用于向驳船装载、在其上储存和从其卸载天然气的系统和方法

用于向驳船装载、在其上储存和从其卸载天然气的系统和方法
【专利摘要】一种用于把CNG装载和储存到船上以及用于从船上卸载CNG的系统，包括：用于把CNG装载到驳船上的CNG装载设施；用于把CNG以标称的储存压力和温度储存在驳船上的储存设施；以及用于把CNG卸下到交付点的CNG卸载设施。交付点要求被卸载的CNG处于一般不同于储存压力和温度的交付压力和温度。因此，CNG卸载设施包括：用于在卸载之前加热待卸载的CNG的CNG加热器，以及用于允许待卸载的CNG从其储存压力膨胀到交付压力的分层阀门。还可设置压缩机，用于压缩那些不加以压缩就不能以自流方式交付的CNG。
【专利说明】用于向驳船装载、在其上储存和从其卸载天然气的系统和 方法
[0001] 本发明涉及天然气在非机动驳船上的运输。本发明提供一种向驳船上装载、在其 上储存、在交付点从其卸下天然气的系统和方法。具体地说，本发明涉及用于向驳船装载、 在其上运输以及从其卸下压缩天然气（CNG)形态的天然气的系统和方法。
[0002] 产自海上水下天然气井的天然气可以用非机动的驳船或机动船运输，或也可以用 水下管道输送。天然气的一种运输方式是以液化天然气（LNG)形式运输，另一种方式是以 CNG形态运输。
[0003] 以LNG形态，为了使天然气液化必须将其冷却到非常低的温度。然后，在交付之前 使天然气重新气化。在船上运输过程中需要用适度的压力将天然气储存在容器里，例如20 巴或低一些。以CNG形态，是将天然气直接压缩到几百巴的高压，装在适当的诸如钢质或复 合材料压力容器里在驳船或机动船上运输。然后，在交付点允许天然气膨胀，而以一个较低 的交付压力交付。
[0004] 现有的海上CNG运输系统和方法有一些缺点，诸如：a)装载和卸载效率低（装载 和卸载效率是定义为在交付点由驳船或机动船交付的CNG总能量或总重量与在装载点在 驳船或机动船内装载的CNG总能量或总重量之比）；b)在交付时被交付的CNG里有可能形 成水合物，诸如一种低等的产物（就是低热值的）和/或形成冰，这有危险，已知其可能引 起CNG交付设备的损坏。
[0005] 期望提高驳船或机动船的装载/卸载效率。
[0006] 在交付点没有交付的能量，或者仍然以残余CNG形态留在驳船或机动船上，或者 在装载和卸载操作中被消耗掉。
[0007] 还希望降低或消除在卸载CNG过程中CNG里水合物的形成。
[0008] 按照本发明的第一方面，提供了一种非机动驳船，其具有用于把CNG装载和储存 到船上以及用于从船上卸载CNG的系统，该系统包括 ：
[0009] 用于把CNG装载到驳船上的CNG装载设施；
[0010] 用于以储存压力和温度把被装载的CNG储存在驳船上的储存设施；
[0011] 用于把CNG卸载给交付点的CNG卸载设施，交付点要求被卸下的CNG处于一般不 同于储存压力和温度的交付压力和温度，
[0012] 其中CNG卸载设施包括：
[0013] 用于在卸载之前加热待卸载的CNG的CNG加热器；
[0014] 用于在卸载之前允许待卸载的CNG从储存压力膨胀到交付压力的分层阀门。
[0015] 在从属权利要求中阐明本发明的其它有利特征。
[0016] 下面，以纯粹举例的方式参照附图描述本发明，附图中：
[0017] 图1是呈现本发明的一个实施例的CNG运载驳船上的装载和储存设施的布置的流 程图；
[0018] 图2是呈现本发明的一个实施例的CNG运载驳船上的卸载设施的布置的流程图；
[0019] 图3是本发明的一个包括图1和2的特点的实施例的CNG运载驳船的示意俯视 图；
[0020] 图4是表示一个包括图1、2和3的特点的实施例的装载和卸载操作的逻辑框图；
[0021] 图5是呈现本发明的另一个实施例的CNG运载驳船上的卸载设施的布置的流程 图；
[0022] 图6本发明的一个包括图1和5的特点的实施例的CNG运载驳船的示意俯视图；
[0023] 图7是表示一个包括图1、5和6的特点的实施例的装载和卸载操作的逻辑框图；
[0024] 图8至10示意地图示一艘装有多个全钢质压力容器的CNG运载船；
[0025] 图11至13示意地图示一艘装有多个例如3型或4型全钢质压力容器的CNG运载 船--这类压力容器可以有较大的直径且它们可能较长；以及
[0026] 图14至16示意地图示一艘装有多个例如3型或4型复合材料压力容器的CNG运 载驳船。
[0027] 在图1、2和5中，下列种类的线用于表示：
[0028] ?实线表示"过程管线"，即用于使CNG以预定的压力和温度状态流动的管路或管 网；
