用于為高壓天然氣噴射式發(fā)動機供應(yīng)燃料的方法
【專利摘要】本發(fā)明涉及一種用于將燃料供應(yīng)到在例如使用曼恩電子氣體噴射式發(fā)動機的海事結(jié)構(gòu)中的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的方法，所述方法是通過壓縮從液化天然氣儲罐產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體且使所述蒸發(fā)氣體再液化，且接著在高壓下壓縮所述蒸發(fā)氣體且使所述蒸發(fā)氣體蒸發(fā)以將其供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機而實現(xiàn)。根據(jù)本發(fā)明，提供將燃料供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機的方法，其中將從所述儲罐產(chǎn)生且排出的蒸發(fā)氣體壓縮到12到45巴（絕對壓力）且接著使所述蒸發(fā)氣體再液化，其中再液化裝置更包括：冷箱，冷卻劑與所述蒸發(fā)氣體之間的熱交換是在所述冷箱中發(fā)生；壓縮構(gòu)件，用于壓縮在所述冷箱中加熱的所述冷卻劑；膨脹構(gòu)件，用于使所述經(jīng)壓縮冷卻劑膨脹以降低溫度；以及多個冷卻劑氣體/液體分離器，用于分離處于氣態(tài)的冷卻劑與處于液態(tài)的冷卻劑，其中來自所述多個冷卻劑氣體/液體分離器的由布置在上游位置的冷卻劑氣體/液體分離器分離的處于所述氣態(tài)的所述冷卻劑以及處于所述液態(tài)的所述冷卻劑再次混合且被供應(yīng)到在最下游位置的冷卻劑氣體/液體分離器。
【專利說明】用于為高壓天然氣噴射式發(fā)動機供應(yīng)燃料的方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及用于高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)方法，且更明確地說，涉及用于使用高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，曼恩電子氣體噴射式(MAN Electronic-GasInjection, ME-GI)發(fā)動機)的海事結(jié)構(gòu)的燃料供應(yīng)方法，其中在液化天然氣(liquefiednatural gas, LNG)儲罐中產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體(boil-off gas, BOG)被壓縮到中壓、再液化、壓縮到高壓、氣化，且接著被供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
【背景技術(shù)】
[0002]最近，天然氣(例如，液化天然氣(LNG)或液化石油氣(liquefied petroleumgas, LPG))的消耗量在全世界迅速增長。液化氣以氣態(tài)通過岸上或海上輸氣管線輸送，或在以液化狀態(tài)儲存在液化氣船內(nèi)的同時被輸送到遙遠的消耗地點。通過將天然氣或石油氣冷卻到低溫(在LNG的狀況下，約_163°C )而獲得液化氣(例如，LNG或LPG)。由于液化氣的體積與氣態(tài)相比顯著減小，因此液化氣非常適合于長距離海上輸送。
[0003]液化氣船經(jīng)設(shè)計以裝載液化氣，在海洋上航行，且在岸上消耗地點卸載液化氣。為此，液化氣船包含可耐受液化氣的低溫的儲罐(也稱作“貨艙”)。
[0004]設(shè)有能夠儲存低溫液化氣的儲罐的海事結(jié)構(gòu)的實例可包含例如液化氣船以及LNG再氣化船(LNG RV)等船只或例如LNG浮式儲存與再氣化單元(LNG FSRU)以及LNG浮式生產(chǎn)儲油裝置(LNG FPS0)等結(jié)構(gòu)。
[0005]LNG RV為裝備有LNG再氣化設(shè)施的自行推進的可浮式液化氣船，且LNG FSRU為儲存從遠離陸地的海上的LNG船卸載的LNG且在必要時通過使LNG氣化來將LNG供應(yīng)到海上消耗地點的海事結(jié)構(gòu)。LNG FPSO為在海上精煉提取的LNG、在直接液化之后將LNG儲存在儲罐中且在必要時將LNG駁運到LNG船的海事結(jié)構(gòu)。如本文中使用的術(shù)語“海事結(jié)構(gòu)”為包含例如液化氣船以及LNG RV等船只與例如LNG FPSO以及LNG FSRU等結(jié)構(gòu)的概念。
[0006]由于天然氣的液化溫度在環(huán)境壓力下為_163°C的低溫，因此在環(huán)境壓力下，即使當(dāng)LNG的溫度稍高于_163°C時，LNG也很可能蒸發(fā)。在常規(guī)LNG船的狀況下，即使LNG儲罐熱絕緣，但外部熱仍持續(xù)傳遞到LNG。因此，在LNG通過LNG船輸送期間，LNG持續(xù)蒸發(fā)且蒸發(fā)氣體在LNG儲罐內(nèi)產(chǎn)生。
