RU2736758C1 - Способ повторного сжижения отпарного газа для спг-танкера - Google Patents

Способ повторного сжижения отпарного газа для спг-танкера Download PDF

Info

Publication number
RU2736758C1
RU2736758C1 RU2019122712A RU2019122712A RU2736758C1 RU 2736758 C1 RU2736758 C1 RU 2736758C1 RU 2019122712 A RU2019122712 A RU 2019122712A RU 2019122712 A RU2019122712 A RU 2019122712A RU 2736758 C1 RU2736758 C1 RU 2736758C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
exhaust gas
liquefaction
heat exchanger
coolant
refrigerant
Prior art date
Application number
RU2019122712A
Other languages
English (en)
Inventor
Хэ Вон ЧУН
Дон Эк КАН
Джун Чхэ ЛИ
Дон Гю ЧХОЙ
Original Assignee
Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инжиниринг 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
Priority claimed from KR1020170012151A external-priority patent/KR101858514B1/ko
Priority claimed from KR1020170012753A external-priority patent/KR101867036B1/ko
Application filed by Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инжиниринг Ко., Лтд. filed Critical Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инжиниринг Ко., Лтд.
Application granted granted Critical
Publication of RU2736758C1 publication Critical patent/RU2736758C1/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • F25J1/02—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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J2/00—Arrangements of ventilation, heating, cooling, or air-conditioning
    • B63J2/12—Heating; Cooling
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02B—INTERNAL-COMBUSTION PISTON ENGINES; COMBUSTION ENGINES IN GENERAL
    • F02B43/00—Engines characterised by operating on gaseous fuels; Plants including such engines
    • 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
    • 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
    • F02M21/0287—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
    • 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
    • F02M21/06—Apparatus for de-liquefying, e.g. by heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • 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
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
    • 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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/003—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"
    • F25J1/0045—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 vaporising a liquid return stream
    • 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
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • 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
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • 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
    • 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
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • 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
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D9/00—Heat-exchange apparatus having stationary plate-like or laminated conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D9/0006—Heat-exchange apparatus having stationary plate-like or laminated conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the plate-like or laminated conduits being enclosed within a pressure vessel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F9/00—Casings; Header boxes; Auxiliary supports for elements; Auxiliary members within casings
    • F28F9/02—Header boxes; End plates
    • F28F9/026—Header boxes; End plates with static flow control means, e.g. with means for uniformly distributing heat exchange media into conduits
    • F28F9/0278—Header boxes; End plates with static flow control means, e.g. with means for uniformly distributing heat exchange media into conduits in the form of stacked distribution plates or perforated plates arranged over end plates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J2/00—Arrangements of ventilation, heating, cooling, or air-conditioning
    • B63J2/12—Heating; Cooling
    • B63J2002/125—Heating; Cooling making use of waste energy
    • 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
    • F02B—INTERNAL-COMBUSTION PISTON ENGINES; COMBUSTION ENGINES IN GENERAL
    • F02B43/00—Engines characterised by operating on gaseous fuels; Plants including such engines
    • F02B43/10—Engines or plants characterised by use of other specific gases, e.g. acetylene, oxyhydrogen
    • F02B2043/103—Natural gas, e.g. methane or LNG used as a fuel
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D21/00—Heat-exchange apparatus not covered by any of the groups F28D1/00 - F28D20/00
    • F28D2021/0019—Other heat exchangers for particular applications; Heat exchange systems not otherwise provided for
    • F28D2021/0033—Other heat exchangers for particular applications; Heat exchange systems not otherwise provided for for cryogenic applications

