СИСТЕМА ОБРАБОТКИ ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ ВНУТРИ РЕЗЕРВУАРА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ И/ИЛИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА В СЖИЖЕННОМ СОСТОЯНИИ И ГАЗООБРАЗНОМ СОСТОЯНИИ, КОТОРАЯ УСТАНОВЛЕНА НА СУДНЕ Российский патент 2024 года по МПК F17C9/04 F17C13/00 B63B25/16 

Настоящее изобретение относится к области судов, тяговые двигатели которых снабжаются природным газом и которые также способны содержать и/или транспортировать сжиженный природный газ.

Таким образом, такие суда обычно содержат резервуары, которые содержат природный газ в сниженном состоянии. Природный газ представляет собой жидкость при температурах ниже -160°C при атмосферном давлении. Эти резервуары никогда не бывают полностью теплоизолированными, что означает, что по меньшей некоторая часть природного газа отпаривается в них. Таким образом, эти резервуары содержат как природный газ в сжиженной форме, так и природный газ в газообразной форме. Этот природный газ в газообразной форме образует слой в верхней части резервуара, и давлением в этой верхней части резервуара необходимо управлять, чтобы не повредить резервуар. Как известно, по меньшей мере некоторая часть природного газа, присутствующего в газообразной форме в резервуаре, таким образом используется для снабжения, помимо прочего, двигателей, которые приводят в движение судно.

Однако, когда судно неподвижно, потребление газообразного природного газа этими двигателями является нулевым или близким к нулю, при этом природный газ, присутствующий в газообразном состоянии в резервуаре, больше не потребляется этими двигателями. Таким образом, на судне установлены системы повторного сжижения, которые позволяют отпарному природному газу, присутствующему в резервуаре, конденсироваться для того, чтобы возвращать этот газ в этот резервуар в сжиженном состоянии.

Системы повторного сжижения, использующиеся в настоящее время, являются очень дорогими, и настоящее изобретение стремится преодолевать этот недостаток путем предложения системы обработки газа, которая содержит меньше компонентов, чем существующие системы, что, таким образом, позволяет уменьшать операционные затраты таких систем, при этом в то же время эксплуатируя их по меньшей мере также хорошо.

Таким образом, одним объектом настоящего изобретения является система обработки газа, содержащегося в резервуаре для хранения и/или транспортировки газа в сниженном состоянии и в газообразном состоянии, установленном на судне, которая содержит по меньшей мере:

- теплообменник, выполненный с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара в газообразном состоянии, и сжатым газом, поступающим из резервуара,

- элемент сжатия, выполненный с возможностью сжатия газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника,

- устройство потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии и выполнено с возможностью снабжения сжатым газом,

- первую трубу, соединяющую элемент сжатия с устройством потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии,

- вторую трубу, соединяющую первую трубу с входным отверстием теплообменника,

- третью трубу, соединяющую выходное отверстие теплообменника с нижней частью резервуара,

- образующий пузырьки элемент, соединенный с третьей трубой и выполненный с возможностью распределения газа, поступающего из теплообменника в газообразном состоянии, в нижнюю часть резервуара.

Под «нижней частью резервуара» понимается участок резервуара, который продолжается от нижней стенки резервуара и плоскости, параллельной этой нижней стенке, и занимает не более 20% общей высоты резервуара, которая измеряется по прямой линии, перпендикулярной нижней стенке резервуара, между двумя противоположными концами этого резервуара по этой прямой линии. Предпочтительно плоскость, которая параллельна нижней стенке и способствует ограничению «нижней части резервуара», может занимать 10% общей высоты резервуара. Альтернативно образующий пузырьки элемент может быть прикреплен к нижней стенке резервуара. Из вышеизложенного следует понимать, что теплообменник выполнен с возможностью осуществления теплообмена между отпарным газом, извлеченным из резервуара, и газом, сжатым элементом сжатия. Другими словами, этот теплообменник содержит по меньшей мере первый ход, чье входное отверстие соединено с резервуаром и чье выходное отверстие соединено с элементом сжатия, и по меньшей мере второй ход, чье входное отверстие соединено с элементом сжатия и чье выходное отверстие соединено с резервуаром. Согласно изобретению образующий пузырьки элемент, конкретнее, выполнен с возможностью образования пузырьков газа и рассеивания их в нижней части резервуара. Эти пузырьки газа затем вступают в контакт с сжиженным газом, присутствующим в резервуаре. Разность температур между этими пузырьками газа и сжиженным газом, присутствующим в резервуаре, заставляет эти пузырьки газа конденсироваться.

Согласно одному признаку настоящего изобретения система обработки газа содержит средство расширения и теплообменник, оборудованный по меньшей мере первым ходом, снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара, и по меньшей мере вторым ходом, снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара, при этом средство расширения расположено между резервуаром и первым ходом теплообменника.

Другими словами, следует понимать, что сжиженный газ, подаваемый в первый ход, испытывает расширение, то есть уменьшение его давления, до того, как он достигнет этого первого хода, тогда как сжиженным газ, который направляется во второй ход теплообменника, достигает этого второго хода сразу же после выхода из резервуара, то есть без какого-либо изменения его давления или его температуры, кроме того, которое связано с самой перекачкой. Другими словами, следует понимать, что этот теплообменник выполнен с возможностью осуществления теплообмена между расширенным сжиженным газом и нерасширенным сжиженным газом. Например, расширенный сжиженный газ может быть расширен до давления ниже атмосферного давления. Предпочтительно разность давлений и в связи с этим температур между сжиженным газом, циркулирующим по первому ходу, и сжиженным газом, циркулирующим по второму ходу, позволяет сжиженному газу, циркулирующему по первому ходу, отпариваться и позволяет сжиженному газу, циркулирующему по второму ходу, охлаждаться. Например, выходное отверстие второго хода теплообменника может быть соединено по текучей среде с резервуаром так, что сжиженный газ, охлажденный при прохождении по второму ходу теплообменника, может быть возвращен в этот резервуар. Следует понимать, что впрыскивание охлажденного таким образом сжиженного газа способствует поддержанию стабильной температуры в резервуаре и, таким образом, ограничению явления, при котором сжиженный газ, содержащийся в резервуаре, отпаривается.

