專利名稱：一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本實(shí)用新型涉及一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置。
背景技術(shù)：
隨著我國天然氣市場的快速發(fā)展，天然氣在能源供應(yīng)中所占的比例迅速增加，天然氣供應(yīng)不足的矛盾越來越明顯。液化天然氣產(chǎn)量正以每年約12%的高速增長，成為增長最迅猛的能源行業(yè)之一。液化天然氣(LNG)接收站也掀起了建設(shè)熱潮，除常規(guī)陸地接收終端外，隨著新技術(shù)和特殊設(shè)備的不斷發(fā)展，涌現(xiàn)出了很多創(chuàng)新性設(shè)計(jì)概念。如利用浮式儲存再氣化裝置(FSRU)、模塊化接收終端、海上舊平臺改造等方式，這些裝置都是遠(yuǎn)離陸地的獨(dú)立單元，無法依靠外界能源供給。下游用戶利用LNG首先必須使其加熱氣化，氣化是一個吸熱過程，傳統(tǒng)的大型陸上接收站通常采用開架式氣化器(ORV)或浸沒燃燒式氣化器(SCV)兩種氣化方式。開架式氣化器需使用大量海水進(jìn)行氣化，對海水水質(zhì)和溫度有嚴(yán)格要求，海水降溫冷排將造成一定的環(huán)境污染，且設(shè)備占地面積大，不適于空間有限的接收終端；而浸沒燃燒式氣化器通過燃燒天然氣加熱水，LNG被熱水浴氣化，浸沒燃燒式氣化器需要消耗大量的天然氣，經(jīng)濟(jì)性差，通常只能作為備用設(shè)備。另外，由于新模式的LNG接收終端通常遠(yuǎn)離陸地，其海水泵、LNG泵、BOG壓縮機(jī)等用電設(shè)備需要由發(fā)電機(jī)組直接供電。典型的燃?xì)馔钙揭话阒荒軌驅(qū)⑺娜剂夏芰康?89Γ34%轉(zhuǎn)化為軸功率，其余部分的燃料能量則通過排氣或者熱輻射而損失掉，不但造成污染，同時(shí)也是能量的極大浪費(fèi)。天然氣發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生的高溫?zé)煔馔ㄟ^煙筒排出，在滿負(fù)荷工況下，煙氣溫度通常在30(T450 °C范圍內(nèi)。綜上所述，一方面燃?xì)馔钙脚欧诺母邷責(zé)煔庵械臒崮軟]有得到利用、造成能源浪費(fèi)，而另一方面LNG氣化又需要大量外部熱能，故此需要提供一種新型模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置。

實(shí)用新型內(nèi)容本實(shí)用新型的目的是提供一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置，該氣化裝置可作為完全獨(dú)立系統(tǒng)，在無外界電源情況下可獨(dú)立運(yùn)行使用。本實(shí)用新型所提供的一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置，包括透平發(fā)電機(jī)、熱介質(zhì)油余熱回收裝置和液化天然氣氣化系統(tǒng)；所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣入口與LNG蒸發(fā)氣儲罐相連通；所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣出口與所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置的底部相連通；所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置內(nèi)設(shè)有熱介質(zhì)油管路，所述熱介質(zhì)油管路的兩端通過一設(shè)于所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置外的熱介質(zhì)油循環(huán)管路相連通；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路上設(shè)有熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路與熱介質(zhì)油膨脹罐相連通；所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置的頂部設(shè)有開口；[0010]所述液化天然氣氣化系統(tǒng)包括換熱介質(zhì)循環(huán)管路；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上設(shè)有換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器，且所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器設(shè)于所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與換熱介質(zhì)膨脹罐相連通；液化天然氣儲罐與所述換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器連通后與供氣管路相連通。上述的氣化裝置中，所述熱介質(zhì)油膨脹罐可依次與熱介質(zhì)儲罐和熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵相連通；在正常情況下，由所述熱介質(zhì)油膨脹罐進(jìn)行保壓，只需一次性注入熱介質(zhì)油無需額外補(bǔ)充；但若熱介質(zhì)油不足的情況下，可以用所述熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵將熱介質(zhì)油從所述熱介質(zhì)油儲罐內(nèi)注入所述熱介質(zhì)油膨脹罐內(nèi)，進(jìn)而補(bǔ)充到后續(xù)的熱介質(zhì)油循環(huán)流程中。上述的氣化裝置中，所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路上設(shè)有熱介質(zhì)油循環(huán)泵，所述熱介質(zhì)油循環(huán)泵對熱介質(zhì)油進(jìn)行加壓然后注入所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置內(nèi)進(jìn)行換熱。上述的氣化裝置中，所述熱介質(zhì)油循環(huán)泵設(shè)于近所述熱介質(zhì)油管路的入口端。