[0007]所產(chǎn)生的天然氣可增大儲罐的內(nèi)部壓力且因為船只的搖動而加速天然氣的流動，從而引起結(jié)構(gòu)問題。因此，有必要抑制BOG的產(chǎn)生。
[0008]按照慣例，為了抑制液化氣船的儲罐內(nèi)的BOG的產(chǎn)生，已單獨或組合地使用將BOG從儲罐排出且燃燒BOG的方法，將BOG從儲罐排出、通過再液化設(shè)備使BOG再液化以及使BOG回流到儲罐的方法，使用BOG作為船只的推進發(fā)動機的燃料的方法，以及通過將儲罐的內(nèi)部壓力維持在高水準來抑制BOG的產(chǎn)生的方法。
[0009]在裝備有BOG再液化設(shè)備的常規(guī)海事結(jié)構(gòu)的狀況下，將儲罐內(nèi)部的BOG從儲罐排出且接著通過再液化設(shè)備再液化以便將儲罐的壓力維持在適當(dāng)水準。在此狀況下，在再液化過程之前，BOG被壓縮到約4到8巴的低壓且接著被供應(yīng)到再液化設(shè)備。壓縮的BOG在包含氮制冷循環(huán)的再液化設(shè)備中通過與冷卻到低溫的氮的熱交換而再液化，且液化BOG回流到儲罐。
[0010]BOG可被壓縮到高壓以便增大BOG再液化效率。然而，儲存在儲罐中的LNG維持在環(huán)境壓力狀態(tài)，且因此如果液化BOG的壓力過高，那么當(dāng)BOG回流到儲罐時可產(chǎn)生閃發(fā)氣體。因此，盡管再液化效率低，但BOG需要被壓縮到約4到8巴的上述低壓。
[0011]按照慣例，如圖1所說明，將儲罐中產(chǎn)生的BOG (B卩，NB0G)供應(yīng)到BOG壓縮器且壓縮到約4到8巴的低壓。接著，將低壓BOG供應(yīng)到使用氮氣作為制冷劑的再液化設(shè)備(第10-2006-0123675號韓國專利申請公開案的詳細描述揭露BOG在6.8巴下被壓縮，且第10-2001-0089142號韓國專利申請公開案(相關(guān)的第6，530, 241號美國專利)的詳細描述揭露BOG在4.5巴下被壓縮)。閃發(fā)氣體可在BOG在再液化設(shè)備中液化(B卩，LBOG回流到儲罐)時產(chǎn)生。因此，BOG壓縮器必須在低壓下壓縮B0G。
[0012]因此，根據(jù)典型的BOG處理方法，儲罐中產(chǎn)生的BOG通過再液化設(shè)備再液化且接著回流到儲罐。到現(xiàn)在為止，用于在BOG的再液化之后盡可能抑制閃發(fā)氣體產(chǎn)生的基本概念不是增大將要再液化的BOG的壓力。
[0013]BOG再液化設(shè)備使用在第W02007/117148號和第W02009/136793號國際專利公開案以及第10-2006-0123675和第10-2001-0089142號韓國專利申請公開案中揭露的氮制冷循環(huán)，且還使用其它混合制冷劑循環(huán)。如上所述，通常，常規(guī)BOG再液化設(shè)備通過將BOG壓縮到約4到8巴的壓力來使BOG再液化。而且，此項技術(shù)中眾所周知的是，將BOG壓縮到比上述壓力高的壓力在技術(shù)上是不適當(dāng)?shù)?。這是因為如果BOG在高壓下再液化，那么在BOG稍后回流到儲罐之后，BOG的壓力降低到約環(huán)境壓力，且因此會產(chǎn)生大量閃發(fā)氣體(B0G)。
[0014]同時，由于氮制冷循環(huán)使用氮氣(N2)作為制冷劑，因此液化效率較低。而且，混合制冷劑循環(huán)使用混合有氮氣和碳氫化合物氣體的制冷劑作為制冷劑，穩(wěn)定性較低。
[0015]更具體地說，船只的常規(guī)海上LNG再液化設(shè)備或海上設(shè)備通過實施渦輪膨脹機式氮逆布雷頓(Brayton)循環(huán)來使BOG再液化。常規(guī)岸上LNG液化設(shè)備通過使用混合制冷劑實施焦耳-湯姆遜(Joule-Thomson)制冷循環(huán)來使天然氣液化。用于海上LNG液化設(shè)備的氮逆布雷頓循環(huán)在設(shè)備的配置方面相對簡單且因此對于受限的船只或海上設(shè)備為有利的，但效率較低。用于岸上LNG液化設(shè)備的混合制冷劑焦耳-湯姆遜制冷循環(huán)具有相對高的效率，但在設(shè)備的配置方面較復(fù)雜，這是因為分離器需要用于在氣態(tài)和液態(tài)因為混合制冷劑的特征而共存時分離混合制冷劑。然而，此再液化方法仍得到廣泛使用。
[0016]此外，在裝備有經(jīng)配置以儲存液化氣(例如，LNG)的儲罐的海事結(jié)構(gòu)的狀況下，需要用于有效地處理在儲罐中持續(xù)產(chǎn)生的BOG以及抑制閃發(fā)氣體的產(chǎn)生的方法的擴展性研究和發(fā)展。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0017]技術(shù)問題