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (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)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Fodder In General (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу повторного сжижения отпарного газа (ОГ) для СПГ-танкеров. Осуществляют компримирование ОГ, охлаждение теплоносителя, соответствующего компримированному ОГ, используемому в качестве целевого продукта повторного сжижения, посредством теплообмена между теплоносителем и хладагентом, соответствующим некомпримированному ОГ, используемому в качестве хладагента, с помощью теплообменника; и расширение охлажденного ОГ. Теплообменник содержит внутренний элемент, в котором происходит теплообмен между теплоносителем и хладагентом. Внутренний элемент содержит множество диффузионных блоков. Охлаждение теплоносителя включает рассеивание теплоносителя и/или хладагента, подаваемого во внутренний элемент, для сохранения характеристик повторного сжижения независимо от изменения скорости потока теплоносителя и/или хладагента. Отношение скорости потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, к скорости потока ОГ, используемого в качестве хладагента для теплообмена при охлаждении теплоносителя, составляет от 0,42 до 0,72. В результате увеличивается общая эффективность повторного сжижения и количество повторно сжиженного газа. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 24 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к способу повторного сжижения отпарного газа, в котором помимо отпарного газа, образующегося в танке-хранилище судна, работающего на сжиженном природном газе (СПГ), который подают в двигатель в качестве топлива, повторно сжижают избыточный отпарной газ сверх топливных потребностей двигателя, используя отпарной газ в качестве хладагента.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] В последнее время во всем мире быстро растет потребление сжиженного газа, такого как сжиженный природный газ (СПГ). Сжиженный газ, получаемый охлаждением природного газа до исключительно низких температур, характеризуется гораздо меньшим объемом, чем природный газ, и, следовательно, гораздо лучше подходит для хранения и транспортировки. Кроме того, сжиженный газ, такой как СПГ, является экологически чистым топливом, которое характеризуется низкими выбросами, загрязняющими атмосферу при сгорании, поскольку в процессе сжижения природного газа происходит снижение содержания или удаление загрязнителей атмосферы.
[0003] СПГ представляет собой бесцветную и прозрачную жидкость, получаемую охлаждением природного газа, состоящего, главным образом, из метана, до температуры примерно -163°С для сжижения природного газа, и имеет объем примерно 1/600 от объема природного газа. Таким образом, сжижение природного газа обеспечивает возможность весьма эффективной транспортировки.
[0004] Однако поскольку природный газ сжижают до исключительно низкой температуры -163°С при нормальном давлении, СПГ может легко испаряться при незначительном изменении температуры. Несмотря на то, что танк-хранилище СПГ является изолированным, внешнее тепло постоянно переносится к танку-хранилищу, что приводит к естественному испарению СПГ при транспортировке с образованием отпарного газа (ОГ).
[0005] Образование ОГ означает потерю СПГ и, следовательно, оказывает большое влияние на эффективность транспортировки. Кроме того, при накоплении ОГ в танке-хранилище существует риск чрезмерного повышения давления в танке-хранилище, что вызывает повреждение танка. Проведены различные исследования для обработки ОГ, образующегося в танке-хранилище СПГ. Недавно для обработки ОГ был предложен способ, в котором ОГ подвергают повторному сжижению для возврата в танк-хранилище СПГ, и в указанном способе ОГ используют в качестве источника энергии для устройства, потребляющего топливо, такого как судовой двигатель, и т.п.
[0006] Примеры способа повторного сжижения ОГ включают способ применения цикла охлаждения с отдельным хладагентом, в котором обеспечивают возможность теплообмена ОГ с хладагентом, подлежащим повторному сжижению, и способ применения ОГ в качестве хладагента для повторного сжижения ОГ без какого-либо отдельного хладагента. В частности, систему, в которой используют последний способ, называют системой частичного повторного сжижения (PRS).
[0007] Примеры судового двигателя, который может работать на природном газе, включают газовые двигатели, такие как двухтопливный дизель-электрический двигатель (dual-fuel diesel-electric engine, DFDE), двухтопливный двигатель на базе дизелей серии X (dual-fuel generation X engine, X-DF) и двигатель М-типа с газовым впрыском с электронным управлением (M-type electronically controlled gas injection engine, ME-GI).
[0008] Двигатель DFDE представляет собой четырехтактный двигатель на основе цикла Отто, в котором природный газ, имеющий относительно низкое давление, составляющее примерно 6,5 бар, впрыскивают в отверстие подачи воздуха в зону горения, с последующим рабочим ходом поршня вверх для сжатия газа.
[0009] Двигатель X-DF представляет собой двухтактный двигатель на основе цикла Отто, в котором в качестве топлива используют природный газ, имеющий давление примерно 16 бар.
[0010] Двигатель ME-GI представляет собой двухтактный двигатель, работающий на основе цикла Дизеля, в котором природный газ, имеющий высокое давление, составляющее примерно 300 бар, впрыскивают непосредственно в камеру сгорания вблизи верхней мертвой точки хода поршня двигателя.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] В вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ повторного сжижения ОГ, который может характеризоваться стабилизированными показателями повторного сжижения, увеличивая общую эффективность повторного сжижения и количество повторно сжиженного газа.
[0012] В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкера включает: 1) компримирование ОГ; 2) охлаждение ОГ, компримированного на стадии 1), с посредством теплообмена между компримированным ОГ и хладагентом с использованием теплообменника; 3) расширение ОГ, охлажденного на стадии 2); и 4) стабильное сохранение характеристик повторного сжижения независимо от изменения скорости потока ОГ, компримированного на стадии 1) и подаваемого в теплообменник для использования в качестве целевого продукта повторного сжижения.
[0013] Характеристики повторного сжижения сохраняются стабильными, даже если теплообменник имеет отношение теплоемкостей от 0,7 до 1,2.
[0014] Количество ОГ, повторно сжиженного на стадиях 1) - 3), сохраняется на уровне 50% или более относительно расчетного значения, полученного в программном пакете для моделирования технологических процессов (HYSYS).
[0015] Предложенный способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров дополнительно включает: 5) разделение флюида, дросселированного на стадии 3), на газообразный компонент и жидкий компонент.
[0016] Газообразный компонент, выделенный на стадии 5), объединяют с ОГ, используемым в качестве хладагента для теплообмена на стадии 2).
[0017] СПГ-судно эксплуатируют на скорости от 10 до 17 узлов.
[0018] Часть ОГ, компримированного на стадии 1), используют в качестве топлива для двигателя, и скорость потока ОГ, используемого в качестве топлива для двигателя, составляет от 1100 кг/ч до 2660 кг/ч.
[0019] Двигатель содержит тяговый двигатель и электрогенерирующий двигатель.
[0020] Скорость потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, составляет от 1900 кг/ч до 3300 кг/ч.
[0021] Отношение скорости потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, к скорости потока ОГ, используемого в качестве хладагента для теплообмена на стадии 2), составляет от 0,42 до 0,72.
[0022] ОГ, компримированный на стадии 1) и не подаваемый в двигатель, дополнительно компримируют и направляют в теплообменник.
[0023] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкера включает: 1) компримирование ОГ; 2) охлаждение ОГ, компримированного на стадии 1), в теплообменнике с использованием ОГ в качестве хладагента; 3) расширение ОГ, охлажденного на стадии 2); и 4) стабильное сохранение характеристик повторного сжижения независимо от изменения скорости потока ОГ, используемого в качестве хладагента для теплообмена на стадии 2).
[0024] Количество ОГ, повторно сжиженного на стадиях 1) - 3), сохраняется на уровне 50% или более относительно расчетного значения, полученного в программном пакете для моделирования технологических процессов (HYSYS).
[0025] Предложенный способ повторного сжижения ОГ может дополнительно включать 5) разделение флюида, дросселированного на стадии 3), на газообразный компонент и жидкий компонент, причем газообразный компонент, выделенный на стадии 5), объединяют с ОГ, используемым в качестве хладагента для теплообмена на стадии 2).
[0026] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкера, имеющего газовый двигатель с высоким давлением впрыска, включает: компримирование ОГ, выходящего из танка-хранилища, до высокого давления и принудительную подачу всего или части ОГ, компримированного до высокого давления, в теплообменник для теплообмена с ОГ, выходящим из танка-хранилища; и снижение давления ОГ, компримированного до высокого давления и подверженного теплообмену, причем указанный способ дополнительно включает: стабильное сохранение характеристик повторного сжижения независимо от изменения условий эксплуатации СПГ-танкера или от изменения скорости потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения.
[0027] Характеристики повторного сжижения сохраняются стабильными, даже если теплообменник имеет отношение теплоемкостей от 0,7 до 1,2.
[0028] Количество повторно сжиженного ОГ сохраняется на уровне 50% или более относительно расчетного значения, полученного в программном пакете для моделирования технологических процессов (HYSYS).
[0029] ОГ, компримированный до высокого давления, находится в сверхкритическом состоянии.
[0030] ОГ, компримированный до высокого давления, имеет давление от 100 бар абс. до 400 бар абс.
[0031] ОГ, компримированный до высокого давления, имеет давление от 150 бар абс. до 400 бар абс.
[0032] ОГ, компримированный до высокого давления, имеет давление от 150 бар абс. до 300 бар абс.
[0033] В соответствии с различными вариантами реализации, характеристики повторного сжижения могут сохраняться стабильными независимо от изменения скорости потока ОГ, подлежащего повторному сжижению.
[0034] В соответствии с различными вариантами реализации, флюид, подаваемый в теплообменник или выходящая из него, может рассеиваться, предотвращая накопление потока хладагента на одном диффузионном блоке.
[0035] В соответствии с различными вариантами реализации, хладагент может равномерно рассеиваться внутри одного диффузионного блока, а также равномерно распределяться по множеству диффузионных блоков, и перфорированная пластина может оставаться отделенной от внутреннего элемента. В частности, можно предотвратить контакт перфорированной пластины с внутренним элементом и блокирование пути течения флюида во внутренний элемент.
[0036] В соответствии с различными вариантами реализации, перфорированная пластина соединена с теплообменником так, что может быть уменьшено термическое расширение и сжатие перфорированной пластины. Таким образом, перфорированная пластина может быть защищена от искривления и разрушения, несмотря на сжатие вследствие контакта с ОГ при ультранизкой температуре, и соединение между перфорированной пластиной и теплообменником также может быть защищено от разрушения.
[0037] В соответствии с различными вариантами реализации, теплообменник содержит канал, способный выдерживать поток флюида, уменьшая или предотвращая накопление потока хладагента на одном диффузионном блоке без использования отдельного элемента для рассеивания флюида.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0038] На фиг. 1 представлена базовая модель системы повторного сжижения ОГ в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.
[0039] На Фиг. 2а - 2i представлены диаграммы, иллюстрирующие зависимое от теплового потока изменение температуры теплоносителя и хладагента, измеренное при давлении ОГ, подлежащего повторному сжижению, 39 бар абс. и давлении от 50 бар абс. до 120 бар абс. (которое увеличивали с интервалами по 10 бар абс.) в системе повторного сжижения ОГ, в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.
[0040] На Фиг. 3а - 3i представлены диаграммы, иллюстрирующие зависимое от теплового потока изменение температуры теплоносителя и хладагента, измеренное при давлении ОГ, подлежащего повторному сжижению, от 130 бар абс. до 200 бар абс. (которое увеличивали с интервалами по 10 бар абс.) и давлении 300 бар абс. в системе повторного сжижения ОГ, в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.
[0041] На фиг. 4 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление ОГ, подлежащего повторному сжижению, составляет 39 бар абс.
[0042] На фиг. 5 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление ОГ, подлежащего повторному сжижению, составляет 150 бар абс.
[0043] На фиг. 6 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление ОГ, подлежащего повторному сжижению, составляет 300 бар абс.
[0044] На Фиг. 7 и 8 представлены диаграммы, полученные нанесением на график «количества повторно сжиженного газа», представленного в таблице 1, в диапазоне давления от 39 бар абс. до 300 бар абс.
[0045] На фиг. 9 представлено схематическое изображение типичного пластинчатого теплообменника с вытравленными каналами (РСНЕ).
[0046] На фиг. 10 представлено схематическое изображение теплообменника в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения.
[0047] На фиг. 11 представлено схематическое изображение первой перегородки или второй перегородки, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0048] На фиг. 12 представлено схематическое изображение первой перегородки и первой перфорированной пластины, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0049] На фиг. 13 представлено схематическое изображение второй перегородки и второй перфорированной пластины, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0050] На фиг. 14 представлено схематическое изображение третьей перегородки или четвертой перегородки, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0051] На фиг. 15 представлено схематическое изображение третьей перегородки и третьей перфорированной пластины, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0052] На фиг. 16 представлено схематическое изображение четвертой перегородки и четвертой перфорированной пластины, входящей в теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0053] На фиг. 17(a) представлено схематическое изображение потока хладагента в типичном теплообменнике, на фиг. 17(b) представлено схематическое изображение потока хладагента в теплообменнике согласно первому варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 17(c) представлено схематическое изображение потока хладагента в теплообменнике согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[0054] На фиг. 18(a) представлено схематическое изображение, демонстрирующее размещение температурных датчиков, установленных для измерения внутренней температуры каждого из типичного теплообменника и теплообменника согласно настоящему изобретению, и на фиг. 18(b) представлены диаграммы, демонстрирующие распределение температуры внутри теплообменников, измеренной с помощью температурных датчиков, установленных в положениях, изображенных на фиг. 18(a).
[0055] На фиг. 19 представлено схематическое изображение части теплообменника в соответствии с третьим вариантом реализации настоящего изобретения.
[0056] На фиг. 20 представлено увеличенное изображение части А, указанной на фиг. 19.
[0057] На фиг. 21 представлено схематическое изображение части теплообменника в соответствии с четвертым вариантом реализации настоящего изобретения.
[0058] На фиг. 22 представлено увеличенное изображение части В, указанной на фиг. 21.
[0059] На фиг. 23(a) представлено схематическое изображение целого теплообменника, на фиг. 23(b) представлено схематическое изображение диффузионного блока, и на фиг. 23(c) представлено схематическое изображение канальной пластины.
