднем приблизительно 1,5 тонн/ч) для двигателя (и приблизительно 0,5 тонн/ч для ДТ двигателя (DFDG). В последние годы скорость испарения (СИ) постепенно снижается с улучшением качества теплоизоляции баков для хранения, и, таким образом, количество ОГ, генерируемого в баках для хранения, также снижается.
Соответственно, система подачи топливного газа согласно этому варианту осуществления, которая оборудована компрессорными линиями (т.е. L1 и L8 на фиг.3) и линиями насосов высокого давления (т.е. L23 и L24 на фиг.3), предпочтительно подает топливный газ в двигатели через компрессорные линии в загруженном состоянии, в котором генерируется большое количество ОГ, и через линии насосов высокого давления в балластном состоянии, в котором генерируется малое количество ОГ.
Обычно необходимая энергия для сжатия газа (ОГ) до давления от 150 до 400 бар (абсолютное давление), требуемого для MEGI двигателя, с помощью компрессора значительно больше, чем необходимая энергия для сжатия жидкости (СПГ) насосом, и компрессор для сжатия газа является очень дорогим и занимает большой объем. Таким образом, можно считать экономичным использовать только насосную линию без компрессорной линии. Например, мощность 2 МВт расходуется, чтобы подавать топливо в MEGI двигатель путем приведения в действие одного набора многоступенчатых компрессоров, тогда как мощность только 100 кВт расходуется, когда используют насос высокого давления. Однако, когда топливный газ подается в двигатели только через линию насоса высокого давления в загруженном состоянии, требуется устройство повторного сжижения для повторного сжижения ОГ, чтобы обрабатывать ОГ, непрерывно генерируемый в баке для хранения. Учитывая расход энергии устройства повторного сжижения, может быть выгодно подавать топливный газ в двигатели через компрессорную линию в загруженном состоянии и через линию насоса высокого давления в балластном состоянии, приспосабливая и компрессорную линию, и насосную линию.
Когда ОГ, генерируемого в баке для хранения, меньше, чем требуемого топлива для МЕGI двигателя, как в балластном состоянии, может быть эффективно, что многоступенчатый компрессор не сжимает ОГ до требуемого высокого давления для двигателя и часть ОГ принудительно выпускают из компрессора через отводную линию L7 ОГ во время сжатия во множественных ступенях и затем подают в качестве топлива в ДТ двигатель. То есть, когда ОГ подают в ДТ двигатель после прохождения только через компрессионные цилиндры первой и второй ступени 5-ступенчатого компрессора, остальные три компрессионных цилиндра работают вхолостую. Например, мощность 2 МВт требуется, чтобы сжимать ОГ посредством работы всего 5-ступенчатого компрессора, тогда как мощность 600 кВт требуется, чтобы использовать только компрессионные цилиндры первой и второй ступени, пока остальные три компрессионных цилиндра работают вхолостую, и мощность 100 кВт требуется, чтобы подавать топливо в MEGI двигатель через насос высокого давления. Соответственно, когда количество ОГ меньше, чем количество топлива, требуемое для МЕGI двигателя, как в балластном состоянии, с точки зрения энергетической эффективности выгодно расходовать весь ОГ на ДТ двигатель, подавая СПГ в качестве топлива через насос высокого давления.
Однако, если необходимо, даже когда количество ОГ меньше, чем количество топлива, требуемое для МЕGI двигателя, можно подавать? сколько требуется СПГ через принудительную газификацию, подавая ОГ в качестве топлива в МЕGI двигатель через компрессор. С другой стороны, так как малое количество ОГ генерируется в балластном состоянии, ОГ можно собирать, пока бак для хранения не достигнет заданного давления, так что собранный ОГ может периодически подаваться в качестве топлива в ДТ двигатель или MEGI двигатель вместо потребления ОГ каждый раз, как генерируется ОГ.
Кроме того, корабль, включающий в себя оборудование, которое трудно ремонтировать или заменять на море, должен иметь дублирующее оборудование (т.е. резервная конструкция) в случае аварии. То есть необходимо, чтобы судно было сконструировано так, чтобы иметь основное оборудование и дополнительное оборудование, способное выполнять такую же функцию, как основное оборудование так, что дополнительное оборудование находится ненагруженном состоянии, когда основное оборудование нормально работает, и выполняет функцию основного оборудования, когда основное оборудование выходит из строя. Оборудование, требующее резервного конструирования, может включать в себя вращательные устройства, например, компрессоры, насосы и подобное.