[0018]本發(fā)明的方面涉及用于海事結(jié)構(gòu)的燃料供應(yīng)方法。具體地說，將液化氣儲罐中產(chǎn)生的BOG用作高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，ME-GI發(fā)動機)的燃料。將BOG壓縮到中壓且接著再液化。將液化BOG壓縮到高壓、氣化且接著供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
[0019]本專利申請案的 申請人:開發(fā)了燃料供應(yīng)技術(shù)，其中LNG通過高壓泵壓縮(泵送)、氣化且接著作為燃料來供應(yīng)，而不是通過氣體壓縮來進行燃料供應(yīng)，通過氣體壓縮來進行燃料供應(yīng)是由曼恩比維柴油機有限公司(MAN B&ff Diesel Ltd)提出以作為用于高壓氣體噴射式發(fā)動機的常規(guī)燃料供應(yīng)方法。本專利申請案的 申請人:在2007年5月8日在韓國提出專利申請(第10-2007-0044727號韓國專利申請案)，且此技術(shù)對于船主和曼恩比維柴油機有限公司非常珍貴。
[0020]漢姆沃斯燃氣系統(tǒng)有限公司(Hamworthy Gas Systems)對本專利申請案的 申請人:提出的上述技術(shù)略作修改且提出國際專利申請(第W02009/136793號國際專利公開案)。然而，即使在開發(fā)此技術(shù)之后，在此項技術(shù)中仍存在關(guān)于在液化BOG回流到儲罐時會產(chǎn)生閃發(fā)氣體的擔(dān)憂。因此，當(dāng)使BOG再液化時，在低壓范圍(4到8巴)中壓縮B0G，且完全不考慮在比上述壓力范圍高的壓力下壓縮B0G。
[0021]當(dāng)實際上應(yīng)用LNG的高壓泵送的基本技術(shù)時，本專利申請案的 申請人:發(fā)現(xiàn)，在開發(fā)用于使用在LNG儲罐中產(chǎn)生的BOG作為燃料的技術(shù)的過程中，不同于用于通過將BOG壓縮到4到8巴的壓力來使BOG再液化的常規(guī)再液化技術(shù)，如果在比常規(guī)再液化壓力高的中壓范圍(12到45巴)中壓縮BOG且接著使BOG再液化，那么再液化中消耗的能量顯著減少。基于此發(fā)現(xiàn)，本專利申請案的 申請人:完成了本發(fā)明。
[0022]而且，本專利申請案的 申請人:發(fā)現(xiàn)，本發(fā)明具有以下優(yōu)點:可減少經(jīng)配置以將LNG (所述LNG在再液化之后在中壓范圍中被壓縮)壓縮到高壓的高壓泵的功率消耗；以及再液化能量顯著減少。此外，本專利申請案的 申請人:發(fā)現(xiàn)，本發(fā)明具有無需執(zhí)行過冷卻(subcooling)的優(yōu)點，這是因為BOG在再液化之后由高壓泵壓縮。
[0023]本文中首次揭露本發(fā)明的目標和效果。
[0024]技術(shù)解決方案
[0025]根據(jù)本發(fā)明的方面，一種用于安裝在海事結(jié)構(gòu)中的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的燃料供應(yīng)方法的特征在于:用于所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機的所述燃料供應(yīng)系統(tǒng)包含:蒸發(fā)氣體(BOG)壓縮單元，經(jīng)配置以接收并壓縮儲存液化氣的儲罐中產(chǎn)生的BOG ;再液化設(shè)備，經(jīng)配置以接收由所述BOG壓縮單元壓縮的所述BOG并使所述BOG液化；高壓泵，經(jīng)配置以壓縮由所述再液化設(shè)備產(chǎn)生的所述液化B0G;以及高壓氣化器，經(jīng)配置以使由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG氣化且將所述氣化BOG供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。將在所述儲罐中產(chǎn)生的所述BOG從所述儲罐排出且在中壓范圍中壓縮所述B0G。使所述壓縮BOG液化，將所述液化BOG壓縮到高壓、氣化且供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。所述中壓范圍為12到45巴(絕對壓力)，以使得BOS液化能量減少。
[0026]所述燃料供應(yīng)系統(tǒng)更包含:緩沖罐，經(jīng)配置以接收由所述再液化設(shè)備冷卻且再液化的所述液化B0G，分離氣體成分，且將液體成分供應(yīng)到所述高壓泵。