[0060] На фиг. 24(a) представлено схематическое изображение канальной пластины хладагента, представленной на фиг. 23(c), при взгляде в направлении «С», на фиг. 24(b) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента типичного теплообменника, на фиг. 24(c) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента теплообменника согласно пятому варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 24(d) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента теплообменника согласно шестому варианту реализации настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0061] Здесь и далее варианты реализации настоящего изобретения описаны со ссылкой на сопроводительные графические материалы. Настоящее изобретение можно использовать в отношении различных кораблей, таких как суда, оснащенные двигателем, работающем на природном газе, и суда, имеющие танк-хранилище сжиженного газа. Следует понимать, что следующие варианты реализации можно различным образом модифицировать, и они не ограничивают объем настоящего изобретения.
[0062] Систему обработки ОГ согласно настоящему изобретению, описанную ниже, можно использовать для всех типов кораблей и морских сооружений, оснащенных танком-хранилищем, содержащим низкотемпературный жидкий груз или сжиженный газ, включая такие суда, как танкеры СПГ, суда для перевозки сжиженного этана и исследовательские СПГ суда (LNG RV), а также морские сооружения, такие как плавучие установки для добычи, хранения и отгрузки СПГ (ENG FPSO) и плавучие установки для хранения и регазификации СПГ (LNG FSRU). В следующих вариантах реализации в качестве примера используют сжиженный природный газ, который является иллюстративным низкотемпературным жидким грузом, и термин «СПГ-танкер (судно)» может включать танкеры СПГ, LNG RV, LNG FPSO и LNG FSRU, не ограничиваясь ими.
[0063] Кроме того, флюид в каждой линии согласно настоящему изобретению может быть в любом состоянии - в жидком состоянии, в состоянии смеси газа и жидкости, в газообразном состоянии, в сверхкритическом флюидном состоянии, в зависимости от условий эксплуатации системы.
[0064]
[0065] На фиг. 1 представлена базовая модель системы повторного сжижения ОГ в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.
[0066] Как показано на фиг. 1, в системе повторного сжижения ОГ согласно настоящему изобретению, ОГ
Figure 00000001
, выходящий из танка-хранилища подают в теплообменник, где его используют в качестве хладагента, а затем компримируют с помощью компрессора. Затем компримированный ОГ
Figure 00000002
подают в качестве топлива в двигатель, а избыточный ОГ
Figure 00000003
сверх топливных потребностей двигателя направляют в теплообменник для охлаждения посредством теплообмена с ОГ
Figure 00000004
, выходящим из танка-хранилища, в качестве хладагента.
[0067] ОГ, компримированный в компрессоре и охлажденный в теплообменнике, разделяют на жидкий компонент и газообразный компонент с помощью газожидкостного разделителя после пропускания через средства для понижения давления (например, расширительный клапан, расширитель и т.д.). Жидкий компонент, выделенный с помощью газожидкостного разделителя, возвращают в танк-хранилище, а газообразный компонент, выделенный с помощью газожидкостного разделителя, объединяют с ОГ
Figure 00000005
, выходящим из танка-хранилища, и затем подают в теплообменник для использования в качестве хладагента.
[0068] В системе повторного сжижения ОГ согласно настоящему изобретению повторное сжижение ОГ осуществляют с использованием ОГ, выходящего из танка-хранилища, в качестве хладагента, без применения какого-либо отдельного цикла для повторного сжижения ОГ. Следует понимать, что настоящее изобретение не ограничено этим, и при необходимости может быть установлен отдельный цикл охлаждения для обеспечения повторного сжижения всего ОГ. Такой отдельный цикл может обеспечивать повторное сжижение по существу всего ОГ, хотя для этого потребуется отдельное оборудование или дополнительный источник энергии.
[0069] Характеристики повторного сжижения в системе повторного сжижения ОГ с использованием ОГ в качестве хладагента, описанной выше, существенно варьируются в зависимости от давления ОГ, подлежащего сжижению (здесь и далее «целевой ОГ повторного сжижения»). Проводили эксперимент (здесь и далее «Эксперимент 1») для определения изменения характеристик повторного сжижения при изменении давления целевого ОГ повторного сжижения. Результаты представлены ниже:
[0070] <Эксперимент 1>
[0071] Эксперимент 1 проводили при следующих условиях:
[0072] 1. Целевое судно: СПГ-танкер, имеющий газовый двигатель с высоким давлением впрыска в качестве тягового двигателя и двигатель низкого давления в качестве электрогенерирующего двигателя.
[0073] 2. Имитатор процесса: Aspen HYSYS V8.0
[0074] 3. Уравнение для расчета значений свойства: Уравнение Пенга-Робинсона
[0075] 4. Количество ОГ: 3800 кг/ч, с учетом того факта, что в СПГ-танкере объемом 170000 кубических метров (м3) образуется от примерно 3500 кг/ч до примерно 4000 кг/ч ОГ.
[0076] 5. Компоненты ОГ: 10% азота (N2) и 90% метана (CH4), характерно для ОГ, выходящего из танка-хранилища, и ОГ, компримируемого компрессором.
[0077] 6. Давление и температура ОГ, выходящего из танка-хранилища: Давление: 1,06 бар абс., температура: -120°С
[0078] 7. Расход топлива в двигателе: Общий расход ОГ тяговым двигателем и электрогенерирующим двигателем принят за 2660 кг/ч, что составляет 70% от общего количества ОГ, образующегося в танке-хранилище (3800 кг/ч), хотя такие двигатели эксплуатируют при низкой нагрузке ввиду экономической эффективности при фактической эксплуатации СПГ-танкера.
[0079] 8. Мощность компрессора: Мощность компрессора предположительно покрывает 120% (3800 кг/ч 4120% = 4650 кг/ч) количества ОГ, образующегося в танке-хранилище в расчете на скорость потока, поступающего в компрессор, с учетом того, что компрессор способен покрывать до 150% от общего количества ОГ, образующегося в танке-хранилище.
[0080] 9. Характеристики теплообменника: Среднелогарифмическая разность температур (LMTD); 13% или более, минимальный интервал: 3°С или более
[0081] В конструкции теплообменника для заданных значений температуры и теплового потока хладагента и теплоносителя, подаваемого в теплообменник, среднелогарифмическую разность температур (LMTD) минимизируют до такой степени, что температура флюида, используемого в качестве хладагента, не выше температуры охлаждаемого флюида (то есть до той степени, когда диаграммы, иллюстрирующие зависимую от теплового потока температуру хладагента и теплоносителя не пересекаются друг с другом).
[0082] Для противоточного теплообменника, в котором теплоноситель и хладагент подают и выгружают в противоположных направлениях, соответственно, LMTD представляет собой значение, выражаемое уравнением (d2-dl)/ln(d2/dl), где di = th2-tcl, и d2 = thl-tc2 (tc1: температура хладагента до теплообменника, tc2: температура хладагента, прошедшего через теплообменник, th1: температура теплоносителя до теплообменника, th2: температура теплоносителя, прошедшего через теплообменник). В данном случае более низкое значение LMTD означает более высокую эффективность теплообменника.
[0083] LMTD изображают в виде расстояния между диаграммами, иллюстрирующими зависимую от теплового потока температуру хладагента, используемого в качестве охлаждающей среды, и теплоносителя, охлаждаемого посредством теплообмена с хладагентом. Меньшее расстояние между диаграммами означает более низкое значение LMTD, что в свою очередь означает более высокую эффективность теплообменника.
[0084] Проводили термодинамические расчеты в указанных выше экспериментальных условиях 1-9 для количественной демонстрации влияния компримирования до высокого давления целевого ОГ повторного сжижения на показатели повторного сжижения. Для проверки показателей повторного сжижения ОГ, зависящих от давления, и характеристик кривой охлаждения теплообменника проводили термодинамический расчет количества повторно сжиженного газа и кривой охлаждения теплообменника при давлении целевого ОГ повторного сжижения 39 бар абс., от 50 бар абс. до 200 бар абс. (с интервалами по 10 бар абс.), 250 бар абс. и 300 бар абс.
[0085] На Фиг. 2а - 2i представлены диаграммы, иллюстрирующие зависимое от теплового потока изменение температуры теплоносителя и хладагента, измеренное при давлении целевого ОГ повторного сжижения 39 бар абс. и давлении от 50 бар абс. до 120 бар абс. (которое увеличивали с интервалами по 10 бар абс.) в системе повторного сжижения ОГ, в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения, а на фиг. 3а - 3i представлены диаграммы, иллюстрирующие зависимое от теплового потока изменение температуры теплоносителя и хладагента, измеренное при давлении целевого ОГ повторного сжижения от 130 бар абс. до 200 бар абс. (которое увеличивали с интервалами по 10 бар абс.) и давлении 300 бар абс. в системе повторного сжижения ОГ в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.
[0086] На фиг. 4 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление целевого ОГ повторного сжижения составляет 39 бар абс., на фиг. 5 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление целевого ОГ повторного сжижения составляет 150 бар абс., и на фиг. 6 представлено схематическое изображение системы повторного сжижения ОГ в соответствии с тем вариантом реализации настоящего изобретения, в котором давление целевого ОГ повторного сжижения составляет 300 бар абс.
[0087] В таблице 1 представлены теоретические ожидаемые значения характеристик повторного сжижения в системе повторного сжижения ОГ согласно одному варианту реализации изобретения, в зависимости от давления целевого ОГ повторного сжижения.
Figure 00000006
[0089] На Фиг. 7 и 8 представлены диаграммы, полученные нанесением на график «количества повторно сжиженного газа», представленного в таблице 1, в диапазоне давления от 39 бар абс. до 300 бар абс.
[0090] Как показано на фиг. 2 (2а - 2i) - 8 и в таблице 1, даже если целевой ОГ повторного сжижения находится в состоянии сверхкритического флюида, на кривых охлаждения целевого ОГ повторного сжижения, рассчитанных при давлении ОГ от 50 бар абс. до 100 бар абс. все еще присутствует, хотя и постепенно уменьшается горизонтальный сегмент, как и сегмент скрытой теплоты, которое возникает при давлении целевого ОГ повторного сжижения 39 бар абс. Кроме того, количество повторно сжиженного газа имеет максимальное значение при давлении ОГ 160 бар абс. (температура охлаждения до расширения: -122,4°С, количество повторно сжиженного газа: 1174,6 кг/ч, относительное количество повторно сжиженного газа: 208,4%).
[0091] Наибольшая разность между целевым ОГ повторного сжижения при низком давлении и целевым ОГ повторного сжижения при высоком давлении представляет собой «температуру охлаждения до расширения». Как показано на фиг.8, вследствие различия между зависящими от давления кривыми охлаждения, существует предел понижения температуры охлаждения до расширения целевого ОГ повторного сжижения при низком давлении, тогда как целевой ОГ повторного сжижения при высоком давлении можно охлаждать до температуры, близкой к температуре ОГ, выходящего из танка-хранилища.
[0092] Это обусловлено тем, что благодаря свойствам метана (CH4), который является основным компонентом ОГ, на диаграмме зависящего от теплового потока изменения температуры существует сегмент скрытой теплоты, когда давление ОГ ниже критического давления (примерно 47 бар абс. для чистого метана), и при давлении ОГ, которое больше или равно критическому давлению, все еще присутствует сегмент, подобный сегменту скрытой теплоты, хотя и меньшего размера. Таким образом, желательно проводить повторное сжижение ОГ при давлении, которое больше или равно 47 бар абс., т.е. критического давления, с точки зрения увеличения количества повторно сжиженного газа.
[0093] Обычно в двигатель ME-GI подают топливный газ при давлении от 150 бар абс. до 400 бар абс. (в частности, 300 бар абс.). Как показано на фиг. 7 и в таблице 1, количество повторно сжиженного газа имеет максимальное значение, когда целевой ОГ повторного сжижения имеет давление от примерно 150 бар абс. до примерно 170 бар абс., и существует небольшое изменение количества повторно сжиженного газа, если давление целевого ОГ повторного сжижения составляет от 150 бар абс. до примерно 300 бар абс. Таким образом, двигатель ME-GI преимущественно обеспечивает возможность простого контроля повторного сжижения или подачи ОГ.
[0094] В таблице 1 «количество повторно сжиженного газа» означает количество повторно сжиженного СПГ, прошедшего через компрессор 10, теплообменник 20, редуктор давления 30 и газожидкостный разделитель 40, как показано на фиг. 4 - 6, а «относительное количество повторно сжиженного газа» означает количество (в %) повторно сжиженного газа при каждом значении давления целевого ОГ повторного сжижения относительно количества повторно сжиженного газа при давлении целевого ОГ повторного сжижения 39 бар абс.
[0095] Кроме того, характеристики повторного сжижения могут быть представлены «степенью повторного сжижения», которая относится к значению, полученному делением количества повторно сжиженного СПГ на общее количество целевого ОГ повторного сжижения. Другими словами, «количество повторно сжиженного газа» означает абсолютное количество повторно сжиженного СПГ, а «степень сжижения» означает отношение повторно сжиженного СПГ к общему целевому ОГ повторного сжижения.
[0096] Например, если СПГ-танкер эксплуатируют при низкой скорости и, таким образом, расход в тяговом двигателе является сниженным, то количество целевого ОГ повторного сжижения увеличивается, что приводит к увеличению «количества повторно сжиженного газа». Однако в условиях эксперимента 1 «степень повторного сжижения» может быть снижена, поскольку сумма ОГ, выходящего из танка-хранилища, который является флюидом, используемым в качестве хладагента, и газообразного компонента, выделенного в газожидкостном разделителе, является почти постоянным вследствие ограничений компрессора по мощности.
[0097] В эксперименте 1 скорость потока хладагента в компрессор составляет 4560 кг/ч, что составляет 120% от скорости потока (3800 кг/ч) ОГ из танка-хранилища, а скорость потока целевого ОГ повторного сжижения составляет 1900 кг/ч, значение которой получают вычитанием 2660 кг/ч, то есть потребления газа в двигателях (двигатель ME-GI: 2042 кг/ч + двигатель DFDE: 618 кг/ч), из скорости потока хладагента в компрессор.
[0098] Кроме того, не наблюдали большого изменения количества повторно сжиженного газа при увеличении давления целевого ОГ повторного сжижения с 300 бар абс. до 400 бар абс., и разница между количеством повторно сжиженного газа при давлении целевого ОГ повторного сжижения 150 бар абс. и при давлении целевого ОГ повторного сжижения 400 бар абс. составляла менее 4%.
[0099] На каждой диаграмме, изображенной на фиг. 2 (фиг. 2а - 2i) и 3 (фиг. 3а - 3i), теплоноситель, изображенный красным цветом (сверху), представляет собой целевой ОГ повторного сжижения, а хладагент, изображенный синим (снизу), представляет собой ОГ, выходящий из танка-хранилища, т.е. охлаждающий агент.
[00100] На каждой диаграмме, изображенной на фиг. 2 (фиг. 2а - 2i) и 3 (фиг. 3а - 3i) линейная часть, где отсутствует изменение температуры при изменении теплового потока, представляет собой сегмент скрытого тепла. Поскольку сегмент скрытого тепла отсутствует, если метан находится в состоянии сверхкритического флюида, существует значительная разница в количестве повторно сжиженного газа в зависимости от того, находится ли ОГ в состоянии сверхкритического флюида или нет. Другими словами, если целевой ОГ повторного сжижения представляет собой сверхкритический флюид, то в процессе теплообмена не возникает сегмент скрытого тепла, поэтому количество повторно сжиженного газа и степень повторного сжижения имеют высокие значения.
[00101] Таким образом, высокие показатели повторного сжижения могут быть достигнуты, если целевой ОГ повторного сжижения находится в сверхкритическом состоянии, в частности, если давление целевого ОГ повторного сжижения составляет от 100 бар абс. до 400 бар абс., предпочтительно от 150 бар абс. до 400 бар абс., более предпочтительно от 150 бар абс. до 300 бар абс.
[00102] Учитывая, что для двигателя ME-GI необходим топливный газ с давлением в диапазоне от 150 бар абс. до 400 бар абс., при использовании ОГ, компримированного до давления, соответствующего требованиям к давлению для двигателей ME-GI, в качестве целевого ОГ повторного сжижения, могут быть достигнуты высокие показатели повторного сжижения. Таким образом, система, питающая топливом двигатель ME-GI, преимущественно связана с системой повторного сжижения ОГ, в которой ОГ используют в качестве хладагента.