Согласно изобретению образующий пузырьки элемент может содержать, например, по меньшей мере одну полку, снабженную отверстиями, которые образуют пузырьки газа. Предпочтительно эти отверстия распределены по всей длине полки, то есть самому длинному размеру полки, так, чтобы позволять образованным пузырькам газа равномерно распределяться в нижней части резервуара.

Согласно одному примерному варианту выполнения настоящего изобретения каждое отверстие полки имеет поперечное сечение, составляющее от 0,0078 мм² до 315 мм². Предпочтительно такое поперечное сечение позволяет образовывать пузырьки газа, которые достаточно малы, чтобы быстро конденсироваться и, таким образом, быстро смешиваться с сжиженным газом, содержащимся в резервуаре.

Согласно одному признаку настоящего изобретения по меньшей мере один элемент расширения расположен на первой трубе. Другими словами, следует понимать, что газ, который выходит из элемента сжатия, расширяется до того, как он достигнет теплообменника, что тем самым значительно облегчает теплообмен, который происходит в этом теплообменнике. Альтернативно природный газ может достигать теплообменника без расширения, что означает, что природный газ в этом случае достигает образующего пузырьки элемента под более высоким давлением, чем если бы он испытывал расширение до достижения теплообменника.

Согласно изобретению система обработки газа может содержать устройство сжатия, расположенное параллельно элементу сжатия, который выполнен с возможностью сжатия первой части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника, при этом устройство сжатия выполнено с возможностью сжатия второй части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника, при этом первая часть газа, поступающего из теплообменника, отличается от второй части газа, поступающего из теплообменника. Альтернативно устройство сжатия может быть использовано для предотвращения потенциального выхода из строя элемента сжатия.

Например, газ, хранящийся и/или транспортируемый в резервуаре, представляет собой природный газ. Альтернативно система обработки газа согласно изобретению может быть использована с другими типами газа, такими как газообразные углеводороды или водород, например.

Согласно одному примерному варианту выполнения настоящего изобретения система обработки газа содержит по меньшей мере одно первое устройство потребления газа и по меньшей мере одно второе устройство потребления газа, при этом первое устройство потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под первым давлением, второе устройство потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под вторым давлением и первое давление ниже второго давления. Например, первое устройство потребления газа представляет собой электрический генератор типа DFDE (двухтопливный дизель-электрический), который представляет собой устройство потребления газа, выполненное с возможностью снабжения судна электроэнергией, а второе устройство потребления газа может представлять собой двигатель, используемый для приведения в движение судна, такой как двигатель ME GI или X DF.

Настоящее изобретение также относится к судну для транспортировки сжиженного газа, содержащему по меньшей мере один резервуар для груза сжиженного газа, по меньшей мере одно устройство потребления газа, которое потребляет отпарной газ, и по меньшей мере одну систему обработки газа, которая объяснена выше.

Настоящее изобретение дополнительно относится к системе загрузки или разгрузки сжиженного газа, которая объединяет по меньшей мере одно береговое средство и по меньшей мере одно судно для транспортировки сжиженного газа согласно изобретению.

Настоящее изобретение дополнительно относится к способу, содержащему этапы, на которых:

- извлекают газ в газообразном состоянии из резервуара,

- нагревают газ, извлеченный в газообразном состоянии из резервуара, путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике, с газом, сжатым элементом сжатия,

- сжимают нагретый газ посредством элемента сжатия,

- подают первую часть нагретого и сжатого газа в по меньшей мере одно устройство потребления газа, которое потребляет отпарной газ,

- охлаждают вторую часть нагретого и сжатого газа путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике, с газом, извлеченным в газообразном состоянии из резервуара,

- распределяют в нижнюю часть резервуара вторую часть газа, охлажденную путем пропускания ее через теплообменник.

Согласно изобретению на этапе распределения второй части охлажденного газа из этой второй части охлажденного газа образуют пузырьки.

Согласно одному признаку настоящего изобретения давление на входе в третью трубу превышает давление, измеренное в нижней части резервуара.

Способ обработки газа согласно настоящему изобретению также может содержать по меньшей мере этап, на котором переохлаждают природный газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара, и по меньшей мере этап, на котором хранят переохлажденный природный газ в нижней части резервуара. Согласно изобретению этап переохлаждения выполняют путем теплообмена между природным газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии и удерживаемым под атмосферным давлением, и природным газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии и расширенным до давления ниже атмосферного. Другими словами, из вышеизложенного следует понимать, что этап переохлаждения природного газа, извлеченного в сжиженном состоянии из резервуара, выполняют в вышеупомянутом теплообменнике.

Предпочтительно этап переохлаждения природного газа, извлеченного в сжиженном состоянии из резервуара, этап хранения переохлажденного природного газа в нижней части резервуара и этап распределения в нижней части резервуара второй части газа, охлажденной путем пропускания ее через теплообменник, выполняют в таком порядке по меньшей мере два раза подряд. Как отмечено ранее, этапы переохлаждения и хранения переохлажденного сжиженного природного газа позволяют понижать температуру природного газа, присутствующего в сжиженном состоянии в резервуаре. В свою очередь, этап распределения второй части охлажденного газа имеет тенденцию к увеличению температуры природного газа, присутствующего в сжиженном состоянии в резервуаре. Другими словами, этапы переохлаждения и хранения переохлажденного природного газа могут быть использованы для поддержания температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре, так, чтобы предотвращать отпаривание слишком большого количества этого сжиженного природного газа во время этапа распределения газа в нижнюю часть резервуара, так как избыточное отпаривание будет приводить к увеличению количества газообразного природного газа, присутствующего в верхней части резервуара, и в связи с этим к увеличению давления в этом резервуаре, что может в конечном итоге повреждать его. Этапы переохлаждения, хранения и распределения природного газа в резервуаре в связи с этим способствуют стабильности давления в этом резервуаре.