[0027]所述BOG壓縮單元可包含:一個或一個以上BOG壓縮器，經(jīng)配置以壓縮所述B0G;以及一個或一個以上中間冷卻器，經(jīng)配置以冷卻所述B0G，所述BOG在由所述BOG壓縮器壓縮時溫度升高。
[0028]所述BOG可通過由所述BOG壓縮的所述BOG與由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG之間的熱交換來冷卻，且所述冷卻的BOG可被供應(yīng)到所述再液化設(shè)備。
[0029]可通過使用氮氣或混合制冷劑的所述再液化設(shè)備來使所述壓縮BOG液化。
[0030]所述混合制冷劑可為不可燃混合制冷劑。[0031]所述液化BOG可由所述高壓泵壓縮到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機中請求的壓力，由所述高壓氣化器氣化且供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
[0032]根據(jù)本發(fā)明的燃料供應(yīng)方法可減少BOG液化能量，這是因為BOG通過液化之前的BOG與氣化之前的液化BOG之間的熱交換來使液化BOG的液化能量再循環(huán)。而且，在壓縮液化氣儲罐中產(chǎn)生的BOG之前，可通過與壓縮BOG或再液化設(shè)備的氮制冷循環(huán)中加熱的氮制冷劑的熱交換來對儲罐中產(chǎn)生的BOG進行預(yù)熱。BOG的冷熱回收或預(yù)熱可使用第TO2007/117148號和第W02009/136793號國際專利公開案、第10-2006-0123675號和第10-0929250號韓國專利申請公開案以及第0929250號韓國專利中揭露的技術(shù)。盡管本揭露中描述了從液化BOG進行的冷熱回收，但當(dāng)液化BOG的量小于高壓天然氣噴射式發(fā)動機中所需的燃料的量時，可使用儲存在LNG儲罐中的LNG。在此狀況下，冷熱可從供應(yīng)自LNG儲罐的LNG回收。
[0033]海事結(jié)構(gòu)的實例可包含例如液化氣船和LNG RV等船只或例如LNG FSRU和LNGFPSO等結(jié)構(gòu)。
[0034]燃料供應(yīng)方法可在燃料供應(yīng)期間將液化BOG全部供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。也就是說，高壓天然氣噴射式發(fā)動機在海事結(jié)構(gòu)的航行期間在相當(dāng)長的時間段內(nèi)可需要比儲罐中產(chǎn)生的BOG的量多的燃料量。在此狀況下，將液化BOG全部供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機，進而在液化BOG回流到儲罐時防止閃發(fā)氣體的產(chǎn)生。
[0035]根據(jù)本發(fā)明的另一方面，當(dāng)高壓天然氣噴射式發(fā)動機在海事結(jié)構(gòu)的航行期間需要比儲罐中產(chǎn)生的BOG的量多的燃料量時，可將全部或相當(dāng)大的量的BOG供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。在此狀況下，如果燃料量不足，那么可使用儲存在儲罐中的LNG作為燃料。
[0036]有利效果
[0037]本發(fā)明可提供用于海事結(jié)構(gòu)的燃料供應(yīng)方法。具體地說，將從液化氣儲罐產(chǎn)生的BOG用作高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，ME-GI發(fā)動機)的燃料。將BOG壓縮到中壓且接著再液化。將液化BOG壓縮到高壓、氣化且接著供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
[0038]與將BOG壓縮到約4到8巴的低壓的現(xiàn)有技術(shù)形成對比，根據(jù)本發(fā)明的用于高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)方法將BOG壓縮到約12到45巴的中壓且接著使其再液化。隨著BOG的壓力增大，液化能量減少。因此，再液化中消耗的液化能量可減少。
[0039]而且，在根據(jù)本發(fā)明的用于高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)方法中，由于BOG再液化中的BOG的壓力為比現(xiàn)有技術(shù)的壓力高的中壓，因此BOG的液化點升高。因此，施加到用于再液化的熱交換器的熱應(yīng)力減小，且高壓氣化器的熱負荷減小，從而導(dǎo)致設(shè)備的大小減小。
[0040]而且，由于將壓縮到中壓的液化BOG壓縮到高壓，因此高壓泵的功率減小。