[00103]
[00104] В эксперименте 1 характеристики повторного сжижения, зависящие от давления целевого ОГ повторного сжижения, оценивали с помощью программы-симулятора. Для изучения того, верно ли то же самое для реального устройства повторного сжижения, в котором используют теплообменник, проводили эксперимент с использованием пластинчатого теплообменника с вытравленными каналами (РСНЕ) (здесь и далее «эксперимент 2»).
[00105] <Эксперимент 2>
[00106] В реальных условиях эксплуатации СПГ-танкера выбросы ОГ являются постоянными, но расход ОГ в двигателе изменяется, что приводит к изменению количества избыточного ОГ, т.е. целевого повторно сжиженного газа. В эксперименте 2 оценивали характеристики повторного сжижения реального устройства повторного сжижения при изменении количества целевого ОГ повторного сжижения. Для удобства проведения эксперимента вместо метана, который является взрывоопасным, изначально использовали азот; температуру азота, используемого в качестве хладагента, доводили до значения, равного температуре ОГ, выходящего из танка-хранилища; и все остальные условия также регулировали для соответствия условиям 1-9, указанным в эксперименте 1.
[00107] Учитывая, что расход топлива в двигателе ME-GI варьируется в зависимости от условий эксплуатации, считали, что двигатель ME-GI работает в реальном СПГ-танкере. В условиях, перечисленных в эксперименте 1, принимая, что мощность двигателя ME-GI составляет 25 МВт (две установки по 12,5 МВт), СПГ-танкер может двигаться со скоростью примерно 19,5 узлов при эксплуатации на полной скорости (расход топлива в двигателе: примерно 3800 кг/ч) и может двигаться со скоростью 17 узлов при эксплуатации на экономной скорости (расход топлива в двигателе: примерно 2660 кг/ч). Учитывая реальные условия эксплуатации, полагали, что СПГ-танкер находится в эксплуатации на полной скорости, составляющей примерно 19,5 узлов, находится в эксплуатации на экономной скорости, составляющей 17 узлов, или стоит на якоре (расход топлива в двигателе ME-GI: 0, расход топлива в двигателе DFDG: 618 кг/ч). В эксперименте 2 оценивали характеристики повторного сжижения, полагая, что СПГ -танкер работает в указанных условиях.
[00108] В испытании с использованием азота в качестве хладагента и целевого ОГ повторного сжижения, характеристики повторного сжижения были почти на том же уровне, что и теоретически ожидаемые значения, полученные в эксперименте 1, независимо от количества целевого ОГ повторного сжижения. Другими словами, несмотря на то, что расход ОГ в тяговом двигателе и, следовательно, количество целевого ОГ повторного сжижения варьируется в зависимости от скорости СПГ-танкера, характеристики повторного сжижения оставались стабильными независимо от количества целевого ОГ повторного сжижения при использовании азота в качестве хладагента и целевого ОГ повторного сжижения.
[00109] В испытании с использованием метана (т.е. ОГ, образующегося в реальном танке-хранилище) в качестве хладагента и целевого ОГ повторного сжижения вместо азота в реальной системе повторного сжижения ОГ, характеристики повторного сжижения были почти на том же уровне, что и теоретически ожидаемые значения, полученные в эксперименте 1, когда СПГ-танкер был на якоре или в эксплуатации на полной скорости (во время эксплуатации на полной скорости основная часть ОГ, образующегося в танке-хранилище СПГ, может быть использована в качестве топлива). Однако если СПГ-танкер эксплуатируют на экономной скорости (расход топлива: 70% от расхода топлива при эксплуатации на полной скорости) или при эксплуатации со скоростью ниже экономной скорости, показатели повторного сжижения составляли ниже 70% от теоретически ожидаемых значений и, в частности, были гораздо ниже, чем их уровень в конкретном диапазоне скоростей. Другими словами, в испытании с использованием метана (т.е. ОГ, образующегося в реальном танке-хранилище) в качестве хладагента и целевого ОГ повторного сжижения характеристики, повторного сжижения не достигали теоретически ожидаемых значений, когда количество целевого ОГ повторного сжижения было в определенном диапазоне.
[00110] В частности, характеристики повторного сжижения не достигали теоретически ожидаемых значений при следующих условиях:
[00111] 1. При эксплуатации СПГ-танкера, работающего на двигателе ME-GI мощностью 25 МВт, при скорости от 10 до 17 узлов.
[00112] 2. Если количество ОГ, образующегося в танке-хранилище, составляло 3800 кг/ч, а количество ОГ, используемого в качестве топлива в двигателях (двигатель ME-GI для хода + двигатель DFDG для выработки электричества), составляло от 1100 кг/ч до 2660 кг/ч.
[00113] 3. Если количество ОГ, образующегося в танке-хранилище, составляло 3800 кг/ч, а количество целевого ОГ повторного сжижения составляло от 1900 кг/ч до 3300 кг/ч.
[00114] 4. Если отношение количества целевого ОГ повторного сжижения к ОГ, используемому в качестве хладагента (включая газообразный компонент, выделенный в газожидкостном разделителе), составляло от 0,42 до 0,72.
[00115] Как описано выше, наблюдали существенное различие между фактическим значением и теоретически ожидаемым значением количества повторно сжиженного газа, в зависимости от условий эксплуатации СПГ-танкера или от количества целевого ОГ повторного сжижения. Таким образом, необходимо решить данную проблему. Если количество ОГ, который невозможно подвергать повторному сжижению, увеличивается вследствие неудовлетворительных показателей повторного сжижения, то ОГ необходимо сбрасывать за пределы системы или сжигать, что приводит к потере энергии или к необходимости в отдельном цикле повторного сжижения. Такое различие между азотом и ОГ с точки зрения степени схожести реального значения количества повторно сжиженного газа относительно теоретически ожидаемого значения предположительно обусловлено различием свойств между азотом и ОГ.
[00116] На основании представленных выше результатов можно видеть, что существует потребность в способе, который может обеспечивать стабильное сохранение характеристик повторного сжижения, независимо от изменения условий эксплуатации СПГ-танкера, например, от изменения количества целевого ОГ повторного сжижения.
[00117] В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкера, имеющего газовый двигатель с высоким давлением впрыска, включает: компримирование ОГ, выходящего из танка-хранилища, до высокого давления и принудительную подачу всего или части ОГ, компримированного до высокого давления, на теплообмен с ОГ, выходящим из танка-хранилища; и снижение давления ОГ, компримированного до высокого давления и подверженного теплообмену, причем указанный способ дополнительно включает стабильное сохранение характеристик повторного сжижения, независимо от изменения условий эксплуатации СПГ-танкера или от изменения количества целевого ОГ повторного сжижения.
[00118] Если двигатель, установленный на СПГ-танкере, представляет собой двигатель, работающий на ОГ при низком давлении, такой как двигатель X-DF, а не газовый двигатель с высоким давлением впрыска, то способ повторного сжижения ОГ согласно настоящему изобретению преимущественно используют для дополнительного компримирования и повторного сжижения избыточного ОГ, помимо ОГ, компримируемого для подачи в двигатель низкого давления.
[00119] Предложенный способ повторного сжижения ОГ преимущественно используют при эксплуатации СПГ-танкера при скорости от 10 до 17 узлов, при скорости потока ОГ, используемого в качестве топлива для двигателей (тягового двигателя + электрогенерирующего двигателя), от 1100 кг/ч до 2660 кг/ч, при скорости потока целевого ОГ повторного сжижения от 1900 кг/ч до 3300 кг/ч или при отношении количества целевого ОГ повторного сжижения к ОГ, используемому в качестве хладагента (включая газообразный компонент, выделенный в газожидкостном разделителе), составляющем от 0,42 до 0,72.
[00120] В предложенном способе повторного сжижения ОГ стабильное сохранение характеристик повторного сжижения включает стабильное сохранение характеристик повторного сжижения при отношении теплоемкостей в теплообменнике от 0,7 до 1,2.
[00121] Если отношение теплоемкостей представляет собой CR, скорость потока теплоносителя (в данном случае целевого ОГ повторного сжижения) представляет собой m1, удельная теплоемкость теплоносителя представляет собой c1, скорость потока хладагента (в данном случае ОГ, используемого в качестве хладагента) представляет собой m2, и удельная теплоемкость хладагента представляет собой с2, то удовлетворяется следующее уравнение:
[00122] CR=(m1×c1)/(m2×c2)
[00123] В эксперименте 2 было подтверждено, что характеристики повторного сжижения не достигают теоретически ожидаемых значений, если количество ОГ, используемого в качестве хладагента (включая газообразный компонент, полученный в газожидкостном разделителе), сохраняется постоянным, а количество целевого ОГ повторного сжижения изменяется, то есть при сохранении постоянного m2 и при изменении m1 в представленном выше уравнении. Кроме того, было также подтверждено, что характеристики повторного сжижения не достигают теоретически ожидаемых значений при изменении количества ОГ, используемого в качестве хладагента (включая газообразный компонент, полученный в газожидкостном разделителе), т.е. при изменении m2 в представленном выше уравнении.
[00124] Таким образом, в способе повторного сжижения ОГ согласно настоящему изобретению стабильное сохранение характеристик повторного сжижения дополнительно включает стабильное сохранение характеристик повторного сжижения, если отношение теплоемкостей в теплообменнике составляет от 0,7 до 1,2 вследствие изменения по меньшей мере одного из количества ОГ, используемого в качестве хладагента (включая газообразный компонент, полученный в газожидкостном разделителе), и количества целевого ОГ повторного сжижения.
[00125] В предложенном способе повторного сжижения ОГ стабильное сохранение характеристик повторного сжижения дополнительно включает обеспечение возможности сохранения количества повторно сжиженного газа на уровне более 50% от теоретически ожидаемого значения в условиях эксперимента 1. Предпочтительно, количество повторно сжиженного газа сохраняется на уровне более 60% от теоретически ожидаемого значения, более предпочтительно более 70% от теоретически ожидаемого значения. Если количество повторно сжиженного газа составляет меньше или ровно 50% от теоретически ожидаемого значения, то существует проблема, заключающаяся в необходимости сжигания избыточного ОГ в установке для сжигания газа (GCU) в процессе эксплуатации СПГ-танкера при определенных условиях работы СПГ-танкера.
[00126] На основании представленных выше результатов можно видеть, что необходимо стабильное сохранение характеристик повторного сжижения, независимо от условий эксплуатации СПГ-танкера, то есть независимо от изменения скорости потока целевого ОГ повторного сжижения.
[00127]
[00128] Кроме того, было обнаружено, что теплообменник, содержащий по меньшей мере два блока, соединенных друг с другом, способствует существенной разнице между реальным значением и теоретически ожидаемым значением характеристик повторного сжижения.
[00129] Примеры типичного теплообменника, используемого в системе повторного сжижения ОГ для СПГ-танкера, включают РСНЕ, доступные в продаже у компании KOBELCO Construction Machinery Co., Ltd., Alfa Laval Co., Ltd., Heatric Corporation и т.п. Такой PCHE обычно содержит по меньшей мере два диффузионных блока, соединенных друг с другом, поскольку один диффузионный блок имеет ограниченную производительность.
[00130] Если производительность по отпарному газу, который подлежит использованию в по меньшей мере двух диффузионных блоках, соединенных друг с другом, равна «А или более и В или менее (А~В)», то А может иметь одно из значений 1500 кг/ч, 2000 кг/ч, 2500 кг/ч, 3000 кг/ч или 3500 кг/ч, и В может иметь одно из значений 7000 кг/ч, 6000 кг/ч и 5000 кг/ч. Например, производительность по отпарному газу, который подлежит использованию в по меньшей мере двух диффузионных блоках, соединенных друг с другом, может составлять 2500 кг/ч или более и 5000 кг/ч или менее (2500 кг/ч ~ 5000 кг/ч).
[00131]
[00132] На фиг. 9 представлено схематическое изображение типичного пластинчатого теплообменника с вытравленными каналами (РСНЕ).
[00133] Как показано на фиг. 9, типичный РСНЕ содержит входную трубу 110 теплоносителя, входной коллектор теплоносителя, внутренний элемент 190, выходной коллектор 130 теплоносителя, выходную трубу 140 теплоносителя, входную трубу 150 хладагента, выходной коллектор 160 хладагента, выходной коллектор 170 хладагента и выходную трубу 180 хладагента.
[00134] Теплоноситель подают в теплообменник по входной трубе 110 теплоносителя, а затем рассеивают с помощью входного коллектора 120 теплоносителя для подачи во внутренний элемент 190. Затем теплоноситель охлаждают во внутреннем элементе 190 посредством теплообмена с хладагентом, а затем собирают в выходном коллекторе 130 теплоносителя для вывода за пределы теплообменника по выходной трубе 140 теплоносителя.
[00135] Хладагент подают в теплообменник по входной трубе 150 хладагента, а затем рассеивают с помощью входного коллектора 160 хладагента для подачи во внутренний элемент 190. Затем хладагент используют в качестве охлаждающей среды во внутреннем элементе 190 для охлаждения теплоносителя посредством теплообмена, а затем собирают в выходном коллекторе 170 хладагента для вывода за пределы теплообменника по выходной трубе 180 хладагента.
[00136] Согласно настоящему изобретению, хладагент, используемый в теплообменнике в качестве охлаждающей среды, представляет собой ОГ, выходящий из танка-хранилища (включая газообразный компонент, выделяемый в газожидкостном разделителе), а теплоноситель, охлажденный в теплообменнике, представляет собой компримированный целевой ОГ повторного сжижения.
[00137] В типичном РСНЕ внутренний элемент может содержать множество диффузионных блоков (на фиг. 9 внутренний элемент показан как содержащий три диффузионных блока. Несмотря на то, что далее в качестве примера использован внутренний элемент, содержащий три диффузионных блока, следует понимать, что настоящее изобретение не ограничено этим). Если внутренний элемент теплообменника содержит два или более диффузионных блоков, то между диффузионными блоками существует пространство, так что воздух в указанном пространстве действует как теплоизоляционный слой, вызывающий уменьшение теплопроводности между диффузионными блоками.
[00138] Как показано на диаграмме на фиг. 18(b), теплоизоляционные слои между диффузионными блоками способствуют неравномерному распределению температуры между диффузионными блоками.
[00139] Кроме того, при использовании в качестве хладагента ОГ поток хладагента, вероятно, будет концентрироваться на любом из множества диффузионных блоков, в который первоначально поступит хладагент, в результате чего температура данного диффузионного блока станет ниже температуры других диффузионных блоков.
[00140] При одновременном концентрировании хладагента в одном диффузионном блоке, в который первоначально поступит хладагент, со снижением теплопроводности между диффузионными блоками может возникать большая разность температур между блоками, что снижает характеристики повторного сжижения. То есть хотя хорошая теплопроводность между блоками может обеспечивать незначительную разность температур между блоками, несмотря на концентрирование хладагента в одном блоке, разность температур между блоками может увеличиваться, если воздух в пространстве между блоками действует как термоизоляционный слой.
[00141]
[00142] На фиг. 10 представлено схематическое изображение теплообменника в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения.
[00143] Как показано на фиг. 10, теплообменник согласно данному варианту реализации дополнительно содержит по меньшей мере одну из первой перфорированной пластины 210, расположенной между входным коллектором 120 теплоносителя и внутренним элементом 190, второй перфорированной пластины 220, расположенной между выходным коллектором 130 теплоносителя и внутренним элементом 190, третьей перфорированной пластины 230, расположенной между входным коллектором 160 хладагента и внутренним элементом 190, и четвертой перфорированной пластины 240, расположенной между выходным коллектором 170 хладагента и внутренним элементом 190, помимо компонентов обычного теплообменника, изображенного на фиг.9.