Как описано выше, корабль в двойном размере обеспечивается различным оборудованием, не используемым в нормальном состоянии, чтобы удовлетворять резервным требованиям. Система подачи топливного газа, использующая две компрессорные линии, может иметь проблемой большую стоимость и пространство для установки компрессоров и большое потребление энергии во время применения компрессоров, а система подачи топливного газа, использующая две насосные линии высокого давления, может иметь проблемой большое потребление энергии для обработки (т.е. повторного сжижения) ОГ. Напротив, система подачи топливного газа согласно данному изобретению, имеющая единственную компрессорную линию и единственную насосную линию высокого давления, может позволять кораблю нормально двигаться с одной линией подачи в случае, когда есть проблема с другой линией подачи, и может надлежащим образом выбирать оптимальный способ подачи топливного газа в зависимости от количества генерируемого ОГ, применяя меньше дорогостоящих компрессоров, достигая тем самым дополнительных эффектов снижения не только исходных конструкционных расходов, но также эксплуатационных расходов.
Как показано на фиг.3, когда система обработки отпарного газа и система подачи топливного газа объединены согласно данному варианту осуществления изобретения, ОГ, генерируемый во время транспортировки груза (т.е. СПГ) носителем СПГ, может использоваться в качестве топлива двигателя или сохраняться снова в баке для хранения посредством повторного сжижения, делая возможным снижение или устранение потерь ОГ посредством УСГ и подобного и обработку ОГ путем повторного сжижения без устройства повторного сжижения, использующего отдельный охлаждающий агент, такой как азот и подобное.
Согласно настоящему изобретению, несмотря на современную тенденцию того, что количество генерируемого ОГ увеличивается с увеличением емкости баков для хранения, а требуемое топливо для двигателя уменьшается с улучшением качества двигателя, ОГ, оставшийся после использования в качестве топлива для двигателя, может повторно сжижаться и возвращаться в бак для хранения, предотвращая, тем самым, потери ОГ.
В частности, для системы и способа обработки отпарного газа согласно настоящему изобретению нет необходимости устанавливать устройство повторного сжижения, использующее отдельный охлаждающий агент (т.е. охлаждающий цикл с азотным охладителем или охлаждающий цикл со смешанным охладителем). Поэтому не требуется дополнительное оборудование для подачи и хранения охлаждающих агентов, снижая тем самым затраты на исходную установку и эксплуатацию для всей системы.
Фиг.4 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно третьему типичному варианту осуществления настоящего изобретения, а фиг.5 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно четвертому типичному варианту осуществления настоящего изобретения. Фиг.6 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно пятому типичному варианту осуществления настоящего изобретения, а фиг.7 представляет собой схематичное изображение системы обработки отпарного газа согласно шестому типичному варианту осуществления настоящего изобретения, в котором холодильник обеспечен в линии рециркуляции (ЛР) системы обработки отпарного газа согласно пятому типичному варианту осуществления.
Следует понимать, системы обработки ОГ, описанные ниже, могут применяться не только к любому типу судов, оборудованных баком для хранения сжиженного газа, таких как носители СПГ, LNR RV и подобные, но также к прибрежным установкам, таким как LNG FPSО, LNG FSRU и подобные.
На фиг.4 система обработки отпарного газа согласно третьему типичному варианту осуществления включает в себя линию L1 подачи топлива, по которой отпарной газ, генерируемый в баках Т для хранения СПГ корабля или плавающей структуры, сжимают и подают в двигатели корабля или плавающей структуры, и линию L2 сжижения, по которой подают часть сжатого отпарного газа, охлаждают посредством теплообмена с отпарным газом, который генерируется в баках Т для хранения СПГ, и будут подвергать сжатию и затем сжижению путем адиабатического расширения.