[0041]而且，在根據(jù)本發(fā)明的用于高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)方法中，將不可燃混合制冷劑用作再液化設(shè)備的制冷劑以用于BOG再液化。因此，根據(jù)本發(fā)明的燃料供應(yīng)方法比常規(guī)氮制冷循環(huán)有效，且可比常規(guī)混合制冷劑循環(huán)安全地使BOG再液化。
[0042]燃料供應(yīng)方法可在高壓天然氣噴射式發(fā)動機的操作期間將液化BOG全部供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機。也就是說，高壓天然氣噴射式發(fā)動機在海事結(jié)構(gòu)的航行期間在相當(dāng)長的時間段內(nèi)可需要比LNG儲罐中產(chǎn)生的BOG的量多的燃料量。在此狀況下，將液化BOG全部供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機，進而在液化BOG回流到LNG儲罐時防止閃發(fā)氣體的產(chǎn)生。而且，可顯著減少用于在液化BOG回流到LNG儲罐時減少閃發(fā)氣體產(chǎn)生的過冷卻消耗的能量。漢姆沃斯燃氣系統(tǒng)有限公司的常規(guī)第三代再液化設(shè)備(第W02007/117148號國際專利公開案中揭露的技術(shù))將BOG壓縮到8巴的壓力且在-159°C的溫度下使BOG液化。在此狀況下，由于BOG的飽和溫度為約-149.50C，因此BOG過冷卻約9到10°C。BOG需要過冷卻達此度數(shù)以便防止在液化BOG回流到LNG儲罐時產(chǎn)生閃發(fā)氣體。然而，由于液化BOG由高壓泵壓縮，同時液化BOG作為高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料來供應(yīng)，因此因增大的壓力而飽和的LBOG可在稍后穩(wěn)定地維持過度冷卻狀態(tài)。因此，根據(jù)本發(fā)明，液化BOG可通過過度冷卻多達0.5到3°C，優(yōu)選地約1°C (與對應(yīng)壓力下的飽和溫度相比)而液化，且接著作為燃料來供應(yīng)。
[0043]而且，在根據(jù)本發(fā)明的用于高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)方法中，必要時，可安裝DFDE以使得在燃料供應(yīng)到高壓天然氣噴射式發(fā)動機之后剩余的燃料或減壓期間產(chǎn)生的閃發(fā)氣體在用作DFDE的燃料的同時被消耗。也就是說，超過高壓天然氣噴射式發(fā)動機所需的燃料量的BOG可被壓縮到約4到8巴的壓力且從LNG儲罐直接供應(yīng)到DFDE而無中壓再液化。
【專利附圖】

【附圖說明】
[0044]圖1為說明根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)的用于通過BOG再液化來處理BOG的方法的示意性框圖。
[0045]圖2為說明根據(jù)本發(fā)明的用于通過燃料供應(yīng)來處理BOG的方法的示意性框圖。
[0046]圖3A為說明根據(jù)本發(fā)明的第一實施例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0047]圖3B為說明根據(jù)本發(fā)明的第一實施例的修改實例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0048]圖4A為說明根據(jù)本發(fā)明的不可燃混合制冷劑中含有的成分的冰點和沸點的曲線圖。
[0049]圖4B為說明碳氫化合物混合制冷劑中含有的成分的冰點和沸點的曲線圖。
[0050]圖4C為說明根據(jù)壓縮壓力的天然氣的液化溫度的曲線圖。
[0051]圖5為說明構(gòu)成不可燃混合制冷劑的成分的沸點的曲線圖。
[0052]圖6A到圖6C為說明當(dāng)BOG再液化設(shè)備使用氮制冷循環(huán)、不可燃混合制冷劑制冷循環(huán)以及單級混合制冷劑(Single Mixed Refrigerant, SMR)制冷循環(huán)時的功率消耗的比較的曲線圖。
[0053]圖7A為說明根據(jù)本發(fā)明的第二實施例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0054]圖7B為說明根據(jù)本發(fā)明的第二實施例的修改實例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0055]圖8A為說明根據(jù)本發(fā)明的第三實施例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0056]圖SB為說明根據(jù)本發(fā)明的第三實施例的修改實例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。[0057]圖9A為說明根據(jù)本發(fā)明的第四實施例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0058]圖9B為說明根據(jù)本發(fā)明的第四實施例的修改實例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0059]圖1OA為說明根據(jù)本發(fā)明的第五實施例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