[00144] Теплообменник согласно данному варианту реализации характеризуется наличием средств для рассеивания флюида, подаваемого в теплообменник или выходящей из него, в частности, средств для противодействия потоку флюида с целью рассеивания флюида. Несмотря на то, что перфорированные пластины 210, 220, 230, 240 изображены в данном документе как средства для рассеивания флюида или как средства для противодействия потоку флюида, следует понимать, что средства для рассеивания флюида не ограничены перфорированными пластинами.
[00145] В данном варианте реализации каждая из перфорированных пластин 210, 220, 230, 240 представляет собой тонкий пластинчатый элемент, имеющий множество отверстий. Предпочтительно, первая перфорированная пластина имеет такой же размер и форму поперечного сечения, как входной коллектор 120 теплоносителя, вторая перфорированная пластина 220 имеет такой же размер и форму поперечного сечения, как выходной коллектор 130 теплоносителя, третья перфорированная пластина 210 имеет такой же размер и форму поперечного сечения, как входной коллектор 160 хладагента, и четвертая перфорированная пластина 210 имеет такой же размер и форму поперечного сечения, как выходной коллектор 120 хладагента.
[00146] В данном варианте реализации множество отверстий, сформированных в каждой из перфорированных пластин 210, 220, 230, 240 могут иметь одинаковую площадь поперечного сечения. Альтернативно, множество отверстий могут иметь площади поперечного сечения, которые увеличиваются с ростом расстояния от трубы 110, 140, 150 или 180, по которой подают или выгружают флюид.
[00147] Кроме того, множество отверстий, сформированных в каждой из перфорированных пластин 210, 220, 230, 240 могут иметь одинаковую плотность. Альтернативно, множество отверстий могут иметь плотность, которая увеличивается с ростом расстояния от трубы 110, 140, 150 или 180, по которой подают или выгружают флюид. Более низкая плотность отверстий означает меньшее количество отверстий на единицу площади.
[00148] Предпочтительно, перфорированные пластины 210, 220, 230, 240 отстоят на заданное расстояние от внутреннего элемента 190, так что флюид, проходящий через первую перфорированную пластину 210 и третью перфорированную пластину 230 в сторону внутреннего элемента 190, может эффективно рассеиваться, и флюид, выходящий из внутреннего элемента 190 в сторону второй перфорированной пластины 220 и четвертой перфорированной пластины 240, может эффективно рассеиваться. Например, каждая из перфорированных пластин 210, 220, 230, 240 может отстоять от внутреннего элемента 190 на расстояние от 20 мм до 50 мм.
[00149] Теплообменник согласно данному варианту реализации обеспечивает возможность рассеивания флюида с помощью по меньшей мере одной из первой-четвертой перфорированных пластин 210, 220, 230, 240, уменьшая концентрирование потока хладагента в одном из диффузионных блоков.
[00150]
[00151] Теплообменник согласно второму варианту реализации настоящего изобретения дополнительно содержит первую перегородку 230, расположенную между первой перфорированной пластиной 210 и внутренним элементом 190, вторую перегородку 320, расположенную между второй перфорированной пластиной 220 и внутренним элементом 190, третью перегородку 330, расположенную между третьей перфорированной пластиной 230 и внутренним элементом 190, и четвертую перегородку 340 между четвертой перфорированной пластиной 240 и внутренним элементом 190, помимо компонентов теплообменника согласно первому варианту реализации.
[00152] На фиг. 11 представлено схематическое изображение первой перегородки или второй перегородки, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения, на фиг. 12 представлено схематическое изображение первой перегородки и первой перфорированной пластины, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 13 представлено схематическое изображение второй перегородки и второй перфорированной пластины, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[00153] В данном варианте реализации каждая из первой-четвертой перегородок 310, 320, 330, 340 служит для предотвращения повторного объединения флюида, рассеиваемого с помощью каждой из первой-четвертой перфорированной пластин 210, 220, 230, 240.
[00154] Как показано на фиг. 11 и 12, первая перегородка 310 согласно данному варианту реализации может иметь заданную высоту и может быть выполнена с возможностью вмещения первой перфорированной пластины 210 и разделения окруженного внутреннего пространства на множество секций. На фиг. 11(a) и 12(a) внутреннее пространство первой перфорированной пластины 210, окруженное первой перегородкой, имеющей заданную высотку, показано как разделенное на 4 секции, а на фиг. 11(b) и 12(b) внутреннее пространство показано как разделенное на 8 секций.
[00155] В отличие от первой перегородки, показанной на фиг. 11(a) и 12(a), которая имеет решетчатую структуру, состоящую только из параллельных реек, первая перегородка 310, представленная на фиг. 11(b) и 12(b), имеет решетчатую структуру, состоящую из пересекающихся реек. Другими словами, при упоминании параллельных реек первой разделительной перегородки 310, представленной на фиг. 11(a) и 12(a), как вертикальных элементов 1, первая перегородка 310, представленная на фиг. 11(b) и 12(b), дополнительно содержит множество горизонтальных элементов 2, каждый из которых горизонтально делит пространство между парой соседних вертикальных элементов 1, помимо вертикальных элементов 1, которые вертикально делят внутреннее пространство, окруженное первой перегородкой, имеющей заданную высоту.
[00156] Если внутреннее пространство первой перфорированной пластины 210 разделено решеткой из пересекающихся реек, как показано на фиг. 11(b) и 12(b), то может быть обеспечено лучшее рассеивание флюида и, в частности, может быть предотвращено повторное скапливание хладагента внутри одного диффузионного блока, а также его концентрирование на одном из множества диффузионных блоков.
[00157] Кроме того, разделение внутреннего пространства первой перфорированной пластины 210 решеткой из пересекающихся реек преимущественно обеспечивает возможность удерживания первой перфорированной пластины 210 на расстоянии от внутреннего элемента 190. В частности, может быть предотвращена деформация первой перфорированной пластины 210 и ее контакт с внутренним элементом 190 под действием давления флюида, проходящего через первую перфорированную пластину 210. Если первая перфорированная пластина 210 приведена в контакт с внутренним элементом 190, то флюид, вероятно, не будет в достаточной степени поступать во внутренний элемент в зоне контакта, что приводит к снижению эффективности теплообмена.
[00158] Как показано на фиг. 10 и 12, теплоноситель, поступающий по входной трубе 110 теплоносителя, затем проходит через входной коллектор 120 теплоносителя, первую перфорированную пластину 210 и первую перегородку 310 перед попаданием во внутренний элемент 190.
[00159] Как показано на фиг. 11 и 13, вторая перегородка 320 согласно данному варианту реализации может иметь заданную высоту и может быть выполнена с возможностью вмещения второй перфорированной пластины 220 и разделения окруженного внутреннего пространства на множество секций. На фиг. 11(a) и 13(a) внутреннее пространство второй перфорированной пластины 220, окруженное второй перегородкой, имеющей заданную высотку, показано как разделенное на 4 секции, а на фиг. 11(b) и 13(b) внутреннее пространство показано как разделенное на 8 секций.
[00160] В отличие от второй перегородки, показанной на фиг. 11(a) и 13(a), которая имеет решетчатую структуру, состоящую только из параллельных реек, вторая перегородка 320, представленная на фиг. 11(b) и 13(b), имеет решетчатую структуру, состоящую из пересекающихся реек. Другими словами, при упоминании параллельных реек второй разделительной перегородки 320, представленной на фиг. 11(a) и 13(a), как вертикальных элементов 1, вторая перегородка 320, представленная на фиг. 11(b) и 13(b), дополнительно содержит множество горизонтальных элементов 2, каждый из которых горизонтально делит пространство между парой соседних вертикальных элементов 1, помимо вертикальных элементов 1, которые вертикально делят внутреннее пространство, окруженное второй перегородкой, имеющей заданную высоту.
[00161] Если внутреннее пространство второй перфорированной пластины 220 разделено решеткой из пересекающихся реек, как показано на фиг. 11(b) и 13(b), то может быть обеспечено лучшее рассеивание флюида и, в частности, может быть предотвращено повторное скапливание хладагента внутри одного диффузионного блока, а также его концентрирование на одном из множества диффузионных блоков.
[00162] Кроме того, разделение внутреннего пространства второй перфорированной пластины 220 решеткой из пересекающихся реек преимущественно обеспечивает возможность удерживания второй перфорированной пластины 220 на расстоянии от внутреннего элемента 190. В частности, может быть предотвращена деформация второй перфорированной пластины 220 и ее контакт с внутренним элементом 190 под действием давления флюида, проходящего через вторую перфорированную пластину 220. Если вторая перфорированная пластина 220 приведена в контакт с внутренним элементом 190, то флюид, вероятно, не будет в достаточной степени поступать во внутренний элемент в зоне контакта, что приводит к снижению эффективности теплообмена.
[00163] Как показано на фиг. 10 и 13, теплоноситель, выходящий из внутреннего элемента 190, затем проходит через вторую перегородку 320, вторую перфорированную пластину 220 и выходной коллектор 130 теплоносителя перед его выгрузкой по выходной трубе 140 теплоносителя.
[00164] На фиг. 14 представлено схематическое изображение третьей перегородки или четвертой перегородки, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения, на фиг. 15 представлено схематическое изображение третьей перегородки и третьей перфорированной пластины, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 16 представлено схематическое изображение четвертой перегородки и четвертой перфорированной пластины, входящей в состав теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[00165] Как показано на фиг. 14 и 15, третья перегородка 330 согласно данному варианту реализации может иметь заданную высоту и может быть выполнена с возможностью вмещения третьей перфорированной пластины 230 и разделения окруженного внутреннего пространства на множество секций. На фиг. 14(a) и 15(a) внутреннее пространство третьей перфорированной пластины 230, окруженное третьей перегородкой, имеющей заданную высотку, показано как разделенное на 4 секции, а на фиг. 14(b) и 15(b) внутреннее пространство показано как разделенное на 8 секций.
[00166] В отличие от первой перегородки, показанной на фиг. 14(a) и 15(a), которая имеет решетчатую структуру, состоящую только из параллельных реек, третья перегородка 330, представленная на фиг. 14(b) и 15(b), имеет решетчатую структуру, состоящую из пересекающихся реек. Другими словами, при упоминании параллельных реек третьей разделительной перегородки 330, представленной на фиг. 14(a) и 15(a), как вертикальных элементов 1, третья перегородка 330, представленная на фиг. 14(b) и 15(b), дополнительно содержит множество горизонтальных элементов 2, каждый из которых горизонтально делит пространство между парой соседних вертикальных элементов 1, помимо вертикальных элементов 1, которые вертикально делят внутреннее пространство, окруженное третьей перегородкой, имеющей заданную высоту.
[00167] Если внутреннее пространство третьей перфорированной пластины 230 разделено решеткой из пересекающихся реек, как показано на фиг. 14(b) и 15(b), то может быть обеспечено лучшее рассеивание флюида и, в частности, может быть предотвращено повторное скапливание хладагента внутри одного диффузионного блока, а также его концентрирование на одном из множества диффузионных блоков.
[00168] Кроме того, разделение внутреннего пространства третьей перфорированной пластины 230 решеткой из пересекающихся реек преимущественно обеспечивает возможность удерживания третьей перфорированной пластины 230 на расстоянии от внутреннего элемента 190. В частности, может быть предотвращена деформация третьей перфорированной пластины 230 и ее контакт с внутренним элементом 190 под действием давления флюида, проходящего через третью перфорированную пластину 230. Если третья перфорированная пластина 230 приведена в контакт с внутренним элементом 190, то флюид, вероятно, не будет в достаточной степени поступать во внутренний элемент в зоне контакта, что приводит к снижению эффективности теплообмена.
[00169] Как показано на фиг. 10 и 15, хладагент, поступающий по входной трубе 150 хладагента, затем проходит через входной коллектор 160 хладагента, третью перфорированную пластину 230 и третью перегородку 330 перед попаданием во внутренний элемент 190.
[00170] Как показано на фиг. 14 и 16, четвертая перегородка 340 согласно данному варианту реализации может иметь заданную высоту и может быть выполнена с возможностью вмещения четвертой перфорированной пластины 240 и разделения окруженного внутреннего пространства на множество секций. На фиг. 14(a) и 16(a) внутреннее пространство четвертой перфорированной пластины 240, окруженное четвертой перегородкой, имеющей заданную высотку, показано как разделенное на 4 секции, а на фиг. 14(b) и 16(b) внутреннее пространство показано как разделенное на 8 секций.
[00171] В отличие от четвертой перегородки, показанной на фиг. 14(a) и 16(a), которая имеет решетчатую структуру, состоящую только из параллельных реек, четвертая перегородка 340, представленная на фиг. 14(b) и 16(b), имеет решетчатую структуру, состоящую из пересекающихся реек. Другими словами, при упоминании параллельных реек четвертой разделительной перегородки 340, представленной на фиг. 14(a) и 16(a), как вертикальных элементов 1, четвертая перегородка 340, представленная на фиг. 14(b) и 16(b), дополнительно содержит множество горизонтальных элементов 2, каждый из которых горизонтально делит пространство между парой соседних вертикальных элементов 1, помимо вертикальных элементов 1, которые вертикально делят внутреннее пространство, окруженное четвертой перегородкой, имеющей заданную высоту.
[00172] Если внутреннее пространство четвертой перфорированной пластины 240 разделено решеткой из пересекающихся реек, как показано на фиг. 14(b) и 16(b), то может быть обеспечено лучшее рассеивание флюида и, в частности, может быть предотвращено повторное скапливание хладагента внутри одного диффузионного блока, а также его концентрирование на одном из множества диффузионных блоков.
[00173] Кроме того, разделение внутреннего пространства четвертой перфорированной пластины 240 решеткой из пересекающихся реек преимущественно обеспечивает возможность удерживания четвертой перфорированной пластины 240 на расстоянии от внутреннего элемента 190. В частности, может быть предотвращена деформация четвертой перфорированной пластины 240 и ее контакт с внутренним элементом 190 под действием давления флюида, проходящего через четвертую перфорированную пластину 240. Если четвертая перфорированная пластина 240 приведена в контакт с внутренним элементом 190, то флюид, вероятно, не будет в достаточной степени поступать во внутренний элемент в зоне контакта, что приводит к снижению эффективности теплообмена.
[00174] Как показано на фиг. 10 и 16, хладагент, выходящий из внутреннего элемента 190, затем проходит через четвертую перегородку 340, четвертую перфорированную пластину 240 и выходной коллектор 170 хладагента перед его выгрузкой по выходной трубе 180 хладагента.
[00175]
[00176] На фиг. 17(a) представлено схематическое изображение потока хладагента в типичном теплообменнике, на фиг. 17(b) представлено схематическое изображение потока хладагента в теплообменнике согласно первому варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 17(c) представлено схематическое изображение потока хладагента в теплообменнике согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[00177] Как показано на фиг. 17(a), в обычном теплообменнике входящий поток хладагента, поступающего по входной трубе 150 хладагента, концентрируется на среднем диффузионном блоке вблизи входной трубы 150 хладагента. В обычном теплообменнике, содержащем три диффузионных блока, примерно 70% хладагента поступает в средний диффузионный блок вблизи входной трубы 150 хладагента, и примерно по 15% хладагента попадает на каждый из остальных диффузионных блоков. Другими словами, количество хладагента, поступающего в средний диффузионный блок, более чем в 4 раза превышает количество хладагента, поступающего в каждый из остальных диффузионных блоков.