Наконец, настоящее изобретение относится к способу загрузки сжиженного газа в судно для транспортировки газа или выгрузки сжиженного газа из судна для транспортировки газа согласно изобретению.

Дополнительные признаки, подробности и преимущества изобретения станут более очевидными из прочтения следующего описания, с одной стороны, а, с другой стороны, из примерного варианта выполнения, приведенного в качестве неограничивающего указания и со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:

На Фиг. 1 схематически проиллюстрирована система обработки газа согласно настоящему изобретению;

На Фиг. 2 схематически проиллюстрирован первый режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;

На Фиг. 3 схематически проиллюстрирован второй режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;

На Фиг. 4 схематически проиллюстрирован третий режим работы системы обработки газа, проиллюстрированной на фигуре 1;

Фиг. 5 представляет собой схематическое изображение с вырезанной частью резервуара судна для транспортировки метана и терминала для загрузки и/или разгрузки этого резервуара.

В остальной части описания термины «по ходу перед» и «по ходу после» понимаются согласно направлению, в котором газ в сжиженном, газообразном или двухфазном состоянии циркулирует по рассматриваемому элементу. На фигурах 2-4 сплошная линия представляет трубы контура, по которым газ циркулирует в сжиженном, газообразном или двухфазном состоянии, тогда как пунктирной линией изображены трубы контура, по которым газ не циркулирует.

На фигурах 1-4 проиллюстрирована система 100 обработки газа, содержащегося в сжиженном состоянии и в газообразном состоянии в резервуаре 200, и различные режимы работы этой системы 100 обработки газа. В описании, которое следует далее, пространство в резервуаре 200, которое занято газом в газообразном состоянии, называется «верхняя часть 201 резервуара». Система 100 согласно настоящему изобретению, когда она находится в стационарном состоянии, то есть когда газ, будь то в газообразном, сжиженном или двухфазном состоянии, не циркулирует, будет описана в первую очередь со ссылкой на фигуру 1. Три различных режима работы системы 100 обработки газа согласно изобретению будут затем описаны со ссылкой на фигуры 2-4 с указанием различия между первым режимом работы, называемым «в равновесии», вторым режимом работы, называемым «принудительное отпаривание», и третьим режимом работы, называемым «повторное сжижение». В остальной части описания термины «система 100 обработки газа» и «система 100» будут использоваться без различия.

Описание, которое последует, представляет один особый пример применения настоящего изобретения, в котором резервуар 200 содержит природный газ. Следует понимать, что это всего лишь пример применения и что система 100 обработки газа согласно изобретению может быть использована с другими типами газа, такими как газообразные углеводороды или водород, например.

На фигуре 1 прежде всего схематически проиллюстрирована система 100 обработки газа, содержащегося в резервуаре 200, согласно изобретению, когда она находится в стационарном состоянии. Согласно изобретению система 100 содержит по меньшей мере теплообменник 110, по меньшей мере элемент 120 сжатия, по меньшей мере устройство 130 потребления газа и по меньшей мере образующий пузырьки элемент 140. Согласно примеру, проиллюстрированному здесь, система 100 дополнительно содержит устройство 121 сжатия, средство 122 сжатия, теплообменник 170 и другое устройство 131 потребления газа.

Как изображено, по меньшей мере первая труба 101 расположена между элементом 120 сжатия и устройством 130 потребления газа, по меньшей мере вторая труба 102 расположена между первой трубой 101 и теплообменником 110 и по меньшей мере третья труба 103 расположена между теплообменником 110 и нижней частью резервуара, то есть участком резервуара, продолжающимся от нижней стенки 202 резервуара 200 и плоскости, параллельной этой нижней стенке, и занимающим максимум 20% общей высоты h резервуара, которая измеряется по прямой линии, перпендикулярной нижней стенке резервуара, между двумя противоположными концами этого резервуара по этой прямой линии. Предпочтительно плоскость, параллельная нижней стенке резервуара, которая способствует ограничению «нижней части резервуара», может занимать 10% общей высоты h резервуара. Альтернативно образующий пузырьки элемент может быть прикреплен к нижней стенке 202 резервуара.

Также следует отметить, что теплообменник 110 содержит по меньшей мере первый ход 111, соединенный, с одной стороны, с резервуаром 200, и, конкретнее, с верхней частью 201 резервуара, а, с другой стороны, с элементом 120 сжатия, и по меньшей мере второй ход 112, соединенный, с одной стороны, с элементом 120 сжатия, а, с другой стороны, с резервуаром 200. Конкретнее, входное отверстие 113 первого хода 111 соединено с верхней частью 201 резервуара четвертой трубой 104, выходное отверстие 114 первого хода 111 соединено с элементом 120 сжатия пятой трубой 105, входное отверстие 115 второго хода 112 само по себе соединено с элементом 120 сжатия второй трубой 102, а выходное отверстие 116 этого второго хода 112 соединено с нижней частью резервуара 200 третьей трубой 103. Другими словами, следует понимать, что по первому ходу 111 теплообменника 110 проходит природный газ в газообразном состоянии, извлеченный из резервуара 200 и, конкретнее, из верхней части 201 резервуара, и что по второму ходу 112 этого теплообменника 110 проходит природный газ, извлеченный из резервуара 200 и, конкретнее, из верхней части 201 резервуара, который затем сжимается элементом 120 сжатия. Другими словами, теплообменник 110 выполнен с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и направленным непосредственно в теплообменник 110, и газом, извлеченным в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и по меньшей мере частично сжатым элементом 120 сжатия. Под «отправленный непосредственно в теплообменник 110» понимается, что природный газ, извлеченный в газообразном состоянии, не испытывает изменения давления или температуры, кроме того, которое связано с его извлечением, до того, как он достигнет теплообменника 110 и, конкретнее, первого хода 111 этого теплообменника 110. Также следует отметить, что на второй трубе 102 имеется клапан 150, а именно между первой трубой 101 и теплообменником 110. Альтернативно клапан 150 может быть размещен по ходу после теплообменника 110, то есть расположен на третьей трубе 103. Таким образом, этот клапан 150 управляет подачей газообразного природного газа во второй ход 112 теплообменника 110.