[0060]圖1OB為說明根據(jù)本發(fā)明的第五實施例的修改實例的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的配置圖。
【具體實施方式】
[0061]下文將參看附圖更詳細地描述本發(fā)明的示范性實施例。然而，本發(fā)明可按不同形式體現(xiàn)且不應(yīng)視為限于本文中闡述的實施例。而是，提供這些實施例以使得本揭露將為詳盡且完整的，且將向所屬領(lǐng)域的技術(shù)人員全面地傳達本發(fā)明的范圍。
[0062]國際海事組織(InternationalMaritime Organization, IMO)規(guī)定船舶的廢氣中的氮的氧化物(NOx)和硫的氧化物(SOx)的排放且還試圖規(guī)定二氧化碳(CO2)的排放。明確地說，氮的氧化物(NOx)和硫的氧化物(SOx)的規(guī)章的頒布是由國際防止船舶造成海洋污染(Prevention of Marine Pollution from Ships, MARP0L)公約在 1997 年提出的。在長達八年之后，所述公約符合實行要求且在2005年5月生效。目前，所述規(guī)章作為強制規(guī)定而為有效的。
[0063]因此，為了符合此規(guī)定，已引入多種方法來減少氮的氧化物(NOx)的排放。作為這些方法中的一者，已開發(fā)并使用用于LNG船的高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，ME-GI發(fā)動機)。
[0064]此ME-GI發(fā)動機可安裝在將LNG儲存在能夠耐受低溫的儲罐中的同時輸送LNG的海事結(jié)構(gòu)(例如，LNG船)中。如本文中使用的術(shù)語“海事結(jié)構(gòu)”包含例如LNG船和LNG RV等船只以及例如LNG FPSO和LNG FSRU等海上設(shè)備。在此狀況下，ME-GI發(fā)動機使用天然氣作為燃料且取決于其負荷而需要約150到400巴(絕對壓力)的高壓以用于氣體供應(yīng)。
[0065]即使在裝備有高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，ME-GI發(fā)動機)的海事結(jié)構(gòu)的狀況下，仍需要再液化設(shè)備以用于處理LNG儲罐中產(chǎn)生的B0G。裝備有高壓天然氣噴射式發(fā)動機(例如，ME-GI發(fā)動機)以及用于處理BOG的再液化設(shè)備兩者的常規(guī)海事結(jié)構(gòu)可在使BOG再液化且將液化BOG輸送到儲罐的同時選擇使用BOG作為燃料還是使用重質(zhì)燃油(heavy fueloil, HF0)作為燃料，這取決于燃氣和燃油價格的改變以及廢氣的規(guī)章的力度。明確地說，當(dāng)通過特殊規(guī)定的海洋區(qū)域時，可通過簡單地使LNG氣化來為海事結(jié)構(gòu)供應(yīng)燃料。另外，海事結(jié)構(gòu)視為下一代環(huán)保發(fā)動機且具有高達50%的效率。因此，預(yù)期在不久的將來，海事結(jié)構(gòu)將用作LNG船的主發(fā)動機。
[0066]圖2為說明根據(jù)本發(fā)明的燃料供應(yīng)方法的示意性框圖。根據(jù)本發(fā)明的燃料供應(yīng)方法，將儲罐中產(chǎn)生的BOG (B卩，NB0G)供應(yīng)到BOG壓縮器且接著壓縮到約12到45巴的中壓。接著，將中壓BOG供應(yīng)到使用混合制冷劑(例如，不可燃混合制冷劑、單級混合制冷劑(SMR)等)或氮氣作為制冷劑的再液化設(shè)備。在燃料供應(yīng)系統(tǒng)中將再液化設(shè)備中再液化的B0G(SP，LBOG)壓縮到ME-GI發(fā)動機所需的壓力(例如，約400巴的高壓)且接著將其作為燃料供應(yīng)到ME-GI發(fā)動機。根據(jù)本發(fā)明，由于從再液化設(shè)備供應(yīng)到燃料供應(yīng)系統(tǒng)的LBOG不會回流到儲罐，因此可防止閃發(fā)氣體的產(chǎn)生，而閃發(fā)氣體的產(chǎn)生是現(xiàn)有技術(shù)的問題。因此，BOG壓縮器可將BOG壓縮到中壓。