[00178] Как показано на фиг. 17(b), в теплообменнике согласно первому варианту реализации настоящего изобретения хладагент, подаваемый во входную трубу 150 хладагента, рассеивается с помощью третьей перфорированной пластины 230 и относительно равномерно распределяется по множеству диффузионных блоков, по сравнению с его распределением в обычном теплообменнике. Однако поступающий поток хладагента все еще до некоторой степени концентрируется на среднем диффузионном блоке вблизи входной трубы 150 хладагента.
[00179] Как показано на фиг. 17(c), в теплообменнике согласно второму варианту реализации настоящего изобретения хладагент, подаваемый во входную трубу 150 хладагента, рассеивается с помощью третьей перфорированной пластины 230, затем проходит через третью перегородку 330 и относительно равномерно распределяется по множеству диффузионных блоков, по сравнению с его распределением в теплообменнике согласно первому варианту реализации, а также по сравнению с его распределением в обычном теплообменнике.
[00180] Теплообменник согласно данному варианту реализации характеризуется тем, что разность между скоростями потока флюида, поступающего в каждый из множества блоков или выходящей из них, может составлять менее 4 крат. То есть для теплообменника согласно данному варианту реализации наибольшая скорость потока флюида, поступающего в каждый из множества блоков, может быть менее чем в 4 раза больше наименьшей скорости потока флюида, поступающего в каждый из множества блоков, или наибольшая скорость потока флюида, выходящего из каждого из множества блоков, может быть менее чем в 4 раза больше наименьшей скорости потока флюида, выходящего из каждого из множества блоков.
[00181]
[00182] На фиг. 18(a) представлено схематическое изображение, демонстрирующее размещение температурных датчиков, установленных для измерения внутренней температуры каждого из типичного теплообменника и теплообменника согласно настоящему изобретению, и на фиг. 18(b) представлены диаграммы, демонстрирующие распределение температуры внутри теплообменников, измеренной с помощью температурных датчиков, установленных в положениях, изображенных на фиг. 18(a). В частности, диаграмма (1) на фиг. 18(b) демонстрирует распределение температуры внутри обычного теплообменника, а диаграмма (2) на фиг. 18(b) демонстрирует распределение температуры внутри теплообменника согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
[00183] Как показано на фиг. 18(b), в обычном теплообменнике температура среднего диффузионного блока гораздо ниже температуры остальных диффузионных блоков, и, таким образом, существует большая разность между температурами множества диффузионных блоков. В частности, в обычном теплообменнике разность между максимальным значением и минимальным значением на диаграмме составляет от примерно 130°С до примерно 140°С.
[00184] Напротив, в теплообменнике согласно второму варианту реализации существует относительно небольшая разность температур среди множества диффузионных блоков. В частности, в теплообменнике согласно второму варианту реализации разность между максимальным значением и минимальным значением на диаграмме составляет от примерно 40°С до примерно 50°С, что гораздо меньше, чем в обычном теплообменнике.
[00185] В соответствии с настоящим изобретением, если ОГ используют в качестве хладагента теплообменника, и теплообменник содержит множество диффузионных блоков, то может быть обеспечено относительно равномерное распределение хладагента по диффузионным блокам; может быть уменьшена разность температур между диффузионными блоками для повышения эффективности теплообмена; и могут быть обеспечены стабильные характеристики повторного сжижения, независимо от количество целевого ОГ повторного сжижения.
[00186]
[00187] Каждая из перфорированных пластин может быть изготовлена из нержавеющей стали для обеспечения сжатия, когда ОГ при сверхнизкой температуре, т.е. хладагент приводят в контакт с перфорированной пластиной, и для обеспечения возврата к исходной форме после выхода хладагента из перфорированной пластины. Тонкая перфорированная пластина имеет гораздо более низкую теплоемкость, чем теплообменник. Если перфорированная пластина приварена к теплообменнику, то перфорированная пластина, вероятно, будет разрушаться, поскольку теплообменник, имеющий более высокую теплоемкость, при приведении в контакт с ОГ расширяется в меньшей степени, а перфорированная пластина, имеющая более низкую теплоемкость, при приведении в контакт с ОГ расширяется в большей степени.
[00188] Таким образом, необходимо, чтобы перфорированная пластина была соединена с теплообменником таким образом, чтобы можно было ослабить тепловое расширение и сжатие перфорированной пластины. Далее описаны способы соединения перфорированной пластины согласно четвертому и пятому вариантам реализации настоящего изобретения, которые могут обеспечивать ослабление теплового расширения и сжатия перфорированной пластины.
[00189]
[00190] На фиг. 19 представлено схематическое изображение части теплообменника согласно третьему варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 20 представлено увеличенное изображение части А, показанной на фиг. 19.
[00191] Как и теплообменник согласно первому варианту реализации, теплообменник согласно данному варианту реализации дополнительно содержит по меньшей мере одну из первой перфорированной пластины 210, расположенной между входным коллектором 120 теплоносителя и внутренним элементом 190, второй перфорированной пластины 220, расположенной между выходным коллектором 130 теплоносителя и внутренним элементом 190, третьей перфорированной пластины 230, расположенной между входным коллектором 160 хладагента и внутренним элементом 190, и четвертой перфорированной пластины 240, расположенной между выходным коллектором 170 хладагента и внутренним элементом 190, помимо компонентов обычного РСНЕ, изображенного на фиг. 9.
[00192] Как показано на фиг. 19 и 20, четвертая перфорированная пластина 240 смонтирована на выходном коллекторе 170 хладагента и вставлена между двумя поддерживающими элементами 420, отстоящими друг от друга на заданное расстояние и приваренными (см. 410 на фиг. 20) к выходному коллектору 170 хладагента, а не приварена напрямую к выходному коллектору 170 хладагента.
[00193] Поскольку четвертая перфорированная пластина 24 вставлена между двумя поддерживающими элементами 420 и закреплена на выходном коллекторе хладагента непрочно, то четвертая перфорированная пластина защищена от деформации или разрушения, несмотря на ее сжатие вследствие приведения в контакт с ОГ при сверхнизкой температуре, и также может быть защищен от разрушения стык между четвертой перфорированной пластиной и выходным коллектором хладагента.
[00194] Предпочтительно, поддерживающие элементы 420 имеют минимально возможный размер при сохранении способности поддерживающих элементов выдерживать сжатие четвертой перфорированной пластины 240, и расстояние между поддерживающими элементами 420 является минимально возможным при сохранении возможности незначительного движения четвертой перфорированной пластины 240 при ее сжатии.
[00195] Подобно четвертой перфорированной пластине 240, первая перфорированная пластина 210 вставлена между двумя поддерживающими элементами, отстоящими друг от друга на заданное расстояние и приваренными к входному коллектору 120 теплоносителя, вторая перфорированная пластина 220 вставлена между двумя поддерживающими элементами, отстоящими друг от друга на заданное расстояние и приваренными к выходному коллектору 130 теплоносителя, и третья перфорированная пластина 230 вставлена между двумя поддерживающими элементами, отстоящими друг от друга на заданное расстояние и приваренными к входному коллектору 160 хладагента.
[00196]
[00197] На фиг. 21 представлено схематическое изображение части теплообменника согласно четвертому варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 22 представлено увеличенное изображение части В, показанной на фиг. 21.
[00198] Как и теплообменник согласно первому варианту реализации, теплообменник согласно данному варианту реализации дополнительно содержит по меньшей мере одну из первой перфорированной пластины 210, расположенной между входным коллектором 120 теплоносителя и внутренним элементом 190, второй перфорированной пластины 220, расположенной между выходным коллектором 130 теплоносителя и внутренним элементом 190, третьей перфорированной пластины 230, расположенной между входным коллектором 160 хладагента и внутренним элементом 190, и четвертой перфорированной пластины 240, расположенной между выходным коллектором 170 хладагента и внутренним элементом 190, помимо компонентов обычного РСНЕ, изображенного на фиг. 9.
[00199] Как показано на фиг. 21 и 22, как и в третьем варианте реализации, четвертая перфорированная пластина 240 согласно данному варианту реализации не приварена напрямую к выходному коллектору 170 хладагента, хотя и смонтирована на выходном коллекторе 170 хладагента.
[00200] Четвертая перфорированная пластина 240 согласно данному варианту реализации выступает параллельно внутреннему элементу 190 за оба его конца и отстоит от внутреннего элемента 190. Кроме того, четвертая перфорированная пластина 240 согласно данному варианту реализации вставлена между одним поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190, а не вставлена между двумя поддерживающими элементами 410, как в третьем варианте реализации.
[00201] Другими словами, один поддерживающий элемент 420 приварен к выходному коллектору 170 хладагента, который отстоит на заданное расстояние от внутреннего элемента 190, так что оба конца четвертой перфорированной пластины 240, проходящие параллельно внутреннему элементу 190, вставлены между поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190, и четвертая перфорированная пластина 240 отстоит от внутреннего элемента 190 в той его части, которая находится во внутреннем положении относительно каждого из концов, вставленных между поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190.
[00202] Поскольку четвертая перфорированная пластина 24 согласно данному варианту реализации вставлена между поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190 и закреплена на выходном коллекторе 170 хладагента непрочно, то четвертая перфорированная пластина защищена от деформации или разрушения, несмотря на ее сжатие вследствие приведения в контакт с ОГ при сверхнизкой температуре, и также может быть защищен от разрушения стык между четвертой перфорированной пластиной и выходным коллектором хладагента.
[00203] Предпочтительно, поддерживающий элемент 420 имеет минимально возможный размер при сохранении способности поддерживающего элемента выдерживать сжатие четвертой перфорированной пластины 240, и расстояние между поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190 является минимально возможным при сохранении возможности незначительного движения четвертой перфорированной пластины 240 при ее сжатии. Кроме того, предпочтительно оба конца четвертой перфорированной пластины 240, проходящие параллельно внутреннему элементу, являются максимально короткими при сохранении возможности вставки четвертой перфорированной пластины между поддерживающим элементом 420 и внутренним элементом 190 и при сохранении возможности деформации и движения четвертой перфорированной пластины вследствие сжатия.
[00204] Подобно четвертой перфорированной пластине 240, каждая из первой-третьей перфорированных пластин 210, 220, 230 выступает параллельно внутреннему элементу 190 с обоих его концов и отстоит от внутреннего элемента 190. В частности, первая перфорированная пластина 210 вставлена на обоих ее концах между поддерживающим элементом, приваренным к входному коллектору 120 теплоносителя, и внутренним элементом 190, вторая перфорированная пластина 220 вставлена на обоих ее концах между поддерживающим элементом, приваренным к выходному коллектору 130 теплоносителя, и внутренним элементом 190, и третья перфорированная пластина вставлена на обоих ее концах между поддерживающим элементом, приваренным к входному коллектору 160 хладагента, и внутренним элементом 190.
[00205]
[00206] На фиг. 23(a) представлено схематическое изображение целого теплообменника, на фиг. 23(b) представлено схематическое изображение диффузионного блока, и на фиг. 23(c) представлено схематическое изображение канальной пластины. Блок, изображенный на фиг. 23(b), может представлять собой диффузионный блок.
[00207] Как показано на фиг. 23, внутренний элемент 190, в котором происходит теплообмен между хладагентом и теплоносителем, содержит множество диффузионных блоков 192, и каждый из диффузионных блоков 192 имеет структуру, в которой друг на друге поочередно расположено множество канальных пластин 194 хладагента и множество канальных пластин 196 теплоносителя. Каждая из канальных пластин 194, 196 содержит множество каналов течения флюида.
[00208] На фиг. 24(a) представлено схематическое изображение канальной пластины хладагента, представленной на фиг. 23(c), при взгляде в направлении «С», на фиг. 24(b) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента типичного теплообменника, на фиг. 24(c) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента теплообменника согласно пятому варианту реализации настоящего изобретения, и на фиг. 24(d) представлено схематическое изображение канала канальной пластины хладагента теплообменника согласно шестому варианту реализации настоящего изобретения.
[00209] Как показано на фиг. 24, хотя канал 198, вытравленный в канальной пластине, имеет по существу постоянную ширину и является прямым, на фиг. 24(a) показано, что каждый из теплообменников согласно пятому и шестому вариантам реализации настоящего изобретения содержит канал, выполненный с возможностью противодействия потоку флюида.
[00210] Как показано на фиг. 24(c), теплообменник согласно пятому варианту реализации содержит множество каналов 198, которые на входе имеют меньшую ширину. Другими словами, канал 198 согласно данному варианту реализации имеет на входе меньшую площадь поперечного сечения, как можно видеть в направлении «С» на фиг. 23(c).
[00211] Канал 198, имеющий на входе меньшую площадь поперечного сечения, обеспечивает возможность противодействия флюиду, поступающего в канал, и его течения рассеянным образом, уменьшая или препятствуя концентрированию подаваемого флюид в одном из множества диффузионных блоков.
[00212] Как показано на фиг. 24(d), теплообменник согласно шестому варианту реализации содержит множество зигзагообразных каналов 198. Зигзагообразный канал 198 обеспечивает возможность противодействия флюиду, поступающего в канал, и его течения рассеянным образом, уменьшая или препятствуя концентрированию подаваемого флюида в одном из множества диффузионных блоков.
[00213] Как описано выше, каждый из теплообменников согласно пятому и шестому вариантам реализации настоящего изобретения содержит канал, выполненный с возможностью противодействия потоку флюида и, следовательно, может уменьшать или препятствовать концентрированию подаваемого хладагента в одном из множества диффузионных блоков без специального элемента для рассеивания флюида.
[00214]
[00215] Следует понимать, что специалисты в данной области техники могут делать различные модификации, изменения, отклонения и осуществлять эквивалентные варианты реализации без отступления от сущности и объема настоящего изобретения.
[00216] <Список условных обозначений>
10: компрессор 20: теплообменник
30: редуктор давления 40: газожидкостный разделитель
110: входная труба теплоносителя 120: входной коллектор теплоносителя
130: выходной коллектор теплоносителя 140: выходная труба теплоносителя
150: входная труба хладагента 160: входной коллектор хладагента
170: выходной коллектор хладагента 180: выходная труба хладагента
190: внутренний элемент 192: диффузионный блок
194: канальная пластина хладагента 196: канальная пластина теплоносителя
198: канал 210, 220, 230, 240: перфорированная пластина
310, 320, 330, 340: перегородка 420: поддерживающий элемент.