[0029] ?虚线表示"电信号"，即用于传输电驱动信号的电缆或电缆网络；
[0030] ?虚线，在机械范畴内，表示柔性的机械连接，诸如柔性的管路或管子
[0031] ?点划线表示"安装在CNG运载驳船上的设施"；
[0032] ?带有"L"记号的实线表示"液压信号线"，即传输液体压力形式的驱动信号的电 缆；
[0033] ?带有"//"记号的实线表示"气动信号线"，即传输空气压力形式的驱动信号的电 缆
[0034] ?带有"?"记号的实线或虚线表示"省略或中断线"，其为重现目的替代冗余技术 信息；
[0035] ?带有"="的实线表示"管路端板"或"管路法兰端头"；
[0036] ?带有"N"记号的实线表示"不同管段之间的连接"，例如属于不同流编号的管段 (见下文的流编号或流段的定义）；
[0037] ?带有横向的"丨"记号的实线表示不同管段之间的或管段和其它设施或机械（诸 如压缩机、换热器、压力容器单元等）之间的"管路接头"；以及
[0038] ?以箭头结尾的线表示"CNG流动方向"。
[0039] 在图4和7中，下列种类的线用于表示：
[0040] ?细实线表示在装载和卸载过程中工作的流线；
[0041] ?粗实线表示在整个卸载过程中仅在CNG自流交付阶段中工作的流线；以及
[0042] ?粗虚线表示在整个卸载过程中仅在有压缩的交付阶段中工作的流线；
[0043] 在各图中和描述中，下列缩写和/或标号用于表示：
[0044] · barg ="巴表压"，相对于大气压力的压力单位。其通过绝对压力减去大气压力 (大气压力通常取为1巴）来获得。
[0045] · FPS0 = "浮式生产储存和卸载单元"
[0046] · SDV = "截止和控制类的阀门系统"
[0047] · PLEM = "用于测量气体性质的系统"
[0048] · STLS = "水下塔式装载系统"
[0049] *C=防故障自动关闭阀门
[0050] ·0=防故障自动打开阀门
[0051] .BDV=" 吹除阀门"
[0052] · BD = "吹除管路系统"
[0053] · UN = "惰性气体供应系统"（通常，惰性气体是用氮气）
[0054] · F0 = "标定测流孔"
[0055] · PSV = "压力安全阀"
[0056] · CH = "化学品注入系统"（通常，化学品是用甲醇）
[0057] ·υν=" 阻断阀"
[0058] · DR = "泄放管路系统"
[0059] · FG = "燃料气体供应系统"或"燃料气体"
[0060] · HW = "热水注入系统"
[0061] · SW = "海水注入系统"
[0062] ·-- ="温度控制阀" *FV ="流量控制阀"，在一个例子中，也是主膨胀阀门，或主 分层阀门，即用于把压力较高（例如230巴表压）的上游CNG流和压力较低（例如210巴 表压）的下游CNG流分开的阀门
[0063] · FC = "流量控制单元"
[0064] · PC ="压力控制单元"
[0065] · HIPPS = "高度完整的管路保护系统"
[0066] · TC = "温度控制单元"
[0067] · LV = "液位控制阀"
[0068] · LC = "液位控制单元或系统"
[0069] ?菱形符号里的阿拉伯数字表示"流编号"或"流段"。流编号和流段标识CNG的 路径或路线，一个流段里CNG的压力和温度状态一般是不变的。
[0070] · I = "智能控制器"
[0071] · UNIT (单元）120 = "化学品注入模块"
[0072] · UNIT(单元）170 ="船上对海气体管线模块""也称为气体装载和卸载设 施"）--这一单元位于驳船的舱内，提供驳船的输入/输出接口，用于CNG的装载和卸载。
[0073] · UNIT (单元）230 = "烧放（flare)、通气和吹除（blow-down)系统"
[0074] · UNIT (单元）300 = "气体分离和加热单元"
[0075] · UNIT (单元）360 ="用于清扫的气体压缩单元"。在这一应用场合，能量清扫是 指从压力容器回收那些不清扫就不能回收和交付的CNG。
[0076] · UNIT (单元）361 ="压缩天然气储存设施"（也是位于驳船的舱内）
[0077] · UNIT (单元410 = "热水设施"
[0078] · UNIT (单元）420 = "燃料气体供应单元"
[0079] · UNIT (单元）430 = "柴油燃料单元"
[0080] · UNIT (单元）460 = "压缩空气设施"
[0081] · UNIT (单元）470 ="主发电机"