[0067]在本說明書中，“高壓”范圍表示約150到400巴的壓力，這是高壓天然氣噴射式發(fā)動機所需的燃料供應(yīng)壓力?！爸袎骸狈秶硎炯s12到45巴的壓力，這是BOG壓縮器13壓縮BOG的壓力?！暗蛪骸狈秶硎炯s4到8巴的壓力，這是在現(xiàn)有技術(shù)中壓縮BOG以用于供應(yīng)到再液化設(shè)備的壓力。
[0068]與常規(guī)低壓再液化相比，在中壓范圍中壓縮之后進行再液化導(dǎo)致在使用氮制冷劑和不可燃混合制冷劑的圖6A和圖6B的狀況下以及使用SMR的圖6C的狀況下，再液化能量顯著減少。
[0069]圖6A和圖6B所示的數(shù)據(jù)是使用Hysys處理模型(由艾斯本技術(shù)有限公司(Aspentech)制造)獲得的結(jié)果。如從這些結(jié)果可見，在漢姆沃斯燃氣系統(tǒng)有限公司的使用氮氣作為制冷劑的第三代再液化設(shè)備(第W02007/117148號國際專利公開案中揭露的技術(shù))的狀況下，當(dāng)BOG壓縮器的壓力為8巴時，再液化所需的功率消耗為2，776千瓦，但當(dāng)BOG壓縮器的壓力增大到12巴時，再液化所需的功率消耗迅速減少到2，500千瓦。而且，當(dāng)BOG壓縮器的壓力為12巴或12巴以上時，再液化所需的功率消耗逐漸減少。
[0070]圖6C的曲線圖說明當(dāng)將碳氫化合物SMR用作制冷劑時的功率消耗的變化。按照液化壓力調(diào)整SMR的組成以實現(xiàn)效率優(yōu)化，如下文表I所示。
【權(quán)利要求】
1.一種用于安裝在海事結(jié)構(gòu)中的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的燃料供應(yīng)方法，特征在于: 用于所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機的所述燃料供應(yīng)系統(tǒng)包括: 蒸發(fā)氣體(BOG)壓縮單元，經(jīng)配置以接收并壓縮儲存液化氣的儲罐中產(chǎn)生的BOG ；再液化設(shè)備，經(jīng)配置以接收由所述BOG壓縮單元壓縮的所述BOG并使所述BOG液化；高壓泵，經(jīng)配置以壓縮由所述再液化設(shè)備產(chǎn)生的所述液化B0G;以及高壓氣化器，經(jīng)配置以使由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG氣化且將所述氣化BOG供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機； 將在所述儲te中廣生的所述BOG從所述儲iil排出且在中壓沮圍中壓縮所述BOG ； 使所述壓縮BOG液化；以及 將所述液化BOG壓縮到高壓、氣化且供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機， 其中所述中壓范圍為12到45巴(絕對壓力)，以使得BOS液化能量減少。
2.根據(jù)權(quán)·利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述燃料供應(yīng)系統(tǒng)更包括:緩沖罐，經(jīng)配置以接收由所述再液化設(shè)備冷卻且再液化的所述液化B0G，分離氣體成分，且將液體成分供應(yīng)到所述高壓泵。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述BOG壓縮單元包括: 一個或一個以上BOG壓縮器，經(jīng)配置以壓縮所述BOG ；以及 一個或一個以上中間冷卻器，經(jīng)配置以冷卻所述B0G，所述BOG在由所述BOG壓縮器壓縮時溫度升高。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述再液化設(shè)備的制冷劑為氮氣或混合制冷劑。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述再液化設(shè)備的制冷劑為不可燃混合制冷劑。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中由所述BOG壓縮的所述BOG與由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG交換熱。
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中在所述再液化設(shè)備中使用的氮制冷循環(huán)中加熱的氮氣與由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG交換熱。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中在儲存所述液化氣的所述儲罐中產(chǎn)生的所述BOG由所述BOG壓縮單元壓縮之前，所述BOG與由所述BOG壓縮單元壓縮且排出的所述BOG交換熱，或與所述再液化設(shè)備中使用的氮制冷循環(huán)中加熱的氮制冷劑交換熱。