Claims (33)

1. Способ повторного сжижения отпарного газа (ОГ) для СПГ-танкеров, включающий:
компримирование ОГ;
охлаждение теплоносителя, соответствующего компримированному ОГ, используемому в качестве целевого продукта повторного сжижения, посредством теплообмена между теплоносителем и хладагентом, соответствующим некомпримированному ОГ, используемому в качестве хладагента, с помощью теплообменника; и
расширение охлажденного ОГ,
причем указанный теплообменник содержит внутренний элемент, в котором происходит теплообмен между теплоносителем и хладагентом, и указанный внутренний элемент содержит множество диффузионных блоков, и
охлаждение теплоносителя включает рассеивание теплоносителя и/или хладагента, подаваемого во внутренний элемент, для сохранения характеристик повторного сжижения независимо от изменения скорости потока теплоносителя и/или хладагента,
при этом отношение скорости потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, к скорости потока ОГ, используемого в качестве хладагента для теплообмена при охлаждении теплоносителя, составляет от 0,42 до 0,72.
2. Способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 1, в котором характеристики повторного сжижения сохраняются стабильными, даже если теплообменник имеет отношение теплоемкостей от 0,7 до 1,2.
3. Способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 1, в котором количество повторно сжиженного ОГ сохраняется на уровне 50% или более относительно расчетного значения, полученного с помощью HYSYS.
4. Способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 1, в котором танкер СПГ эксплуатируют со скоростью от 10 до 17 узлов.
5. Способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 1, в котором часть компримированного ОГ используют в качестве топлива для двигателя, и скорость потока ОГ, используемого в качестве топлива для двигателя, составляет от 1100 кг/ч до 2660 кг/ч.
6. Способ повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 1, в котором скорость потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, составляет от 1900 кг/ч до 3300 кг/ч.
7. Система повторного сжижения отпарного газа (ОГ) для СПГ-танкеров, содержащая:
компрессор для компримирования ОГ;
теплообменник, охлаждающий теплоноситель, соответствующий компримированному ОГ, посредством теплообмена между теплоносителем и хладагентом, соответствующим некомпримированному ОГ; и
расширительную установку, обеспечивающую расширение жидкости, охлажденной в теплообменнике,
причем указанный теплообменник содержит:
внутренний элемент, в котором происходит теплообмен между теплоносителем и хладагентом, и указанный внутренний элемент содержит множество диффузионных блоков; и
средства для рассеивания флюида, обеспечивающие рассеивание флюида, поступающего во внутренний элемент, или флюида, выходящего из внутреннего элемента, и
характеристики повторного сжижения сохраняются благодаря указанным средствам для рассеивания флюида, независимо от изменения скорости потока теплоносителя и/или хладагента,
при этом отношение скорости потока ОГ, используемого в качестве целевого продукта повторного сжижения, к скорости потока ОГ, используемого в качестве хладагента для теплообмена при охлаждении теплоносителя, составляет от 0,42 до 0,72.
8. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 7, в которой средства для рассеивания флюида противодействуют потоку теплоносителя и/или хладагента для рассеивания флюида.
9. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 8, в которой средства для рассеивания флюида соединены с теплообменником с обеспечением возможности ослабления термического расширения и сжатия.
10. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 8, в которой указанные средства для рассеивания флюида представляют собой перфорированную пластину.
11. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 10, в которой перфорированная пластина выполнена с одним или более отверстиями, и указанные отверстия имеют площадь поперечного сечения, увеличивающуюся с ростом расстояния от трубы, по которой подают или выводят теплоноситель и/или хладагент.
12. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 10, в которой перфорированная пластина выполнена с одним или более отверстиями, и указанные отверстия имеют плотность, увеличивающуюся с ростом расстояния от трубы, по которой подают или выводят теплоноситель и/или хладагент.
13. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 10, в которой теплообменник содержит по меньшей мере одну перегородку, расположенную между перфорированной пластиной и внутренним элементом, для предотвращения повторного объединения флюида, рассеянного на перфорированной пластине.
14. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 13, в которой указанная перегородка разделяет внутреннее пространство на множество зон.
15. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 7, в которой скорость потока флюида, подаваемого в каждый из множества диффузионных блоков, менее чем в 4 раза превышает скорость потока, выходящего из каждого из множества диффузионных блоков.
16. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 9, в которой теплообменник содержит множество поддерживающих элементов, отстоящих друг от друга на одинаковые интервалы и соединённых с теплообменником, и средства для рассеивания флюида вставлены между поддерживающими элементами, отстоящими друг от друга.
17. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 16, в которой средства для рассеивания флюида выступают с обоих их концов параллельно внутреннему элементу и отстоят от внутреннего элемента.
18. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 9, в которой средства для рассеивания флюида представляют собой диффузионный канал течения, сформированный в каждом из диффузионных блоков.
19. Система повторного сжижения ОГ для СПГ-танкеров по п. 18, в которой диффузионный канал течения имеет меньшую площадь поперечного сечения на его входе, по которому флюид поступает в диффузионный канал течения, чем в других его частях.
RU2019122712A 2017-01-25 2018-01-24 Способ повторного сжижения отпарного газа для спг-танкера RU2736758C1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170012151A KR101858514B1 (ko) 2017-01-25 2017-01-25 Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR10-2017-0012151 2017-01-25
KR10-2017-0012753 2017-01-26
KR1020170012753A KR101867036B1 (ko) 2017-01-26 2017-01-26 Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
PCT/KR2018/001078 WO2018139856A1 (ko) 2017-01-25 2018-01-24 Lng 선의 증발가스 재액화 방법