Более того, третья труба 103 соединена с образующим пузырьки элементом 140, который проходит в нижней части резервуара. Этот образующий пузырьки элемент 140 согласно примеру, проиллюстрированному здесь, содержит полку 141, снабженную отверстиями 142, выполненными с возможностью образования пузырьков 143 природного газа. Например, каждое из этих отверстий 142 имеет поперечное сечение от 0,0078 мм² до 315 мм². Как будет описано более подробно ниже, в частности, со ссылкой на третий режим работы системы 100 согласно изобретению, эти пузырьки 143 природного газа таким образом смешиваются с сжиженным природным газом, присутствующим в резервуаре 200, что позволяет газообразному природному газу, из которого образованы эти пузырьки 143 газа, конденсироваться и таким образом возвращаться в сжиженное состояние.

Элемент 120 сжатия и устройство 121 сжатия соединены с одними и теми же элементами системы 100, что означает, что они соединены пятой трубой 105 с первым ходом 111 теплообменника 110, с одной стороны, с первым устройством 130 потребления газа первой трубой 101 и со вторым устройством 131 потребления газа шестой трубой 106, с другой стороны. Конкретнее, следует отметить, что газообразный природный газ, сжатый элементом 120 сжатия, и газообразный природный газ, сжатый устройством 121 сжатия, могут смешиваться в одной трубе, которая затем разделяется для достижения первого или второго устройства 130, 131 потребления газа. Например, первое устройство 130 потребления газа представляет собой электрический генератор типа DFDE (двухтопливный дизель-электрический), то есть устройство потребления газа, выполненное с возможностью подачи электроэнергии на судно, а второе устройство 131 потребления газа может представлять собой двигатель для приведения в движение судна, такой как двигатель ME GI или X DF. Следует понимать, что это всего лишь один примерный вариант выполнения настоящего изобретения и что может быть предусмотрена установка других устройств потребления газа без отклонения от контекста настоящего изобретения. Более того, шестая труба 106 также соединена по текучей среде со второй трубой 102. Другими словами, одна часть сжатого природного газа, предназначенного для подачи во второе устройство 131 потребления газа, может быть перенаправлена для подачи во второй ход 112 теплообменника 110. Для того, чтобы управлять этим перенаправлением сжатого природного газа, предназначенного для снабжения второго устройства 131 потребления газа, между шестой трубой 106 и теплообменником 110 установлен клапан 151.

Согласно различным примерам применения настоящего изобретения может быть предусмотрено, что работает только элемент 120 сжатия, при этом устройство 121 сжатия гарантирует резервирование, что означает, что устройство 121 сжатия в этом случае способно заменять элемент 120 сжатия, если последний выходит из строя. Альтернативно может быть предусмотрено, что элемент 120 сжатия и устройство 121 сжатия работают одновременно, что означает, что первая часть природного газа, поступающего из теплообменника 110, затем сжимается элементом сжатия, а вторая часть природного газа, поступающего из теплообменника 110, в свою очередь, сжимается устройством 121 сжатия, при этом первая часть и вторая часть природного газа, поступающего из теплообменника, различаются.

Согласно любому из этих примеров применений природный газ достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия в газообразном состоянии и под давлением около 0,1 МПа и этот природный газ выходит из элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия в газообразном состоянии и под высоким давлением, то есть давлением от 0,1 МПа до 40 МПа, предпочтительно от 0,1 МПа до 1,7 МПа и еще более предпочтительно от 0,6 МПа до 1,7 МПа. Уровень сжатия на выходе из этого элемента 120 сжатия и/или этого устройства 121 сжатия определяется согласно типу устройства потребления газа, которое подлежит снабжению.

Более того, элемент 181 расширения может быть расположен на первой трубе 101 и, конкретнее, между элементом 120 сжатия и второй трубой 102 так, чтобы расширять природный газ, выходящий из элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, до того, как этот газ достигнет теплообменника 110, в котором, как будет описано более подробно ниже, сжатый природный газ отдает тепловую энергию природному газу в газообразной форме, непосредственно направленному в теплообменник 110 из верхней части 201 резервуара. Также следует отметить, что шестая труба 106 не имеет элемента расширения. Другими словами, когда клапан 151, расположенный между шестой трубой 106 и теплообменником 110, открыт для снабжения второго хода 112 этого теплообменника 110, природный газ, которым этот второй ход 112 снабжается, находится под давлением от 0,1 МПа до 40 МПа, предпочтительно от 0,1 МПа до 1,7 МПа и еще более предпочтительно от 0,6 МПа до 1,7 МПа. Другими словами, открытие клапана 151, расположенного между шестой трубой 106 и теплообменником 110, позволяет снабжать образующий пузырьки элемент 140 природным газом под высоким давлением. В связи с этим следует понимать, что клапан 150, расположенный на второй трубе 102, и клапан 151, расположенный между шестой трубой 106 и теплообменником 110, никогда не открываются одновременно.