9.根據(jù)權(quán)利要求1所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述海事結(jié)構(gòu)為液化氣船、LNG再氣化船(LNG RV)、LNG浮式儲存與再氣化單元(LNG FSRU)以及LNG浮式生產(chǎn)儲油裝置(LNG FPSO)中的任一者。
10.根據(jù)權(quán)利要求1到9中任一權(quán)利要求所述的燃料供應(yīng)方法，其中在所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機的操作期間將全部或相當(dāng)大的量的所述液化BOG供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
11.一種用于安裝在海事結(jié)構(gòu)中的高壓天然氣噴射式發(fā)動機的燃料供應(yīng)系統(tǒng)的燃料供應(yīng)方法，特征在于: 用于所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機的所述燃料供應(yīng)系統(tǒng)包括:BOG壓縮單元，經(jīng)配置以接收并壓縮儲存液化氣的儲罐中產(chǎn)生的BOG ； 再液化設(shè)備，經(jīng)配置以接收由所述BOG壓縮單元壓縮的所述BOG并使所述BOG液化； 高壓泵，經(jīng)配置以壓縮由所述再液化設(shè)備產(chǎn)生的所述液化BOG ;以及 高壓氣化器，經(jīng)配置以使由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG氣化且將所述氣化BOG供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機； 將在所述儲te中廣生的所述BOG從所述儲iil排出且在中壓沮圍中壓縮所述BOG ； 使所述壓縮BOG液化；以及 將所述液化BOG壓縮到高壓、氣化且供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機， 其中所述中壓范圍為12到45巴(絕對壓力)；且 當(dāng)所述海事結(jié)構(gòu)的所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機所需的燃料的量大于所述儲罐中產(chǎn)生的所述BOG的量時，將所述液化BOG全部供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
12.根據(jù)權(quán)利要求11所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述再液化設(shè)備的制冷劑為氮氣或混合制冷劑。
13.根據(jù)權(quán)利要求11所述的燃料供應(yīng)方法，其中所述再液化設(shè)備的制冷劑為不可燃混合制冷劑。
14.根據(jù)權(quán)利要求11所述的燃料供應(yīng)方法，其中由所述BOG壓縮的所述BOG與由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG交換熱。
15.根據(jù)權(quán)利要求11所述的燃`料供應(yīng)方法，其中在所述再液化設(shè)備中使用的氮制冷循環(huán)中加熱的氮氣與由所述高壓泵壓縮的所述液化BOG交換熱。
16.根據(jù)權(quán)利要求11所述的燃料供應(yīng)方法，其中在儲存所述液化氣的所述儲罐中產(chǎn)生的所述BOG由所述BOG壓縮單元壓縮之前，所述BOG與由所述BOG壓縮單元壓縮且排出的所述BOG交換熱，或與所述再液化設(shè)備中使用的氮制冷循環(huán)中加熱的氮制冷劑交換熱。
17.根據(jù)權(quán)利要求11到16中任一權(quán)利要求所述的燃料供應(yīng)方法，其中當(dāng)所述海事結(jié)構(gòu)的所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機所需的燃料的量大于所述儲罐中產(chǎn)生的所述BOG的量時，將儲存在所述儲罐中的LNG供應(yīng)到所述高壓天然氣噴射式發(fā)動機。
【文檔編號】F02M21/02GK103443434SQ201180069178
【公開日】2013年12月11日 申請日期:2011年12月20日 優(yōu)先權(quán)日:2011年3月11日
【發(fā)明者】鄭承敎, 李正漢, 鄭濟憲, 李成俊, 申鉉俊, 崔東圭 申請人:大宇造船海洋株式會社