上述的氣化裝置中，所述換熱介質(zhì)膨脹罐依次與換熱介質(zhì)儲罐和換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵相連通；在正常情況下，由所述換熱介質(zhì)膨脹罐進(jìn)行保壓，只需一次性注入換熱介質(zhì)無需額外補(bǔ)充，但若換熱介質(zhì)不足的情況下，可以用所述換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵將換熱介質(zhì)從所述換熱介質(zhì)儲罐內(nèi)注入至所述換熱介質(zhì)膨脹罐內(nèi)，進(jìn)而補(bǔ)充到后續(xù)的換熱介質(zhì)循環(huán)流程中。上述的氣化裝置中，所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上設(shè)有換熱介質(zhì)循環(huán)泵。上述的氣化裝置中，所述換熱介質(zhì)循環(huán)泵設(shè)于近所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器的入口端處。上述的氣化裝置中，所述供氣管路上設(shè)有一與所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣入口相連通的支路；所述支路與所述LNG蒸發(fā)氣儲罐還均與所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置相連通。上述的氣化裝置中，所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器可為管殼式換熱器；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路與所述管殼式換熱器的管程相連通，所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與所述管殼式換熱器殼程相連通。上述的氣化裝置中，所述換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器可為管殼式換熱器；所述液化天然氣儲罐與所述管殼式換熱器的管程相連通，所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與所述管殼式換熱器的殼程相連通。本實(shí)用新型的有益效果是通過發(fā)電系統(tǒng)與LNG氣化系統(tǒng)相結(jié)合的模式，利用余熱回收單元回收發(fā)電系統(tǒng)的余熱作為LNG氣化的熱源，即實(shí)現(xiàn)了能量的回收利用、解決了LNG儲存蒸發(fā)氣的利用問題、提高天然氣利用總效率，又減少了 LNG氣化所需的大量其他熱源流體的引入，同時(shí)可提供穩(wěn)定的電力供應(yīng)。采用模塊化設(shè)計(jì)、建設(shè)工期短、移動靈活、可充分利用有限空間(例如適用于海洋平臺或浮式生產(chǎn)裝置上)。本實(shí)用新型的模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置可作為完全獨(dú)立系統(tǒng)，在無外界電源情況下可獨(dú)立運(yùn)行使用。

圖I為本實(shí)用新型提供的氣化裝置的結(jié)構(gòu)示意圖。圖中各標(biāo)記如下1熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵、2熱介質(zhì)油膨脹罐、3熱介質(zhì)油儲罐、4燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)、5熱介質(zhì)油循環(huán)泵、6熱介質(zhì)油余熱回收裝置、7熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器、8換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器、9換熱介質(zhì)循環(huán)泵、10換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵、11換熱介質(zhì)儲存罐、12換熱介質(zhì)膨脹罐、13開口、14熱介質(zhì)油管路、15熱介質(zhì)油循環(huán)管路、16換熱介質(zhì)循環(huán)管路、17液化天然氣儲罐、18供氣管路、19LNG蒸發(fā)氣儲罐。
具體實(shí)施方式
以下結(jié)合附圖對本實(shí)用新型做進(jìn)一步說明，但本實(shí)用新型并不局限于以下實(shí)施例。如圖I所示，本實(shí)用新型提供的一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置，包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4、熱介質(zhì)油余熱回收裝置6和液化天然氣氣化系統(tǒng)；該燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4的燃料氣入口與LNG蒸發(fā)氣儲罐19相連通，其燃料氣出口與熱介質(zhì)油余熱回收裝置6的底部相連通，天然氣做功發(fā)電后的煙氣攜帶大量熱量，這些高熱量煙氣進(jìn)入熱介質(zhì)油余熱回收裝置6中，與熱介質(zhì)油進(jìn)行換熱；熱介質(zhì)油余熱回收裝置6內(nèi)設(shè)有熱介質(zhì)油管路14，該熱介質(zhì)油管路14的兩端通過一設(shè)于所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置外的熱介質(zhì)油循環(huán)管路15相連通，用于熱介質(zhì)油的循環(huán)；熱介質(zhì)油循環(huán)管路15上設(shè)有熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器 7,用于熱介質(zhì)油向換熱介質(zhì)傳遞熱量，該熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7為管殼式換熱器，且熱介質(zhì)油循環(huán)管路15與該管殼式換熱器的管程相連通，換熱介質(zhì)循環(huán)管路16與管殼式換熱器殼程相連通；該熱介質(zhì)油循環(huán)管路15上近熱介質(zhì)油管路的入口端設(shè)有熱介質(zhì)油循環(huán)泵