[0082] · UNIT (单元）480 = "应急发电机"
[0083] · UNIT (单元）550 = "封闭式泄放装置"
[0084] · UNIT (单元）600 = "惰性气体（氮气）供应装置"
[0085] ·ΑΑ=" 空气"
[0086] · DC = "封闭式泄放系统"
[0087] 图1至4是关于第一实施例，涉及运载驳船分别将CNG装载、储存到CNG运载驳船 上以及从CNG运载驳船卸载CNG的操作，该驳船与位于北欧的海上天然气生产气田相关联。 这个第一实施例中的交付目的地也是在北欧，为简便起见，把目的地称为地点K。在K交付 点接受温度为l〇°C左右、压力为110-120巴的CNG。
[0088] 图1、5、6和7是关于第二实施例，也涉及分别将CNG装载、储存到CNG运载驳船 上以及从CNG运载驳船卸载CNG的操作，该驳船也与位于北欧的海上天然气生产气田相关 联。这一实施例中的交付目的地，虽然也是在北欧，但不同于第一实施例的目的地。为简便 起见，将第二交付目的地称为地点B。在B交付点可接受温度为20°C左右、压力为110-120 巴的CNG。所以，地点B点接受的CNG比地点K接受的稍热一些。这里地点K和B是作为例 子，但不同的交付地点是可能存在的，不同交付地点的压力和温度要求可能有很大变化，例 如，决定于当地的习惯或能源供应商的要求。
[0089] 图1是呈现CNG装载阶段的流程图，既适于第一实施例也适于第二实施例。换言 之，对交付地点K和B，CNG装载阶段实际上是相同的。
[0090] 图3和6分别呈现用于情况K和情况B的驳船设施布局。图3和图6之间有些不 同，但这些不同很小并将在下文简单地讨论。
[0091] 图2、4、5和7分别图示在情况K和情况B中怎样在驳船上管理CNG而为在交付点 K和交付点B卸载CNG做好准备。情况K和情况B中的CNG卸载阶段之间有所不同，这将在 下文详细说明。这种不同是由于在交付点K和交付点B的CNG交付状态不同，因而，图5和 7中比图2和4中基本上少了一个冷却器，把这些图比较一下，可明显看出。
[0092] 天然气可能是采自水下气井，从气井出来后，首先储存在浮式生产储存和卸载单 元FPS0单元里（见图1)。在FPS0,天然气被处理并以例如230巴表压（高压）的标称待 运输压力储存，然后以相同的高压装载并储存入CNG运载船的容纳系统（压力容器）。相比 之下，在将要从FPS0装载CNG的CNG运载驳船上，压力容器里残余CNG的压力是30巴表压 上下（低压）。
[0093] 在把CNG装载到CNG运载驳船上之前，在PLEM站测量它的化学和物理性质（见图 1)。PLEM站有一个阀门系统SDV，用于调节流过它的CNG气流。阀门系统SDV包括一个自 动防故障关闭的阀门C，并由一个控制器I控制，该控制器与阀门C液压连通。
[0094] 对情况K和情况B，CNG流1是处于约230巴表压的压力下，而其温度取决于在 FPS0做的气体处理，例如，可能是15°C。前面已说明，CNG是经预压缩和预处理后输送给驳 船。预压缩和预处理是在FPS0上进行。
[0095] 按照图1，通过PLEM站后，CNG被采用柔性机械连接诸如柔性管子输送到水下塔式 装载系统STLS (这一系统是在一个浮于水中的结构物上）。水下塔式装载系统STLS是作为 与CNG运载驳船的接口单元。CNG被从STLS装载到驳船上。驳船上设有一个主活门式阀门 系统SDV，它包括一个自动防故障关闭的阀门C，SDV在驳船上的CNG进入点的下游，出于安 全的原因，必要时，可阻断CNG进入驳船。图1中的CNG流2处于与气体流1相同的状态， 例如也是处于230巴表压左右和15°C，这是由于这时的CNG尚未经历在驳船上的任何热动 力学转变。
[0096] 驳船上，设有用于储存被装载的CNG的储存系统。出于安全考虑，储存系统可由在 船舱里成组的压力容器（模块）构成。例如，CNG运载驳船可以有8个储存模块，每个模块 可以有70个压力容器（PV)。这样的布置特别适用于钢质压力容器。若采用复合材料压力 容器，数目可能要少一些，因为它们可能比较大，例如可以是6个模块，每个模块有50个压 力容器。
[0097] 每个模块可分隔成几个密封的隔室，每个隔室可包括70个钢质压力容器或50个 复合材料压力容器，或别的数目，例如60个和10个--模块数目、每个模块里的隔室数目、 每个隔室里的压力容器数目都可以变，这是熟悉本领域的人公认的。
[0098] 每个隔室有9个压力容器也是可以的，可编成3乘3的一组。