Хотя баки Т для хранения СПГ оборудованы герметичными и теплоизолирующими барьерами, чтобы сохранять сжиженный газ, такой как СПГ и подобные, в криогенном состоянии, баки Т для хранения СПГ не могут достигать полной блокировки теплопереноса извне. В результате испарение сжиженного газа продолжается в баках для хранения, и отпарной газ выходит из баков для хранения по линии L1 выпуска отпарного газа, чтобы поддерживать давление отпарного газа на приемлемом уровне внутри баков для хранения. Выпущенный отпарной газ (ОГ) поступает по линии L1 подачи топлива, сжимается компрессором и затем подается в двигатели Е1, Е2 с впрыскиванием природного газа высокого давления.
Чтобы сжимать отпарной газ, подаваемый в двигатели, линия L1 подачи топлива оборудована компрессором 100. Компрессор 100 может быть выполнен как многоступенчатый компрессор, в котором компрессионные цилиндры и промежуточные холодильники расположены попеременно. На чертежах показан многоступенчатый компрессор 100, включающий в себя пять компрессионных цилиндров и пять промежуточных холодильников, попеременно расположенных.
Корабль или плавающая структура согласно данному варианту осуществления оборудован первым двигателем Е1, который принимает сжатый отпарной газ в качестве топлива через часть многоступенчатого компрессора 100, и вторым двигателем Е2, который принимает сжатый отпарной газ в качестве топлива через весь многоступенчатый компрессор 100.
Первый двигатель Е1 может быть ДТ двигателем, способным принимать отпарной газ в качестве топлива от 5 до 20 бар, а второй двигатель Е2 может быть МЕGI двигателем, способным принимать отпарной газ в качестве топлива от 150 до 400 бар.
Весь сжатый отпарной газ может подаваться в двигатели соответственно количеству топлива, требуемого для двигателей, и количеству отпарного газа, генерированного в баке для хранения. В данных вариантах осуществления, однако, так как количество отпарного газа, генерированного в баке для хранения, может быть больше, чем количество топлива, требуемое для двигателей, обеспечена линия L2 сжижения, чтобы обрабатывать отпарной газ, так что отпарной газ может подаваться в качестве топлива в первый и второй двигатели Е2, а остальной отпарной газ может сохраняться в баках Т для хранения СПГ путем сжижения с помощью теплообменника 200 и расширительного устройства 300.
Теплообменник 200 расположен в точке пересечения между линией L2 сжижения и линией L1 подачи топлива, чтобы охлаждать отпарной газ, сжатый компрессором 100, путем теплообмена с отпарным газом, подаваемым в компрессор 100. В теплообменнике 200 отпарной газ, сжатый до высокого давления компрессором 100, сжижается путем теплообмена с отпарным газом, имеющим криогенную температуру сразу после выпуска из бака Т для хранения СПГ. Таким образом, согласно данным вариантам осуществления отпарной газ, генерируемый в баках Т для хранения СПГ, может сжижаться с помощью холодной теплоты в баках для хранения СПГ без использования отдельной охлаждающей системы.
Линия L2 сжижения оборудована расширительным устройством 300, которое выполняет адиабатическое расширение отпарного газа, охлажденного теплообменником 200, и газожидкостным сепаратором 400, который выполняет разделение газ/жидкость отпарного газа, адиабатически расширенного в расширительном устройстве 300, и подает сжиженный природный газ в бак Т для хранения СПГ. Сжиженный отпарной газ (СОГ), охлажденный теплообменником 200, подвергается декомпрессии, пока проходит через расширительное устройство 300, и затем подается в смешанном газожидкостном состоянии в газожидкостный сепаратор 400.
Расширительное устройство 300 может представлять собой расширительный вентиль (J-Т вентиль) или расширитель. При проходе через расширительное устройство 300 СОГ может подвергаться декомпрессии до приблизительно атмосферного давления.
СОГ, который находится в смешанном газожидкостном состоянии после декомпрессии, разделяется на газовый компонент и жидкий компонент с помощью газожидкостного сепаратора 400, в котором жидкий компонент, то есть СПГ, поступает в бак Т для хранения СПГ по линии L3 возврата, а газовый компонент, то есть отпарной газ, соединяется с отпарным газом, который выпускается из баков 11 для хранения для подачи в теплообменник 200 и компрессор 100 по линии ЛР рециркуляции. Линия ЛР рециркуляции может быть дополнительно оборудована расширительным вентилем V4, способным выполнять декомпрессию отпарного газа, отделенного газожидкостным сепаратором 400. Линия L3 возврата также может быть оборудована разделительным вентилем V3 для открытия или закрытия линии возврата.