В свою очередь, теплообменник 170 также содержит первый ход 171 и второй ход 172. Как проиллюстрировано, первый ход 171 соединен, с одной стороны, с первым насосом 210, расположенным в нижней части резервуара 200, а, с другой стороны, со средством 122 сжатия, а второй ход 172 соединен, с одной стороны, со вторым насосом 220, расположенным в нижней части резервуара 200, а, с другой стороны, также с резервуаром 200 и, точнее, с частью резервуара 200, в которой природный газ хранится в сжиженном состоянии. Конкретнее, входное отверстие 173 первого хода 171 соединено с первым насосом 210, выходное отверстие 174 первого хода 171 соединено со средством 122 сжатия, входное отверстие 175 второго хода 172 соединено со вторым насосом 220, а выходное отверстие 176 второго хода 172 соединено с резервуаром 200. Под «соединено с резервуаром» здесь понимается, что седьмая труба 107 соединена с выходным отверстием второго хода 172 теплообменника 170 и что эта седьмая труба 107 ведет в резервуар 200. Согласно примерному варианту выполнения, который не проиллюстрирован здесь, первый ход и второй ход теплообменника могут снабжаться одним и тем же насосом, при этом в этом случае между этим единственным насосом и входными отверстиями первого и второго ходов теплообменника образуется вилка.

Более того, между первым насосом 210 и теплообменником 170 расположено средство 182 расширения. Другими словами, газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара 200 первым насосом 210, расширяется до того, как он достигнет первого хода 171 теплообменника 170. Под «расширяется» понимается, что сжиженный природный газ испытывает уменьшение его давления. Другими словами, природный газ, извлеченный из резервуара в сжиженном состоянии первым насосом 210, достигает теплообменника 170 под давлением ниже атмосферного давления. Можно отметить, что, в отличие от этого, второй насос 220 выполнен с возможностью направления природного газа, извлеченного в сниженном состоянии из резервуара 200, непосредственно во второй ход 172 теплообменника 170, что означает, что природный газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара 200, не испытывает никакого изменения температуры или давления, кроме того, которое связано с самой перекачкой, до того, как он достигнет второго хода 172 теплообменника 170. Таким образом, теплообменник 170 выполнен с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара 200 в сжиженном состоянии, который подвергся расширению, и газом, извлеченным из резервуара в сжиженном состоянии, который не испытал никакого изменения давления. Согласно не проиллюстрированному варианту выполнения, в котором первый ход и второй ход теплообменника снабжаются одним и тем же насосом, средство расширения расположено по ходу после вилки, то есть между вилкой и первым ходом теплообменника. В связи с этим из вышеприведенного следует понимать, что сжиженный природный газ, который циркулирует по первому ходу 171, нагревается до точки отпаривания, тогда как сжиженный природный газ, циркулирующий по второму ходу 172, переохлаждается до возврата в нижнюю часть резервуара 200.

Как отмечено выше, сжиженный природный газ циркулирует по первому ходу 171 теплообменника 170 под давлением ниже атмосферного давления. Следовательно, для того, чтобы гарантировать, что этот сжиженный природный газ действительно течет, средство 122 сжатия, расположенное между этим теплообменником 170 и элементом 120 сжатия, выполнено с возможностью возврата природного газа, выходящего из этого теплообменника 170, к давлению, близкому к атмосферному давлению. Например, это средство 122 сжатия выполнено с возможностью сжатия природного газа под давлением от 0,35 МПа до 0,1 МПа. Природный газ, сжатый таким образом, способен достигать элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном или каждом из которых он испытывает второе сжатие.

Первый режим работы системы 100 согласно изобретению будет далее описан со ссылкой на фигуру 2. Как отмечено ранее, этот первый режим работы называется «в равновесии». Другими словами, этот первый режим работы соответствует идеальному сценарию, в котором количество отпарного природного газа, присутствующего в верхней части 201 резервуара в газообразном состоянии, идентично требованиям устройства 130 и/или 131 потребления газа. Как схематически проиллюстрировано, в этом первом режиме работы клапаны 150, 151 закрыты и первый и второй насосы 210, 220 не работают. В этом первом режиме работы природный газ, таким образом, извлекается в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара и затем направляется непосредственно в элемент 120 сжатия и/или устройство 121 сжатия так, что его давление может быть увеличено для снабжения устройства 130 и/или 131 потребления газа.

На фигуре 3 проиллюстрирован второй режим работы системы 100 согласно изобретению, который называется «принудительное отпаривание». Этот второй режим работы осуществляется, когда количество газообразного природного газа, присутствующего в верхней части 201 резервуара, ниже требований элемента/элементов устройства потребления газа. Этот второй режим работы предпочтительно позволяет газообразному природному газу образовываться из сжиженного природного газа так, чтобы иметь возможность снабжать этот или эти элементы устройства.

Как изображено на фигуре 3, в этом втором режиме работы и первый насос 210, и второй насос 220 активированы, тогда как клапаны 150, 151, расположенные соответственно на второй трубе 102 и между шестой трубой 106 и теплообменником 110, закрыты, так, что сжатый природный газ, поступающий из элемента 120 сжатия и/или из устройства 121 сжатия, полностью направляется в элемент/элементы устройства потребления газа. Другими словами, в этом втором режиме работы второй ход 112 теплообменника 110 не снабжается, и природный газ, извлеченный из резервуара в газообразном состоянии, направляется непосредственно в элемент 120 сжатия и/или устройство 121 сжатия.