[0099] 由装载分配管网20给压力容器储存系统供气，如图1所示。装载分配管网20在 图1中画成坚立的，并由有法兰的端头21、22限定。装载分配管网20连接于一个安全吹除 系统23,其包括一个吹除阀门BDV，而BDV带有一个相当安全的自动防故障打开的阀门0。 吹除阀门BDV连接于吹除管网BD。吹除管网最终连接于驳船上的一个烧放口。吹除系统是 供紧急时使用，例如，在由于某种原因 CNG流段2里的压力超过某一允许的极限时。
[0100] 各模块供应管路31、32把分配管网20连接于每个模块41、42。如上所述，驳船上 还有其它模块，但图1中，仅表不出两个代表性的模块41、42。
[0101] 每个供应管路31、32有其自己的截止和控制阀系统SDV，每个阀门系统SDV包括它 的自动防故障关闭阀门C。以这一方式，在必要时，可将每个模块41、42在其上游隔离于系 统的其余部分。
[0102] 目前，用于运输压缩流体的压力容器有4个得到规范机构认可的等级或称类型， 全都是圆柱形的，带有拱形的一端或两端。
[0103] I型：全金属的，通常用铝或钢制造。这型容器不贵，但比其他类型的容器重得多。 整个容器的强度足以承受由它们所装的压缩流体施加的压力，所以不要求任何方式的增强 包覆，包括本发明的纤维包覆。当今，海上运输压缩流体所用的容器大部分是1型压力容 器。它们在海上运输方面的应用招致非常严的经济约束。
[0104] II型：有较薄的金属圆柱形中段，带有标准厚度的拱形金属端部，只是圆柱形部 分需要增强，当下都是用复合材料包覆来增强。包覆用的复合材料一般包括用聚合物基质 浸渍的玻璃或碳纤维细丝。通常是在容器的中段做"箍状包覆"。在正常使用中，容器的不 做包覆的拱形一端或两端有足以承受容器内压力的强度。II型压力容器中，金属的内层承 受50%的由所装的流体的压力产生的应力，而另50%由复合材料包覆层承受。II型容器比 I型容器轻但比较贵。
[0105] III型：有一层遍及整个结构即圆柱形中段和拱形两端的内部的薄金属内层。整 个容器用纤维细丝复合材料包覆增强。III型容器中，实际上，应力全都传给了复合材料包 覆层的纤维材料，内层只需承受一小部分应力。III型容器比I和II型容器轻得多但也贵 得多。
[0106] IV型：有聚合物的、本质上不透气的内衬，其遍及圆柱形中段和拱形两端，在当 下，它们全都被纤维复合材料包覆起来。复合材料包覆层提供容器的全部强度。IV型容器 是所有被认可的4个类型压力容器中最轻的但也是最贵的。
[0107] 如上所述，现在的II、III、IV型压力容器都需要用复合材料包覆层包覆容器的内 衬，以使它们有必要的强度，来承受容器内所装的压缩流体施加的压力。但大家知道，复合 材料包覆层的聚合物基质对包覆层的强度几乎没有贡献。鉴于此，本发明可以用一种新颖 的包绕结构，就是用干的纤维细丝材料在一种干的状态（即始终不用树脂浸渍）包绕压力 容器，并且在压力容器的使用寿命中基本上一直保持干态。
[0108] 所谓"基本上"处于干态，是指在使用中，特别是用于压缩流体的海上运输，纤维细 丝材料可能会意外地被环境中的湿气之类的东西浸湿，就是说，纤维细丝材料在包绕到容 器上时是干的，也想要它在容器投入使用时是干的。所以在这个意义上说，基本上干的并不 排除纤维细丝被水浸湿的情况。
[0109] 现在来专门考虑模块41、42,每个模块连接于一个惰性气体系统UN51、52,其分别 可给对应的模块供应惰性气体（例如氮气）。惰性气体系统分别由各自的自动控制阀57、 58来控制，控制阀可由模块内测量的压力数值来致动。如果模块的任一隔室里的压力升高， 这可能意味着在这个隔室里有CNG从压力容器泄漏出来。惰性气体系统UN51、52可将各隔 室里维持一种氧气稀少的气氛，以防止任何可能发生的燃烧。换言之，惰性气体系统UN51、 52是用于"控制"各模块里的气氛。
[0110] 当任一隔室里测量出的CNG的量超过预定值时，例如超过规定的ppm，对应的自动 控制阀57、58就打开而允许惰性气体UN从惰性气体系统UN51、52流进模块和隔室。
[0111] 为了安全，每个惰性气体系统UN51、52都装备有安全吹除系统，以便在必要时能 够把任何超量的惰性气体从惰性气体系统逐出。
[0112] 每个模块41、42都是相对于外部环境气密的。每个模块里的内部气氛由允许惰性 气体进入模块多少来控制，就是说，即使CNG与惰性气体互相接触，也要形成一种不能与任 何漏出的CNG发生持续的燃烧反应的气体。
[0113] 每个模块有多个都连接于公共歧管67、68的压力容器，为了简便起见，图1表示出 上面的模块41和下面的模块42里各只有三个压力容器。