В этом варианте осуществления обводная линия ОЛ может ответвляться от линии L2 сжижения, позволяя подавать отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, из положения ниже по потоку от расширительного устройства 300 в положение ниже по потоку от газожидкостного сепаратора 400, тем самым позволяя диверсификацию работы системы. Для этого линия L2 ожижения оборудована первым разделительным вентилем V1 выше по потоку от газожидкостного сепаратора 400, а обводная линия ОЛ оборудована вторым разделительным вентилем V2.
С помощью обводной линии ОЛ, СОГ, подвергнутый адиабатическому расширению, может разделяться в двухфазном состоянии на газовый и жидкий компоненты посредством газожидкостного сепаратора 400 или может подаваться в бак Т для хранения СПГ по линии L3 возврата через обводную линию ОЛ без прохождения через газожидкостный сепаратор 400, и затем дополнительно сжижаться путем переноса тепла в бак для хранения.
Когда ожидается генерация избытка ОГ из-за ОГ в баках Т для хранения СПГ, превышающего необходимое топливо для двигателей и мощность повторного сжижения, часть отпарного газа, который был сжат или находится в ходе ступенчатого сжатия в компрессоре 100, выпускается на стороннее расходование G отпарного газа. Примеры стороннего расходования G отпарного газа могут включать в себя УСГ, ДТ генератор (DFDG), газовую турбину и подобные.
На фиг.5 система обработки отпарного газа согласно четвертому типичному варианту осуществления дополнительно включает в себя холодильник 500 в линии ЛР рециркуляции системы обработки отпарного газа согласно третьему типичному варианту осуществления, чтобы позволять отпарному газу, охлажденному теплообменником 200, дополнительно охлаждаться отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора 400 перед адиабатическим расширением. Система обработки отпарного газа согласно этому варианту осуществления аналогична системе согласно вышеуказанному варианту осуществления за исключением того, что холодильник 500 расположен в точке пересечения между линией рециркуляции и линией L2 сжижения, чтобы достигать дополнительного охлаждения отпарного газа, который проходит через теплообменник 200 и находится в жидком состоянии высокого давления, посредством теплообмена с природным газом, который отделяется газожидкостным сепаратором 400 и находится в криогенном газообразном состоянии низкого давления. Здесь повторные описания опущены.
На фиг.6, в отличие от третьего типичного варианта осуществления, система обработки отпарного газа согласно пятому типичному варианту осуществления оборудована только первым двигателем Е1а, принимающим отпарной газ во время сжатия компрессором, и организована так, чтобы позволять повторное сжижение отпарного газа, сжатого посредством всего компрессора 100а. Эта система может увеличивать количество повторного сжижения отпарного газа. В отличие от первого и второго типичных вариантов осуществления, в которых обеспечено множество двигателей, принимающих газ при разных давлениях, система обработки отпарного газа согласно этому варианту осуществления обеспечена двигателем Е1а, приспособленным принимать газ при постоянном давлении, причем отпарной газ, сжатый посредством всего компрессора 100а, подвергают повторному сжижению вместо подачи в двигатель. Здесь повторные описания также опущены.
На фиг.7 система обработки отпарного газа согласно шестому типичному варианту осуществления дополнительно включает в себя холодильник 500а в линии ЛРа рециркуляции системы обработки отпарного газа согласно пятому типичному варианту осуществления, чтобы позволять отпарному газу, охлажденному теплообменником 200а, дополнительно охлаждаться отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора 400а, до адиабатического расширения. Здесь повторные описания также опущены.
Специалистам в данной области техники ясно, что настоящее изобретение не ограничивается вышеописанными вариантами осуществления, и различные модификации или изменения могут быть сделаны без отклонения от объема настоящего изобретения. Поэтому следует понимать, что такие модификации или изменения вариантов осуществления попадают в объем настоящего изобретения.