5,以對熱介質(zhì)油進(jìn)行加壓然后注入熱介質(zhì)油余熱回收裝置6內(nèi)進(jìn)行換熱；該熱介質(zhì)油循環(huán)管路15與熱介質(zhì)油膨脹罐2相連通,該熱介質(zhì)油膨脹罐2依次與熱介質(zhì)儲罐3和熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵I相連通，在正常情況下，可由熱介質(zhì)油膨脹罐2進(jìn)行保壓，只需一次性注入熱介質(zhì)油無需額外補(bǔ)充；但若熱介質(zhì)油不足的情況下，可以用熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵I將熱介質(zhì)油從熱介質(zhì)油儲罐3內(nèi)注入熱介質(zhì)油膨脹罐2內(nèi)，進(jìn)而補(bǔ)充到后續(xù)的熱介質(zhì)油循環(huán)流程中；熱介質(zhì)油余熱回收裝置6的頂部設(shè)有開口 13，換熱后的煙氣從該開口 13排放；該液化天然氣氣化系統(tǒng)包括換熱介質(zhì)循環(huán)管路16 ;該換熱介質(zhì)循環(huán)管路16上設(shè)有換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8和換熱介質(zhì)循環(huán)泵9，該換熱介質(zhì)循環(huán)泵9設(shè)于近熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7的入口端處，且熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7設(shè)于該換熱介質(zhì)循環(huán)管路16上；該換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8為管殼式換熱器，且液化天然氣儲罐17與管殼式換熱器的管程相連通，換熱介質(zhì)循環(huán)管路16與管殼式換熱器的殼程相連通；該換熱介質(zhì)循環(huán)管路16與換熱介質(zhì)膨脹罐12相連通，該換熱介質(zhì)膨脹罐12依次與換熱介質(zhì)儲罐11和換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵10相連通，在正常情況下，由換熱介質(zhì)膨脹罐12進(jìn)行保壓，只需一次性注入換熱介質(zhì)無需額外補(bǔ)充，但若換熱介質(zhì)不足的情況下，可以用換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵10將換熱介質(zhì)從換熱介質(zhì)儲罐11內(nèi)注入至換熱介質(zhì)膨脹罐12內(nèi)，進(jìn)而補(bǔ)充到后續(xù)的換熱介質(zhì)循環(huán)流程中；液化天然氣儲罐17與換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8連通后與供氣管路18相連通，液化天然氣在換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8內(nèi)經(jīng)換熱后被加熱到(TC以上進(jìn)入供氣管路18，向下游供氣；該供氣管路18上設(shè)有一與燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4的燃料氣入口相連通的支路，該支路與LNG蒸發(fā)氣儲罐19還均與熱介質(zhì)油余熱回收裝置6相連通。使用上述氣化裝置的過程如下將部分氣化外輸管道氣及LNG蒸發(fā)氣作為燃料氣供給燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4進(jìn)行發(fā)電，燃料氣供給溫度為O V，進(jìn)氣壓力為3MPag。發(fā)電后煙氣溫度為450°C，輸送到熱介質(zhì)油余熱回收裝置6，將熱介質(zhì)油(本實(shí)施例中選用THERM丨NOL 66)加熱到220°C，在煙氣量不足的情況下，可采用燃料氣補(bǔ)燃的方式加熱熱介質(zhì)油保證其輸出溫度。[0026]在熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)循環(huán)換熱中，熱介質(zhì)油由熱介質(zhì)油循環(huán)泵5加壓到IMPag注入熱介質(zhì)油余熱回收裝置6內(nèi)盤管，被加熱到220°C進(jìn)入熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7的管程中與換熱介質(zhì)進(jìn)行換熱(本實(shí)施例中換熱介質(zhì)采用體積濃度為30%乙二醇水溶液)；換熱后熱介質(zhì)油的溫度下降到160°C、壓力降到O. 02MPag后循環(huán)回到熱介質(zhì)油循環(huán)泵5入口，由熱介質(zhì)油循環(huán)泵5再次加壓注入熱介質(zhì)油余熱回收裝置6內(nèi)盤管完成換熱循環(huán)。在換熱介質(zhì)/液化天然氣氣化單元中，乙二醇水溶液首先由換熱介質(zhì)循環(huán)泵9加壓到O. 55MPag，后輸送到管殼式熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7的殼程中與220°C的熱介質(zhì)油進(jìn)行換熱，將乙二醇水溶液加熱到88°C。加熱后的乙二醇水溶液作為熱源進(jìn)入到換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8中為液化天然氣提供氣化所需的熱量，換熱后的乙二醇溫度降到300C，壓力降至O. 03MPag后循環(huán)回到換熱介質(zhì)循環(huán)泵9入口，由換熱介質(zhì)循環(huán)泵9再次加壓注入熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器7內(nèi)完成換熱循環(huán)。高壓(IOMPa)的液化天然氣(_160°C)進(jìn)入換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器8中的管程中與乙二醇水溶液換熱，液化天然氣被加熱到o°c以上進(jìn)入供氣管道，向下游供氣，其中·一個支路作為燃料氣的補(bǔ)充氣源向燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4及熱介質(zhì)油余熱回收裝置6供氣。以上所述僅是本實(shí)用新型的優(yōu)選實(shí)施方式，應(yīng)當(dāng)指出，對于本技術(shù)領(lǐng)域的普通技術(shù)人員來說，在不脫離本實(shí)用新型技術(shù)原理的前提下，還可以做出若干改進(jìn)和潤飾，這些改進(jìn)和潤飾也應(yīng)視為本實(shí)用新型的保護(hù)范圍。