[0114] CNG交付管路61、62设置成独立于CNG供应管路31、32,用于在需要时把每个模块 储存的CNG输送至CNG卸载设施。
[0115] CNG交付管路67、68都装备有各自的压力安全系统69、70。每个压力安全系统包 括一个连接于吹除管网BD的压力安全阀PSV。当压力安全系统感受到模块里的压力由于压 力容器漏出CNG而升高时，各PSV就打开。如上所述，吹除管路BD连接于驳船的通气（烧 放）系统。
[0116] 通气系统可以是一个冷通气系统，就是不涉及真的火焰，而只是把CNG释放到驳 船本身上方在相对较远的位置的空气中的外部环境。
[0117] 对每个模块，在压力安全系统和阀门PSV的下游，设有减压系统72、73。与压力安 全系统一样，减压系统连接于模块的CNG交付管路61、62。减压系统72、73中有自动减压 阀。这些与安全吹除系统23大致相同。
[0118] 应注意到，这些安全系统23、72、73还包括标定测流孔F0,用于调节被抛弃的CNG 的流率。这是因为现行法规禁止不控制量地抛弃CNG，以及为了限制进入管路的流速。
[0119] 恰在截止和控制阀SDV77、78之前，用甲醇注入系统75、76给在CNG交付管路61、 62上的每个模块注入甲醇。这些阀门，与每个模块的CNG供应管路31、32上的对应阀门一 起，用于把各个模块隔离于CNG流。注入甲醇是为了在卸载阶段中避免或尽可能减少水合 物形成。已知甲醇是一种良好的水合物形成热动力抑制剂。
[0120] 从各个模块和隔室出来的CNG交付管路连接于卸载分配管网85。正如装载分配管 网20-样，卸载分配管网85连接于通常包括一个吹除阀门的吹除系统86,以及通过标定测 流孔F0连接于吹除管路系统BD，如图1所示。
[0121] 卸载分配管网85允许CNG被输送到驳船的CNG卸载设施，见图2。
[0122] 所以，CNG是被从FPS0装载到驳船上，以预定的温度和压力储存在驳船上的各压 力容器内。
[0123] 图2是一个过程流程图，图示出在交付点K在卸载操作过程中CNG的流动。从驳船 卸载CNG有三个可能的方式或称途径。这些可能的方式称作：a) "自流交付（spontaneous delivery)"方式；b) "采用CNG过渡阶段（CNG transition phase)的压缩的自流交付"方 式；以及c) "采用压缩的交付"方式。
[0124] 在自流交付阶段中，各压力容器里的标称起始压力是230巴表压。随着CNG从驳 船卸下，压力容器里的压力下降，而且，CNG的交付速率也随之下降。允许自流交付一直持续 进行到各压力容器里的标称压力远低于230巴表压，直至略高于要求的交付压力（例如仅 在110-120巴表压以上）。是否允许CNG自流交付取决于是否考虑自流交付仍能保证CNG 的卸下足够快，即是否比另两个可用的交付方式经济。
[0125] 在第二种方式（采用CNG过渡阶段的压缩的自流交付）中，CNG被允许通过与方 式a)(自流交付）相同的路线自流地交付，但是，因为这时各压力容器里的标称起始压力是 约126巴表压，非常接近于交付点的标称压力（约在110-120巴表压之间），CNG将被以比 交付点K要求的约10°C的温度低好多的温度交付。这是CNG从126巴表压开始膨胀的自然 结果--在这一压力下，CNG已经比其在230巴表压压力下的温度冷了。
[0126] 在第二方式中需要进行CNG的温度补偿。而且，随着CNG仍然是自流地从驳船卸 下，以及随着各压力容器里的CNG压力接近相对于交付点的压力的平衡点，卸下速度也逐 渐降低。这可能导致交付速度慢得不可接受。为了补偿这种现象，需要用压缩机来造成所 谓的"过渡阶段"（即储存在各压力容器里的CNG的压力大致等于或略低于交付点的压力）。 由压缩机施加于CNG的过渡阶段的压力梯度相当低，正好够使储存在各压力容器里的CNG 以等于或略低于交付点的压力的压力快速而经济地交付。
[0127] 在第三方式（采用压缩的CNG交付）中，各压力容器里剩余的CNG的压力大大低 于交付点要求的压力。因此，如果不压缩CNG，就不可能继续交付。所以在第三方式中，要用 压缩机从驳船卸下CNG。CNG的卸下阶段可方便而成功地一直进行到压力容器里的CNG压 力下降到约30巴表压。再要进一步卸下CNG，就不经济了。因为把残余的CNG从低于30巴 表压的压力压缩到约至少110-129巴表压所需要的能量将是极高的。这将违背使驳船的装 载/卸载效率最大化的根本目标。
[0128] 参照图2 (即针对交付点K)，下面依序更详细地描述三个可能的方式或称途径。
[0129] a)自流交付