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2736758C1 true RU2736758C1 (ru) 2020-11-19

Family

ID=62635830

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019122712A RU2736758C1 (ru) 2017-01-25 2018-01-24 Способ повторного сжижения отпарного газа для спг-танкера

Country Status (8)

Country Link
US (1) US11724789B2 (ru)
JP (2) JP6347003B1 (ru)
CN (4) CN208012233U (ru)
DK (1) DK180825B1 (ru)
NO (1) NO20190948A1 (ru)
RU (1) RU2736758C1 (ru)
SG (1) SG11201906861TA (ru)
WO (2) WO2018139856A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2022019914A1 (en) * 2020-07-23 2022-01-27 Bechtel Energy Technologies & Solutions, Inc. Systems and methods for utilizing boil-off gas for supplemental cooling in natural gas liquefaction plants
EP4130543A1 (de) 2021-08-02 2023-02-08 Burckhardt Compression AG Verfahren und vorrichtung zum wiederverflüssigen und rückführen von bog in einen lng-tank
EP4227620A1 (de) 2022-02-10 2023-08-16 Burckhardt Compression AG Verfahren und vorrichtung zum wiederverflüssigen und rückführen von abdampfgas in einen lng-tank

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2330223C2 (ru) * 2002-11-13 2008-07-27 Конокофиллипс Компани Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа
JP3165331U (ja) * 2010-10-28 2011-01-13 株式会社島津製作所 熱交換器
KR101599404B1 (ko) * 2015-02-11 2016-03-03 대우조선해양 주식회사 선박

Family Cites Families (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1472533A (en) 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
JPS5955276U (ja) 1982-09-25 1984-04-11 住友精密工業株式会社 液化ガス用熱交換器
JPH0351599Y2 (ru) * 1985-10-08 1991-11-06
JPH0665775U (ja) * 1993-02-05 1994-09-16 石川島播磨重工業株式会社 プレートフィン熱交換器
US5368096A (en) 1993-12-02 1994-11-29 The Babcock & Wilcox Company Condensing heat exchanger scrubbing system
JP3284058B2 (ja) * 1996-08-30 2002-05-20 株式会社ケーヒン 車両用暖房装置
JP2000002497A (ja) * 1998-06-17 2000-01-07 Calsonic Corp 熱交換器用整流器
EP1079194B1 (en) 1999-08-23 2004-01-21 Nippon Shokubai Co., Ltd. Method for preventing plate type heat exchanger from blockage
JP2002327991A (ja) 2001-04-27 2002-11-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 気化熱交換器
JP4554144B2 (ja) 2001-06-18 2010-09-29 昭和電工株式会社 蒸発器
JP2004125340A (ja) * 2002-10-07 2004-04-22 Denso Corp 熱交換器
FR2855600B1 (fr) * 2003-05-27 2005-07-08 Air Liquide Echangeur de chaleur cryogene/eau et application a la fourniture de gaz a un groupe de puissance embarque dans un vehicule
JP2005314446A (ja) * 2004-04-27 2005-11-10 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd ガス液化装置とガス液化方法
US7726388B2 (en) * 2004-08-25 2010-06-01 Komatsu Ltd. Heat exchanger
JP2006118795A (ja) 2004-10-21 2006-05-11 Calsonic Kansei Corp 熱交換器
WO2007061099A1 (ja) 2005-11-25 2007-05-31 Kabushiki Kaisha Toshiba 医用画像診断装置、医用画像保管通信システム用サーバ、画像参照装置、及び医用画像診断システム
US9127895B2 (en) * 2006-01-23 2015-09-08 MAHLE Behr GmbH & Co. KG Heat exchanger
JP2009523994A (ja) * 2006-01-23 2009-06-25 ベール ゲーエムベーハー ウント コー カーゲー 熱交換器
EP1989400B2 (en) * 2006-02-27 2023-06-28 Highview Enterprises Limited A method of storing energy and a cryogenic energy storage system
CA2718840A1 (en) * 2008-04-11 2009-10-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of boil-off gas handling in lng regasification terminals
US20140060789A1 (en) * 2008-10-03 2014-03-06 Modine Manufacturing Company Heat exchanger and method of operating the same
DE102008052875A1 (de) 2008-10-23 2010-04-29 Linde Ag Plattenwärmetauscher
JP5471154B2 (ja) * 2009-08-20 2014-04-16 Ｊｆｅスチール株式会社 炭酸ガス含有排ガスの改質方法および改質設備
JP5794509B2 (ja) * 2010-01-29 2015-10-14 エア・ウォーター株式会社 ボイルオフガスの再液化装置および方法
US20110226455A1 (en) * 2010-03-16 2011-09-22 Saudi Arabian Oil Company Slotted impingement plates for heat exchangers
CN101881549B (zh) * 2010-06-25 2014-02-12 华南理工大学 一种液化天然气接收站蒸发气体再冷凝回收系统及其回收方法
ITMI20100249U1 (it) * 2010-07-16 2012-01-17 Alfa Laval Corp Ab Dispositivo di scambio termico con sistema perfezionato di distribuzione del fluido refrigerante
BR112013004129A2 (pt) * 2010-08-25 2016-07-05 Wärtsilä Oil & Gas Systems As método e arranjo para proporcionar combustível gnl para navios
CN201876184U (zh) * 2010-09-01 2011-06-22 珠海格力电器股份有限公司 集流管及具有该集流管的换热器
EP2716542A4 (en) * 2011-05-31 2016-05-04 Daewoo Shipbuilding & Marine HEAT AND COLD RECOVERY APPARATUS USING LIQUEFIED NATURAL GAS FUEL AND LIQUEFIED GAS CARRIER INCLUDING THE SAME
DE102011110004A1 (de) * 2011-08-11 2013-02-14 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Verdichten von Boil-off-Gas
US20130081794A1 (en) * 2011-09-30 2013-04-04 Modine Manufacturing Company Layered core heat exchanger
US9551540B2 (en) 2011-11-22 2017-01-24 Daikin Industries, Ltd. Heat exchanger
KR101826365B1 (ko) * 2012-05-04 2018-03-22 엘지전자 주식회사 열교환기
JP5795994B2 (ja) * 2012-07-09 2015-10-14 住友精密工業株式会社 熱交換器
KR101386543B1 (ko) * 2012-10-24 2014-04-18 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101310025B1 (ko) * 2012-10-30 2013-09-24 한국가스공사 저장 액체의 재액화 방법
EP2746707B1 (en) * 2012-12-20 2017-05-17 Cryostar SAS Method and apparatus for reliquefying natural gas
KR101334002B1 (ko) 2013-04-24 2013-11-27 현대중공업 주식회사 Lng 처리 시스템
US20140352330A1 (en) 2013-05-30 2014-12-04 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Liquefied gas treatment system
JP6429867B2 (ja) 2013-06-17 2018-11-28 コノコフィリップス カンパニー フローティングタンク用途における残存ｌｎｇの気化及び回収のための統合カスケードプロセス
KR101640768B1 (ko) * 2013-06-26 2016-07-29 대우조선해양 주식회사 선박의 제조방법
KR102001250B1 (ko) * 2013-07-12 2019-07-19 한국전력공사 다중 통로 교류 열교환기
EP3039367B1 (de) 2013-08-29 2019-10-23 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur herstellung eines plattenwärmetauschers mit mehreren durch lotbeschichtete träger verbundenen wärmetauscherblöcken
JP6391264B2 (ja) 2014-03-20 2018-09-19 住友精密工業株式会社 熱交換器
JP6356989B2 (ja) 2014-03-24 2018-07-11 住友精密工業株式会社 熱交換器
KR102200362B1 (ko) * 2014-05-19 2021-01-08 한국조선해양 주식회사 액화가스 처리 시스템
US20160040942A1 (en) * 2014-08-08 2016-02-11 Halla Visteon Climate Control Corp. Heat exchanger with integrated noise suppression
JP6516430B2 (ja) 2014-09-19 2019-05-22 大阪瓦斯株式会社 ボイルオフガスの再液化設備
JP6250519B2 (ja) * 2014-10-17 2017-12-20 三井造船株式会社 ボイルオフガス回収システム
JP6418942B2 (ja) * 2014-12-26 2018-11-07 川崎重工業株式会社 液化ガス運搬船
JP6501527B2 (ja) * 2015-01-09 2019-04-17 大阪瓦斯株式会社 ボイルオフガスの再液化設備
JP6525607B2 (ja) 2015-01-28 2019-06-05 住友精密工業株式会社 低温液化ガスの気化装置
KR102069919B1 (ko) 2015-03-20 2020-01-28 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
JP6423297B2 (ja) * 2015-03-20 2018-11-14 千代田化工建設株式会社 Ｂｏｇ処理装置
CN104697382B (zh) * 2015-03-27 2016-08-24 赵节 一种全塑型热交换器
KR101742285B1 (ko) * 2015-04-29 2017-06-15 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
KR101644386B1 (ko) 2015-06-10 2016-08-01 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
US10889361B2 (en) * 2015-07-08 2021-01-12 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship comprising engine
CN205090722U (zh) * 2015-10-26 2016-03-16 成都华气厚普机电设备股份有限公司 一种lng船用bog再液化装置
CN106885396B (zh) * 2015-12-15 2019-07-19 丹佛斯微通道换热器（嘉兴）有限公司 入口整流结构和板式换热器
JP5959778B2 (ja) * 2016-03-01 2016-08-02 日揮株式会社 液化天然ガスの受入設備
JP6815213B2 (ja) * 2017-01-30 2021-01-20 株式会社神戸製鋼所 ボイルオフガス回収システム

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2330223C2 (ru) * 2002-11-13 2008-07-27 Конокофиллипс Компани Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа
JP3165331U (ja) * 2010-10-28 2011-01-13 株式会社島津製作所 熱交換器
KR101599404B1 (ko) * 2015-02-11 2016-03-03 대우조선해양 주식회사 선박

Also Published As

Publication number Publication date
US20190351988A1 (en) 2019-11-21
SG11201906861TA (en) 2019-08-27
CN208012233U (zh) 2018-10-26
NO20190948A1 (en) 2019-08-01
CN108344248B (zh) 2021-03-16
CN108344247A (zh) 2018-07-31
JP2018119683A (ja) 2018-08-02
DK201970481A1 (da) 2019-08-01
JP7048621B2 (ja) 2022-04-05
CN108344247B (zh) 2020-12-01
US11724789B2 (en) 2023-08-15
WO2018139848A1 (ko) 2018-08-02
JP2020507504A (ja) 2020-03-12
CN110461704B (zh) 2022-12-20
CN108344248A (zh) 2018-07-31
DK180825B1 (en) 2022-05-03
JP6347003B1 (ja) 2018-06-20
WO2018139856A1 (ko) 2018-08-02
CN110461704A (zh) 2019-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101599404B1 (ko) 선박
KR101805498B1 (ko) 선박
RU2736758C1 (ru) Способ повторного сжижения отпарного газа для спг-танкера
US20220357101A1 (en) Boil-off gas reliquefaction method and system for lng vessel
KR20170029450A (ko) 열교환기
KR20170120302A (ko) 열교환기
KR101908567B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR101908565B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
JP6347004B1 (ja) Ｌｎｇ船の蒸発ガス再液化方法及びシステム
KR101858515B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR101876978B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR102016379B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR101867037B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR101867036B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
KR101908566B1 (ko) Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템