В свою очередь, теплообменник 170 снабжается природным газом, извлеченным из резервуара 200 в сжиженном состоянии. Таким образом, первый насос 210 извлекает сжиженный природный газ из резервуара 200, этот сжиженный природный газ проходит через средство 182 расширения, в котором он испытывает уменьшение его давления. Например, может быть предусмотрено, что это расширение позволяет сжиженному природному газу переходить от атмосферного давления, а именно около 0,1 МПа, к давлению ниже атмосферного давления, например, давлению около 0,035 МПа. Таким образом, первый ход 171 теплообменника 170 снабжается сжиженным природным газом под низким давлением.

Второй насос 220 также извлекает сжиженный природный газ из резервуара 200 для снабжения непосредственно второго хода 172 теплообменника 170. Таким образом, второй ход 172 теплообменника 170 снабжается сжиженным природным газом под атмосферным давлением. Как отмечено ранее, затем осуществляется теплообмен в теплообменнике 170 между сжиженным природным газом под низким давлением, циркулирующим по первому ходу 171, и сжиженным природным газом под атмосферным давлением, циркулирующим по второму ходу 172. Это приводит к отпариванию сжиженного природного газа под низким давлением, циркулирующего по первому ходу 171, и переохлаждению сжиженного природного газа под атмосферным давлением, циркулирующего по второму ходу 172. Переохлажденный сжиженный природный газ может затем быть возвращен в нижнюю часть резервуара 200 по седьмой трубе 107, тогда как отпарной природный газ выходит из первого хода 171 в газообразном состоянии для достижения средства 122 сжатия, в котором он испытывает увеличение его давления. Как отмечено выше, средство 122 сжатия способно сжимать газообразный природный газ с давления около 0,035 МПа до давления около 0,1 МПа. Таким образом, газообразный природный газ выходит из средства 122 сжатия под атмосферным давлением и достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном и/или обоих из которых его давление является по-прежнему высоким, так, что этот газообразный природный газ может быть использован в качестве топлива для элемента/элементов устройства потребления газа.

Из вышеизложенного следует понимать, что во втором режиме работы системы 100 согласно изобретению теплообменник 170 предпочтительно, с одной стороны, позволяет устройству 130, 131 потребления газа снабжаться газом, а, с другой стороны, позволяет хранить холод в нижней части резервуара 200. Как будет описано более подробно ниже, хранение переохлажденного сжиженного природного газа в резервуаре 200 понижает температуру сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, так, чтобы уменьшать отпаривание этого сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200.

Третий режим работы, называемый «повторное сжижение», проиллюстрированный на фигуре 4, сам по себе соответствует режиму работы системы 100, в котором количество природного газа, присутствующего в газообразном состоянии в верхней части 201 резервуара, превышает требования по газу устройства 130 и/или 131 потребления газа.

В этом третьем режиме работы природный газ извлекается в газообразном состоянии из верхней части 201 резервуара для снабжения теплообменника 110 и, конкретнее, первого хода 111 этого теплообменника 110. В этом теплообменнике 110 природный газ в газообразном состоянии собирает тепловую энергию от газообразного и сжатого природного газа, циркулирующего по второму ходу 112, как описано выше. Таким образом, природный газ выходит из теплообменника 110 в газообразном состоянии и при температуре выше, чем температура, которую он имел в верхней части 201 резервуара. Таким образом, этот нагретый газообразный природный газ достигает элемента 120 сжатия и/или устройства 121 сжатия, в одном или обоих из которых он испытывает увеличение его давления до значения, достаточного для снабжения по меньшей мере одного из элементов устройства 130, 131 потребления газа. Таким образом, часть этого нагретого и сжатого газообразного природного газа подается в устройство 130 и/или 131 потребления газа. По меньшей мере один из клапанов 150, 151 сам по себе открыт, чтобы позволять другой части этого нагретого и сжатого газообразного природного газа достигать второго хода 112 теплообменника 110. Следует понимать, что часть нагретого и сжатого газообразного природного газа, подаваемая в устройство 130 и/или 131 потребления газа, отличается от другой части этого нагретого и сжатого газообразного природного газа, которая достигает второго хода 112 теплообменника 110. Как описано выше, газообразный природный газ, циркулирующий по второму ходу 112 теплообменника 110, отдает тепловую энергию газообразному природному газу, циркулирующему по первому ходу 111 этого теплообменника 110, так, что газообразный природный газ выходит из теплообменника 110 и достигает третьей трубы 103 с температурой ниже, чем температура, которую он имел при поступлении во второй ход 112. Однако следует понимать, что природный газ выходит из второго хода 112 теплообменника 110 в газообразном состоянии.

Как отмечено ранее, третья труба 103 соединена с образующим пузырьки элементом 140. Газообразный природный газ, который выходит из второго хода 112 теплообменника 110 охлажденным, таким образом достигает этого образующего пузырьки элемента 140 и проходит через отверстия 142, образованные в полке 141 этого образующего пузырьки элемента 140, так, что в нижней части резервуара 200 образуются и высвобождаются пузырьки 143 газа. Таким образом, эти пузырьки 143 газа оказываются в контакте с сжиженным природным газом, содержащимся в резервуаре 200, что заставляет эти пузырьки газа конденсироваться и в связи с этим превращаться в сжиженный природный газ, который затем смешивается с остальной частью сжиженного природного газа, присутствующей в резервуаре 200.

Предпочтительно отверстия 142 образующего пузырьки элемента 140 распределены равномерно по всей длине полки 141, то есть самому длинному размеру этой полки 141, так, что пузырьки 143 газа равномерно распределяются в нижней части резервуара 200, таким образом увеличивая площадь контакта и разность температур между каждым пузырьком газа и сжиженным природным газом, содержащимся в резервуаре 200. Следует понимать, что высвобождение этих пузырьков 143 газа имеет тенденцию к увеличению температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200.