[0130] 卸载阶段中的CNG自流交付由流段编号2、3、8和9标识。CNG从图2的左上部进 入驳船的卸载段。下面的阻断阀UV101是关闭的，而上面的阻断阀UV102是开着的，这样， CNG被允许进入恰在热水换热器103之前的驳船卸载段，在此前未经历任何热动力学的转 变。
[0131] 在流程/流段编号2处，CNG的压力和温度是230巴表压和15°C。
[0132] 如果现在允许CNG自由膨胀（分层），其温度将下降。这将使CNG的温度处于交付 点K要求的温度之外。
[0133] 热水换热器103可补偿CNG因自由分层而造成的温度下降。假设CNG以230巴表 压和15°C进入换热器，热水换热器103可使CNG的温度升高约15°C。在流程编号3处CNG 的压力和温度因此而分别是230巴表压和30°C。应注意到，流程/流段编号4不是这一交 付方式的一部分--流段4只在要求CNG经历压缩阶段时才包括进来。
[0134] 安全阻断阀UV 104设在流段2上，就在换热器之前。另一个安全阻断阀UV 105 设在流段3上，恰在主分层阀门或称主膨胀阀门FV 110之前。
[0135] 主分层阀门110下游的压力基本上是受交付地点影响的压力（也考虑压降），在这 一情况中，是在110-120巴表压之间。主分层阀门上游的压力基本上是储存在各压力容器 里的CNG的压力。
[0136] 控制器I 115负责调节主分层阀门110的开度。各流量和压力阀门都借助流量控 制单元FC 116和压力控制单元PC 117把信号传输给控制器I，如图2所示。
[0137] 基于流段8(在膨胀阀门的下游）和流段3(在膨胀阀门的上游）之间的实际压力 梯度，控制器I 115控制主膨胀阀门110的打开程度。这样，控制器1115的工作方式可确 保被交付CNG的压力是可接受的，即在所要求的范围内。
[0138] 温度控制单元TC 120a沿着流段8位于控制单元116和117的下游。温度控制单 元TC 120a把CNG分层之后的温度信息反馈给第二控制器I 130,它控制着对热水换热器 103的热水供应。
[0139] 如果被交付CNG太冷，热水换热器103可提供所要求的温升。
[0140] 由于流段8和9是三种交付方式共用的，下面将只说明一遍，而且先来更详细地描 述交付方式b)和c)之后再说。
[0141] b)采用CNG过渡阶段的压缩的自流交付
[0142] 随着CNG在交付点K以所要求的压力和温度自流地交付，各压力容器里的压力下 降。自流交付可持续于储存压力的一个颇大的变化范围，例如在230-130巴表压。应能理 解，纯自流交付的压力变化范围可以按照具体的设计和/或应用要求来确定。
[0143] 随着从驳船的储存设施出来的CNG的压力下降，CNG的温度下降。因此，热水换热 器103给循环的CNG补充热量，以满足交付温度要求。在127. 5巴表压的标称压力下，跨越 热水换热器103的温度梯度是20°C上下。CNG进入热水换热器103时的温度约为-5°C (最 坏的情况）。CNG流出热水换热器103时的温度约为15°C。
[0144] 如果认为从各压力容器到交付点的CNG转移速度太慢而不够有效，可以用压缩机 CP来加速CNG。所以，可改变从热水换热器103出来的CNG的流向，让它流经流段4,再流过 压缩机入口的分液罐（knock out drum) 140,最后进入压缩机CP 150。
[0145] 设置分液罐140只是为了分离出气体中的液相（水和/或其它水合物成分），所以 只有气体进入压缩机CP 150 (如果有任何液体被带入压缩机，那可能损坏压缩机）。
[0146] 分液罐140连接于液体泄放管路系统DR，它是封闭泄放类型的。封闭型泄放系统 不允许被泄放的液体弥散于外部环境，诸如海里。而是把被泄放的液体收集在驳船上，待以 后交给交付点或装载点去处置。
[0147] 液位阀LV 141和液位控制单元LC 142-起控制液体向液体泄放管路系统DR的 泄放操作。液位控制单元LC 142感测分液罐140里累积的液体的液位。
[0148] CNG在流过分液罐140或替代的液体分离器之后，被允许进入压缩机CP150,它可 由燃气涡轮机TB以常规方式驱动。在图2的例子中，燃气涡轮机TB 160的CNG燃料气体 直接取自压力容器（流段7)。
[0149] 另一个压力控制单元PC 151感受CNG在压缩机CP 150出口处的压力。压力控制 单元PC 151把信号传输给另一个控制单元I 152。控制单元I 152也接收来自另一个流量 控制单元FC 153的信号，后者监测从分液罐140到压缩机CP 150的CNG流量。