Claims (24)

1. Система обработки отпарного газа, содержащая:
компрессор, сжимающий отпарной газ, генерируемый в баке для хранения сжиженного природного газа (СПГ) корабля или плавающей структуры;
теплообменник, охлаждающий отпарной газ, сжатый компрессором, посредством теплообмена с отпарным газом, подаваемым в компрессор;
расширительное устройство, выполняющее адиабатическое расширение отпарного газа, охлажденного теплообменником;
газожидкостный сепаратор, выполняющий разделение газ/жидкость отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению с помощью расширительного устройства, и подающий сжиженный природный газ в бак для хранения СПГ; и
обводную линию, через которую отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, подается из положения ниже по потоку от расширительного устройства в положение ниже по потоку от газожидкостного сепаратора.
2. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
линию рециркуляции, через которую отпарной газ из газовой фазы, отделенной газожидкостным сепаратором, вводят в поток отпарного газа, подаваемого из бака для хранения СПГ в теплообменник; и
холодильник, обеспеченный в линии рециркуляции и дополнительно охлаждающий отпарной газ, охлажденный с помощью теплообменника, отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора.
3. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
первый разделительный вентиль, расположенный выше по потоку от газожидкостного сепаратора; и
второй разделительный вентиль, обеспеченный в обводной линии.
4. Система по п. 1, в которой компрессор представляет собой многоступенчатый компрессор, в котором компрессионные цилиндры и промежуточные холодильники расположены попеременно, а отпарной газ, сжатый с помощью части многоступенчатого компрессора, может подаваться в качестве топлива в первый двигатель.
5. Система по п. 4, в которой отпарной газ, сжатый с помощью всего многоступенчатого компрессора, подают в качестве топлива во второй двигатель, а отпарной газ, оставшийся после подачи в первый и второй двигатели, сохраняют в баке для хранения СПГ после сжижения с помощью теплообменника и расширительного устройства.
6. Система по п. 5, в которой первый двигатель представляет собой двухтопливный (ДТ) двигатель, способный принимать в качестве топлива отпарной газ, сжатый до давления от 5 до 20 бар, а второй двигатель представляет собой MEGI двигатель, способный принимать в качестве топлива отпарной газ, сжатый до давления от 150 до 400 бар.
7. Система по п. 1, в которой расширительное устройство представляет собой расширительный вентиль или расширитель.
8. Система обработки отпарного газа, содержащая:
линию подачи топлива, посредством которой отпарной газ, генерируемый в баке для хранения СПГ корабля или плавающей структуры, сжимают и подают в двигатель корабля или плавающей структуры;
линию сжижения, с помощью которой часть сжатого отпарного газа отделяют, охлаждают с помощью теплообменника сжимаемым отпарным газом, который генерируется в баке для хранения СПГ и подлежит сжатию, и сжижают с помощью адиабатического расширения;
газожидкостный сепаратор, выполняющий газожидкостное разделение отпарного газа, подвергнутого адиабатическому расширению, и подающий сжиженный природный газ в бак для хранения СПГ; и
обводную линию, ответвляющуюся от линии сжижения и позволяющую подавать отпарной газ, подвергнутый адиабатическому расширению, в бак для хранения СПГ после обхода газожидкостного сепаратора.
9. Система по п. 8, дополнительно содержащая:
линию рециркуляции, через которую отпарной газ из газовой фазы, отделенной газожидкостным сепаратором, повторно вводят в линию подачи топлива; и
холодильник, расположенный в точке пересечения между линией рециркуляции и линией сжижения и дополнительно охлаждающий отпарной газ, охлажденный путем теплообмена с отпарным газом, сжимаемым в линии подачи топлива, отпарным газом, отделенным с помощью газожидкостного сепаратора.
RU2016138308A 2014-02-28 2015-02-27 Система обработки отпарного газа RU2642713C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020140024460A KR101519541B1 (ko) 2013-06-26 2014-02-28 증발가스 처리 시스템
KR10-2014-0024460 2014-02-28
PCT/KR2015/001916 WO2015130122A1 (ko) 2014-02-28 2015-02-27 증발가스 처리 시스템