Согласно изобретению второй режим работы и третий режим работы предпочтительно осуществляются последовательно. Конкретно, как описано со ссылкой на фигуру 3, второй режим работы позволяет холоду храниться в нижней части резервуара благодаря возврату в нижнюю часть этого резервуара природного газа, который был переохлажден в результате теплообмена, осуществленного в теплообменнике 170. Таким образом, температура сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, снижается, а повышение температуры этого сжиженного природного газа, которое происходит вследствие высвобождения пузырьков 143 газа с помощью образующего пузырьки элемента 140 при осуществлении третьего режима работы, является управляемым. Другими словами, без предварительного этапа хранения холода высвобождение пузырьков 143 газа образующим пузырьки элементом 140 будет приводить к чрезмерному увеличению температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре 200, что будет приводить к отпариванию этого сжиженного природного газа и в связи с этим к увеличению давления, что может повреждать резервуар 200. Другими словами, второй режим работы позволяет хранить холод в преддверии увеличения температуры сжиженного природного газа, содержащегося в резервуаре, в результате высвобождения пузырьков 143 газа образующим пузырьки элементом 140, когда система 100 переключается на третий режим работы.

Из вышеизложенного следует понимать, что для оптимальной работы системы 100, то есть работы, при которой давление в верхней части 201 резервуара является управляемым, необходимо чередовать второй и третий режимы работы этой системы 100.

Наконец, фигура 5 представляет собой вид с вырезом судна 70, на котором показан резервуар 200, который содержит природный газ в сжиженном состоянии и в газообразном состоянии и который имеет призматическую общую форму и установлен в двойном корпусе 72 судна. Стенка резервуара 200 содержит основную герметизирующую мембрану, предназначенную для нахождения в контакте с сжиженным газом, содержащимся в резервуаре, вспомогательную герметизирующую мембрану, расположенную между основной герметизирующей мембраной и двойным корпусом 72 судна, и два изоляционных барьера, расположенных соответственно между основной герметизирующей мембраной и вспомогательной герметизирующей мембраной и между вспомогательной герметизирующей мембраной и двойным корпусом 72.

Загрузочные и/или разгрузочные трубопроводы 73, расположенные на верхней палубе судна, могут быть соединены посредством подходящих соединителей с морским или портовым терминалом для транспортировки груза природного газа в сжиженном состоянии из резервуара 1 или в резервуар 1.

На фигуре 5 также изображен пример морского терминала, содержащего загрузочную и/или разгрузочную станцию 75, подводный трубопровод 76 и береговую установку 77. Загрузочная и/или разгрузочная станция 75 представляет собой стационарную морскую установку, содержащую подвижную руку 74 и башню 78, поддерживающую подвижную руку 74. Подвижная рука 74 поддерживает пучок изолированных труб 79, выполненных с возможностью соединения с загрузочными и/или разгрузочными трубопроводами 73. Ориентируемая подвижная рука 74 может быть адаптирована ко всем размерам судна. Загрузочно-разгрузочная станция 75 позволяет загружать и/или разгружать судно 70 из береговой установки 77 или в береговую установку 77. Последняя содержит резервуары 80 для хранения сжиженного газа и соединительные трубы 81, соединенные подводным трубопроводом 76 с загрузочной или разгрузочной станцией 75. Подводный трубопровод 76 используется для транспортировки сжиженного газа между загрузочной или разгрузочной станцией 75 и береговой установкой 77 на большое расстояние, например, 5 км, что позволяет судну 70 удаляться от берега на дальнее расстояние во время операций загрузки и/или разгрузки.

Для того, чтобы создавать давление, необходимое для транспортировки сжиженного газа, используется разгрузочный насос или насосы, отмеченные выше и поддерживаемые загрузочной и/или разгрузочной башней, относящейся к резервуару 200, и/или насосы, которыми оборудована береговая установка 77, и/или насосы, которыми оборудована загрузочно-разгрузочная станция 75.

Разумеется, изобретение не ограничено примерами, которые были только что описаны, и могут быть выполнены многочисленные модификации этих примеров без отклонения от объема охраны изобретения.

Таким образом, настоящее изобретение предлагает систему обработки газа, которая позволяет устройству потребления газа, присутствующему на судне, снабжаться газом, который был отпарен естественным образом, принудительно отпаренным сжиженным газом и также позволяет естественным образом отпаренному газу конденсироваться, если его слишком много по сравнению с потребностями в энергии устройства потребления газа судна, предпочтительно с ограниченной стоимостью.

Настоящее изобретение, естественно, не ограничено средствами и конфигурациями, описанными и проиллюстрированными здесь, и также распространяется на любые эквивалентные средства и любую эквивалентную конфигурацию, и на любую технически осуществимую комбинацию таких средств.

Группа изобретений относится к системе (100) обработки газа, содержащегося внутри резервуара (200). Система содержит теплообменник (110), выполненный с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара (200) в газообразном состоянии, и сжатым газом из резервуара (200); элемент (120) сжатия, который выполнен с возможностью сжатия газа в газообразном состоянии из теплообменника (110); устройство (130, 131) потребления газа в газообразном состоянии, выполненное с возможностью снабжения сжатым газом; первую трубу (101), соединяющую элемент (120) сжатия с устройством (130, 131) потребления газа в газообразном состоянии; вторую трубу (102), соединяющую первую трубу (101) с входом теплообменника (110); третью трубу (103), соединяющую выход (116) теплообменника (110) с нижней частью резервуара (200); элемент, образующий пузырьки (140), соединенный с третьей трубой (103) и выполненный с возможностью распределения газа из теплообменника (110) в газообразном состоянии в нижней части резервуара (200). Техническим результатам является продолжение конденсации, начавшейся в теплообменнике, находящегося в газообразном состоянии газа. 6 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Система (100) обработки газа, содержащегося в резервуаре (200) для хранения и/или транспортировки газа в сжиженном состоянии и в газообразном состоянии, установленном на судне, которая включает по меньшей мере