[0150] 然后，控制器I 152确定是否应该从流段6 (通过另一个流量阀FV 154)抽出补充 的CNG、通过分液罐140、而后再送入压缩机CP 150。换言之，控制单元I 152是编程为能够 产生CNG的到压缩机CP 150的反馈闭环。
[0151] 是否用反馈能力是由控制单元I 152按照压力控制单元PC 151和流量控制单元 FC 153测量的各参数来决定。
[0152] 现在回到流段5,也就是从压缩机CP 150出来的CNG流过的那段管路，包括一个自 动防故障关闭阀门的截止和控制阀系统SDV 155设置在压力控制单元PC 151读取从压缩 机CP 150出来的CNG的压力的那一点的下游。
[0153] 沿着CNG的路径继续向前，来到流段6,其特点是存在一个CNG换热器170a。在 CNG过渡（或称CNG过渡阶段--即CNG处于基本上等于交付压力的压力下）情况中，在这 个换热器170a处很少或没有热交换。这是因为CNG的温度已被热水换热器103升到适当 的程度。应记住，压缩机150是负责更进一步加热CNG。CNG换热器170a也可称为第一级 压缩机的后冷却器。这是因为它的功用是在必要时冷却待卸载的CNG。
[0154] 再一个海水换热器180是沿着流段6设置，在第一级压缩机后冷却器170a之后。 后一个换热器也被称为气体出口冷却器180,用于把CNG恰在交付之前冷却到一个适当温 度。海水SW直接从海里抽取作为冷却液，并在使用后放回于海里。
[0155] 海水冷却器180的工作由温度控制单元TC 190和温度控制阀TV 191控制，如图 2左下部分所示。
[0156] 在海水冷却器180下游的流段6上还设有一个阻断阀UV192。
[0157] 在这一第二交付方式中，"自流的"和"过渡阶段的" CNG(即驳船上储存的CNG的 压力接近或等于交付压力）是以所要求的压力和温度在交付点K交付。
[0158] c)采用压缩的交付
[0159] 上述的交付阶段b)允许以相当接近或等于交付压力的压力将储存的CNG交付给 交付点。已经看到，CNG通过涉及各换热器、冷却器、压缩机的相当复杂的系统来达到所要 求的交付特性。
[0160] 在这一阶段，储存在驳船上的CNG是以大大低于交付压力的压力例如50巴表压交 付。在50巴表压时，压力容器里相对较空。
[0161] 交付阶段c)实质上是对残余的CNG进行一个清扫的阶段。可被方便地从驳船卸下 来的储存的CNG的最低压力是30巴表压上下。要想把压力容器完全弄空是不方便的。残 留在驳船上的CNG还得被驳船一路带回CNG开采和收集点，或在驳船上用作燃料，例如发电 机组的燃料。
[0162] 在这一交付方式中，CNG被允许通常从左上角进入图2的系统图。但是，上面的阻 断阀UV 102现在是关闭的，而下面的阻断阀UV 101是打开的，所以现在是在使用流段1.
[0163] 流段1的特点是存在一个CNG换热器170a。前面已较详细地描述了这个交换器。 这意味着，用压缩产生热量来给低压的（冷的）CNG进行初始加热。鉴于将进入卸载设施的 CNG的压力和温度非常低，这一预加热步骤现在是不可少的。现在需要用压缩机CP 150把 CNG压缩到能够确保预加热器170a正确发挥功能的压力（因而还有温度）。
[0164] 在这一预加热步骤之后，让CNG依序流过流段2、4、5、6,这与上述交付方式b)完全 相同。但是，由压缩机CP 150建立的压力梯度比前一交付方式的大，在那一方式中，CNG的 一部分动能已储存在从储存设施（高压）出来到达这里的CNG中。可是现在，流入的CNG 是处于低得多的压力下。
[0165] 关于CNG流段2、4、5和6的详细描述，见以上的交付方式b)。
[0166] 应注意到，在成功地管理按照方式b)和方式c)的交付之间的交付方式转换中，由 控制器I 152连同工作在流段6和4之间的压力控制单元PC 151、控制单元FC 153和流 量阀FV 154建立的反馈闭环将是有用的。当交付从方式b)转换到方式c)时，在转换后的 初始阶段，CNG可能还没有准备好交付，因为它的压力和温度还不在交付范围内。如果是这 样，可让CNG再进入压缩机CP150,直至测量的CNG交付压力和温度符合要求。
[0167] 随后，按一个或多个上述交付方式同时来的CNG被收集在流段7并基本上处于交 付压力和温度下。沿着流段7设置有一个高度集成的管路保护系统HIPPS 199。HIPPS 199 包括一个自动防故障关闭阀门C的系统。在HIPPS 199的下游还设有一个截止和控制阀门 系统SDV 198。HIPPS 199的功用是保护交付PLEM系统200免于可能的超压。各PLEM系 统可以是相当精密的，它们是被设计成能够精确地测量被交付CNG的物理和化学参数。