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2642713C1 true RU2642713C1 (ru) 2018-01-25

Family

ID=54010736

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016138308A RU2642713C1 (ru) 2014-02-28 2015-02-27 Система обработки отпарного газа

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20160356424A1 (ru)
EP (1) EP3112249B1 (ru)
JP (1) JP6461988B2 (ru)
KR (1) KR101519541B1 (ru)
CN (2) CN106029491B (ru)
DK (1) DK3112249T3 (ru)
PH (1) PH12016501322A1 (ru)
RU (1) RU2642713C1 (ru)
WO (1) WO2015130122A1 (ru)

Families Citing this family (33)

* 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
WO2016126025A1 (ko) * 2015-02-03 2016-08-11 삼성중공업 주식회사 선박의 연료가스 공급시스템
KR102189756B1 (ko) * 2015-03-19 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101714673B1 (ko) * 2015-06-04 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR101714675B1 (ko) * 2015-06-09 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR101714677B1 (ko) * 2015-06-18 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR102315026B1 (ko) * 2015-06-26 2021-10-20 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
US10889361B2 (en) 2015-07-08 2021-01-12 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship comprising engine
KR102426548B1 (ko) * 2015-10-23 2022-07-29 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 장치 및 방법
EP3372485A4 (en) 2015-11-05 2019-07-24 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. GAS TREATMENT SYSTEM AND CONTAINER THEREWITH
KR101895490B1 (ko) * 2016-01-28 2018-09-07 삼성중공업 주식회사 선박의 연료가스 관리 및 공급시스템
US20190112008A1 (en) * 2016-03-31 2019-04-18 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Boil-off gas re-liquefying device and method for ship
DK3437981T3 (da) * 2016-03-31 2022-08-15 Daewoo Shipbuilding & Marine Skib
KR102190942B1 (ko) * 2016-05-30 2020-12-14 한국조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
CN107560317A (zh) 2016-06-30 2018-01-09 通用电气公司 用于生产液化天然气的系统和方法
KR101876974B1 (ko) * 2016-09-29 2018-07-10 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
KR101775055B1 (ko) * 2016-10-17 2017-09-05 대우조선해양 주식회사 선박
FR3066250B1 (fr) * 2017-05-12 2019-07-05 Gaztransport Et Technigaz Dispositif et procede de refroidissement de gaz liquefie et/ou de gaz d'evaporation naturelle de gaz liquefie
KR101908568B1 (ko) * 2017-07-31 2018-10-16 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 증발가스 재액화 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR101908569B1 (ko) * 2017-07-31 2018-10-16 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 내의 윤활유 배출 방법 및 엔진의 연료 공급 방법
KR101908570B1 (ko) * 2017-08-01 2018-10-16 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
BE1025698B1 (nl) * 2017-11-10 2019-06-11 247 Energy Bvba, Besloten Vennootschap Met Beperkte Aansprakelijkheid Compacte energiecentrale
EP3508773A1 (en) * 2018-01-08 2019-07-10 Cryostar SAS Method for providing pressurized gas to consumers and corresponding compressor arrangement at variable suction conditions
KR102450533B1 (ko) * 2018-01-25 2022-10-05 한국조선해양 주식회사 휘발성 유기화합물 처리 시스템 및 선박
JP2020070740A (ja) * 2018-10-30 2020-05-07 株式会社神戸製鋼所 圧縮機、圧縮機の運転方法、ボイルオフガス回収システム
FR3093785B1 (fr) * 2019-03-15 2021-06-04 Gaztransport Et Technigaz Système de contrôle de pression dans une cuve de gaz naturel liquéfié.
CN110146606B (zh) * 2019-05-06 2020-07-07 北京水木滨华科技有限公司 一种高压液体组分的预处理方法
WO2021132955A1 (ko) * 2019-12-24 2021-07-01 대우조선해양 주식회사 선박의 액화가스 공급 시스템 및 방법 그리고 선박의 액화가스 연료 공급 시스템
FR3119013B1 (fr) * 2021-01-19 2023-03-17 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression
CN113422087B (zh) * 2021-05-07 2022-08-23 潍柴动力股份有限公司 车载低温液氢燃料电池系统及燃料电池换热方法
US12031677B2 (en) * 2021-07-09 2024-07-09 China Energy Investment Corporation Limited System and method with boil-off management for liquefied gas storage
CN113639192B (zh) * 2021-10-14 2021-12-21 厚普清洁能源股份有限公司 一种利用bog实现lng在线调饱和的系统及控制方法
CN114100304B (zh) * 2021-11-26 2024-06-04 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 原油运输船voc处理系统及lng动力船