權(quán)利要求1.一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置，其特征在于所述氣化裝置包括透平發(fā)電機(jī)、熱介質(zhì)油余熱回收裝置和液化天然氣氣化系統(tǒng)； 所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣入口與LNG蒸發(fā)氣儲罐相連通；所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣出口與所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置的底部相連通； 所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置內(nèi)設(shè)有熱介質(zhì)油管路，所述熱介質(zhì)油管路的兩端通過一設(shè)于所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置外的熱介質(zhì)油循環(huán)管路相連通；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路上設(shè)有熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路與熱介質(zhì)油膨脹罐相連通；所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置的頂部設(shè)有開口； 所述液化天然氣氣化系統(tǒng)包括換熱介質(zhì)循環(huán)管路；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上設(shè)有換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器，且所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器設(shè)于所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與換熱介質(zhì)膨脹罐相連通；液化天然氣儲罐與所述換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器連通后與供氣管路相連通。
2.根據(jù)權(quán)利要求I所述的氣化裝置，其特征在于所述熱介質(zhì)油膨脹罐依次與熱介質(zhì)儲罐和熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵相連通。
3.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路上設(shè)有熱介質(zhì)油循環(huán)泵。
4.根據(jù)權(quán)利要求3所述的氣化裝置，其特征在于所述熱介質(zhì)油循環(huán)泵設(shè)于近所述熱介質(zhì)油管路的入口端。
5.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述換熱介質(zhì)膨脹罐依次與換熱介質(zhì)儲罐和換熱介質(zhì)補(bǔ)充泵相連通。
6.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上設(shè)有換熱介質(zhì)循環(huán)泵。
7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的氣化裝置，其特征在于所述換熱介質(zhì)循環(huán)泵設(shè)于近所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器的入口端處。
8.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述供氣管路上設(shè)有一與所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣入口相連通的支路；所述支路與所述LNG蒸發(fā)氣儲罐還均與所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置相連通。
9.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器為管殼式換熱器；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路與所述管殼式換熱器的管程相連通，所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與所述管殼式換熱器殼程相連通。
10.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的氣化裝置，其特征在于所述換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器為管殼式換熱器；所述液化天然氣儲罐與所述管殼式換熱器的管程相連通，所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與所述管殼式換熱器的殼程相連通。
專利摘要本實(shí)用新型公開了一種模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置。包括透平發(fā)電機(jī)、熱介質(zhì)油余熱回收裝置和液化天然氣氣化系統(tǒng)；所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣入口與LNG蒸發(fā)氣儲罐相連通；所述透平發(fā)電機(jī)的燃料氣出口與所述熱介質(zhì)油余熱回收裝置的底部相連通；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路上設(shè)有熱介質(zhì)油/換熱介質(zhì)換熱器；所述熱介質(zhì)油循環(huán)管路與熱介質(zhì)油膨脹罐相連通；所述液化天然氣氣化系統(tǒng)包括換熱介質(zhì)循環(huán)管路；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路上設(shè)有換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器；所述換熱介質(zhì)循環(huán)管路與換熱介質(zhì)膨脹罐相連通；液化天然氣儲罐與所述換熱介質(zhì)/液化天然氣換熱器連通后與供氣管路相連通。本實(shí)模塊化液化天然氣自發(fā)電閉式氣化裝置可作為完全獨(dú)立系統(tǒng)，在無外界電源情況下可獨(dú)立運(yùn)行使用。
文檔編號F01D15/10GK202690145SQ20122031925
公開日2013年1月23日 申請日期2012年7月2日 優(yōu)先權(quán)日2012年7月2日
發(fā)明者陳 峰, 宋坤, 劉方, 劉永浩, 唐令力, 單彤文, 屈長龍 申請人:中國海洋石油總公司, 中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司