теплообменник (110), выполненный с возможностью осуществления теплообмена между газом, извлеченным из резервуара (200) в газообразном состоянии, и сжатым газом, поступающим из резервуара (200),

элемент (120) сжатия, выполненный с возможностью сжатия газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника (110),

устройство (130, 131) потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии и выполнено с возможностью снабжения сжатым газом,

первую трубу (101), соединяющую элемент (120) сжатия с устройством (130, 131) потребления газа, которое потребляет газ в газообразном состоянии,

вторую трубу (102), соединяющую первую трубу (101) с входным отверстием (115) теплообменника (110),

третью трубу (103), соединяющую выходное отверстие (116) теплообменника (110) с нижней частью резервуара (200),

образующий пузырьки элемент (140), соединенный с третьей трубой (103) и выполненный с возможностью распределения газа, поступающего из теплообменника (110) в газообразном состоянии, в нижнюю часть резервуара (200).

2. Система (100) обработки газа по предыдущему пункту, включающая средство (182) расширения и теплообменник (170), оборудованный по меньшей мере первым ходом (171), снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара (200), и по меньшей мере вторым ходом (172), снабжаемым газом, извлеченным в сжиженном состоянии из резервуара (200), при этом средство (182) расширения расположено между резервуаром (200) и первым ходом (171) теплообменника (170).

3. Система (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов, в которой образующий пузырьки элемент (140) содержит по меньшей мере одну полку (141), снабженную отверстиями (142), которые образуют пузырьки (143) газа.

4. Система (100) обработки газа по п. 3, в которой каждое отверстие (142) полки (141) имеет поперечное сечение, составляющее от 0,0078 мм² до 315 мм².

5. Система (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов, в которой содержится по меньшей мере один элемент (181) расширения, который расположен на первой трубе (101).

6. Система (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов, включающая устройство (121) сжатия, расположенное параллельно элементу (120) сжатия, выполненному с возможностью сжатия первой части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника (110), при этом устройство (121) сжатия выполнено с возможностью сжатия второй части газа в газообразном состоянии, поступающего из теплообменника (110), при этом первая часть газа, поступающего из теплообменника (110), отличается от второй части газа, поступающего из теплообменника (110).

7. Система (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов, в которой газ, хранящийся и/или транспортируемый в резервуаре (200), представляет собой природный газ.

8. Система (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов, включающая по меньшей мере одно первое устройство (130) потребления газа и по меньшей мере одно второе устройство (131) потребления газа, при этом первое устройство (130) потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под первым давлением, второе устройство (131) потребления газа выполнено с возможностью снабжения сжатым газом под вторым давлением и первое давление ниже второго давления.

9. Судно (70) для транспортировки сжиженного газа, включающее по меньшей мере один резервуар (200) для груза сжиженного газа, по меньшей мере одно устройство (130, 131) потребления газа, которое потребляет отпарной газ, и по меньшей мере одну систему (100) обработки газа по любому из предыдущих пунктов.

10. Система (100) загрузки или разгрузки сжиженного газа, которая объединяет по меньшей мере одно береговое средство и по меньшей мере одно судно для транспортировки сжиженного газа по предыдущему пункту.

11. Способ обработки газа, содержащегося в резервуаре (200), установленном на судне, осуществляемый в системе (100) обработки газа по любому из пп. 1-8 и включающий по меньшей мере этапы, на которых

извлекают газ в газообразном состоянии из резервуара (200),

нагревают газ, извлеченный в газообразном состоянии из резервуара (200), путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике (110), с газом, сжатым элементом (120) сжатия,

сжимают нагретый газ посредством элемента (120) сжатия,

подают первую часть нагретого и сжатого газа в по меньшей мере одно устройство (130, 131) потребления газа, которое потребляет отпарной газ;

охлаждают вторую часть нагретого и сжатого газа путем теплообмена, осуществляемого в теплообменнике (110), с газом, извлеченным в газообразном состоянии из резервуара (200),

распределяют в нижнюю часть резервуара (200) вторую часть газа, охлажденную путем пропускания ее через теплообменник (110).

12. Способ обработки газа по предыдущему пункту, в котором на этапе распределения второй части охлажденного газа из этой второй части охлажденного газа образуют пузырьки.

13. Способ обработки газа по любому из пп. 11, 12, в котором давление на входе в третью трубу (103) превышает давление, измеренное в нижней части резервуара (200).

14. Способ обработки газа по любому из пп. 11-13, включающий по меньшей мере этап, на котором переохлаждают природный газ, извлеченный в сжиженном состоянии из резервуара (200), и по меньшей мере этап, на котором хранят переохлажденный природный газ в нижней части резервуара (200).

15. Способ обработки газа по предыдущему пункту, в котором этап переохлаждения выполняют путем теплообмена между природным газом, извлеченным из резервуара (200) в сжиженном состоянии и удерживаемым под атмосферным давлением, и природным газом, извлеченным из резервуара (200) в сжиженном состоянии и расширенным до давления ниже атмосферного.

16. Способ обработки газа по любому из пп. 14, 15, в котором этап переохлаждения природного газа, извлеченного в сжиженном состоянии из резервуара (200), этап хранения переохлажденного природного газа в нижней части резервуара (200) и этап распределения в нижней части резервуара (200) второй части газа, охлажденной путем пропускания ее через теплообменник (110), выполняют в этом порядке по меньшей мере два раза подряд.

17. Способ погрузки сжиженного газа в судно (70) по п. 9 посредством станции (75), при котором сжиженный газ транспортируется по изолированным трубопроводам (73, 79, 76, 81) от береговой установки (77).

18. Способ разгрузки сжиженного газа из судна (70) по п. 9 посредством станции (75), при котором сжиженный газ транспортируется по изолированным трубопроводам (73, 79, 76, 81) к береговой установке (77).