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU838273A1 (ru) * 1979-02-14 1981-06-15 Николаевский Ордена Трудового Крас-Ного Знамени Кораблестроительный Ин-Ститут Им. Адм. C.O.Makapoba Способ подготовки природного газа
US20090217676A1 (en) * 2006-04-13 2009-09-03 Fluor Technologies Corporation LNG Vapor Handling Configurations And Methods
RU2481234C1 (ru) * 2009-03-03 2013-05-10 ЭсТиЭкс ОФФШОР ЭНД ШИПБИЛДИНГ КО., ЛТД. Устройство и способ для обработки отпарного газа на танкере спг с электрической гребной установкой и с функцией повторного сжижения
KR101289212B1 (ko) * 2013-05-30 2013-07-29 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101333947B1 (ko) * 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
KR101334002B1 (ko) * 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE575166A (ru) * 1958-01-29
JPS62142982A (ja) * 1985-12-18 1987-06-26 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス貯槽のボイルオフ抑制装置
JPH08284839A (ja) * 1995-04-12 1996-10-29 Kobe Steel Ltd 低温ガス圧縮機の運転方法および制御装置
JP4016882B2 (ja) * 2003-05-19 2007-12-05 株式会社日本自動車部品総合研究所 ランキンサイクル
JP2005273681A (ja) * 2004-03-22 2005-10-06 Ebara Corp 低温液化ガス貯留システム
KR100638925B1 (ko) * 2005-01-18 2006-10-26 대우조선해양 주식회사 엘엔지선의 증발가스 과냉액화 운전시스템
CN101449124B (zh) * 2006-04-07 2012-07-25 海威气体系统公司 用于在再液化系统中在压缩之前将lng蒸发气预热至常温的方法和设备
US8028724B2 (en) * 2007-02-12 2011-10-04 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and unloading of LNG from the tank
KR100834275B1 (ko) * 2007-03-20 2008-05-30 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 ｌｎｇ 저장탱크의 압력상승 저감장치 및방법
KR101076266B1 (ko) * 2007-07-19 2011-10-26 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료용 가스 공급 장치
JP2009030675A (ja) * 2007-07-25 2009-02-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス再液化装置およびガス再液化方法
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
JP5737894B2 (ja) * 2010-09-30 2015-06-17 三菱重工業株式会社 ボイルオフガス再液化装置
KR101106088B1 (ko) * 2011-03-22 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진용 연료 공급 시스템의 재액화 장치에 사용되는 비폭발성 혼합냉매
EP2693035A4 (en) * 2011-03-22 2016-07-13 Daewoo Shipbuilding&Marine Engineering Co Ltd METHOD AND SYSTEM FOR SUPPLYING FUEL TO A HIGH PRESSURE NATURAL GAS INJECTION ENGINE
KR20130139150A (ko) * 2012-12-11 2013-12-20 대우조선해양 주식회사 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법
GB201316227D0 (en) * 2013-09-12 2013-10-30 Cryostar Sas High pressure gas supply system

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU838273A1 (ru) * 1979-02-14 1981-06-15 Николаевский Ордена Трудового Крас-Ного Знамени Кораблестроительный Ин-Ститут Им. Адм. C.O.Makapoba Способ подготовки природного газа
US20090217676A1 (en) * 2006-04-13 2009-09-03 Fluor Technologies Corporation LNG Vapor Handling Configurations And Methods
RU2481234C1 (ru) * 2009-03-03 2013-05-10 ЭсТиЭкс ОФФШОР ЭНД ШИПБИЛДИНГ КО., ЛТД. Устройство и способ для обработки отпарного газа на танкере спг с электрической гребной установкой и с функцией повторного сжижения
KR101333947B1 (ko) * 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
KR101334002B1 (ko) * 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
KR101289212B1 (ko) * 2013-05-30 2013-07-29 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템

Also Published As

Publication number Publication date
CN106029491A (zh) 2016-10-12
KR20150001597A (ko) 2015-01-06
DK3112249T3 (da) 2019-10-07
PH12016501322A1 (en) 2016-08-15
JP2017509845A (ja) 2017-04-06
WO2015130122A1 (ko) 2015-09-03
CN107539428A (zh) 2018-01-05
KR101519541B1 (ko) 2015-05-13
US20160356424A1 (en) 2016-12-08
JP6461988B2 (ja) 2019-01-30
CN106029491B (zh) 2018-02-06
EP3112249B1 (en) 2019-07-03
EP3112249A1 (en) 2017-01-04
EP3112249A4 (en) 2018-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2642713C1 (ru) Система обработки отпарного газа
KR101444247B1 (ko) 선박의 액화가스 처리 시스템
KR101640765B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
KR101460968B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101356003B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
KR20140138018A (ko) 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템 및 방법
KR101519537B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101356004B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 방법
KR20140052817A (ko) 선박용 연료가스 공급 시스템 및 방법
KR20140052818A (ko) 선박용 연료가스 공급 시스템 및 방법