[0168] 然后，在"被保护的"流段8的下游，CNG流经流段9离开驳船。流段9是用柔性的 机械连接201实现的。交付PLEM系统可设置在一个浮式结构物上。从交付PLEM系统200， CNG被输送到岸上的设施。
[0169] 在上述各例子中，压缩机CP是一个12MW单位的压缩机组。
[0170] 在装载阶段，如上所述，是把约230巴表压和15°C的CNG装上驳船。
[0171] 在自流交付方式中，举例来说，先由热水换热器103把进入CNG卸载设施的CNG加 热到约30°C。在分层之后，CNG被以例如约128巴表压和13°C交付。
[0172] 在采用CNG过渡阶段的压缩的自流交付方式中，在一个例子中，进入CNG卸载设施 的CNG是在约127巴表压和-5°C下。随后CNG在预加热器103里被预热到约14°C。
[0173] 在交付之前，CNG不经历进一步明显的热力事件。所以，后面的状态是近似于CNG 的交付状态。
[0174] 在采用压缩的交付方式中，在一个例子中，CNG以约31巴表压和_57°C进入CNG卸 载设施。在第一级压缩后冷却器170a里预加热之后，或在那个冷却器中预加热加上在热水 换热器103中进一步加热之后，CNG的温度是约40°C。
[0175] 在压缩之后，CNG的压力约为127巴表压，温度约为162°C。
[0176] 在CNG在第一级压缩机后冷却器处把热量传递给新来的CNG之后，在这一例子中， CNG的温度下降到约36°C。
[0177] 在气体出口冷却器处的再一个冷却级之后，温度下落到约14°C。所以，CNG是被以 约127巴表压和14°C交付。
[0178] 图3表示出一艘驳船上的CNG管理设施的布局的示例。气体压缩单元360安装在 驳船艉部上甲板上。气体压缩单元360通常也被称为"清扫单元（scavenging unit)"。这 是因为它的功用是回收残存在驳船里的CNG，如果没有它，就不可能把那些CNG卸下来。图 3中，可看见，气体压缩单元360包括3列清扫压缩机362,每一列包括一个燃气涡轮机和一 个离心式气体压缩机。峨邻每列清扫压缩机362,还设有它们各自的燃气涡轮机的油冷却器 363。气体计量模块365也是气体压缩单元360的组成部分。
[0179] 如以上结合图2所述，气体计量模块包括一个压力控制单元PC和一个流量控制单 元FC。还设有与压力和流量两个控制单元关联的控制器I，以便能在必要时将CNG像以上 针对图2所说明的那样回供至压缩机。
[0180] 几个气体冷却单元366,包括气体压缩机后冷却器和气体出口冷却器，也设置作为 气体压缩单元360的组成部分，以便能够以被要求的温度交付，这也如以上针对图2所述。
[0181] 为每列清扫压缩机设置一个分液罐，作为气体压缩装置360的组成部分。
[0182] 各压力容器是安放在驳船的货舱里，所以在图3看不见。所有附属或称辅助装置 都是安装在甲板上，朝向驳船艏部。这些辅助装置是：给燃气涡轮机供给燃料的燃料气体单 元420 ;给整个驳船供电的主发电单元470 ;化学品注入单元120a，用于把一种化学品水合 物抑制剂，也就是甲醇，在必要时注入CNG ;惰性气体单元600,用于控制每个密封的、装有 多个压力容器的隔室里的气氛；压缩空气单元460,对扫气式燃气涡轮机的工作是必要的； 烧放、通气和吹除单元230,连接于驳船上的各个吹除管路和系统--该单元也有一个分液 罐；应急发电单元480 ;柴油燃料单元430,用作船艇发动机的燃料；海水单元500,用于给 海水冷却器（天然气出口冷却器）提供海水；封闭式泄放单元550,在交付或装载地点排空 其中累积的液体；热水单元410,用于给热水换热器供应热水；以及气体分离单元300。
[0183] 把这些过程单元都布置在驳船艉部似乎是最合适的，而驳船艏部用作公共设施。
[0184] 图4总括地表示针对交付点K的实施例的相关CNG管理操作，包括往驳船上装CNG 的装载操作，更重要的是，从驳船卸下CNG的卸载操作。
[0185] CNG首先是从FPS0通过装载和卸载系统170 (也称为气体海线系统）装载到CNG 运载驳船上。随后CNG被储存在包括多个储存用压力容器的CNG储存系统里。
[0186] 在自流交付阶段中，CNG从各压力容器输送到气体加热系统300,以便在气体分层 时仍能以被要求的温度交付（图4中的粗实线）。然后CNG被送回装载和卸载系统170 (图 4中），这一次用于卸载的目的，就是从驳船卸到岸上设施。
[0187] 在采用压缩的交付（方式b)和c))过程中，CNG先被从各压力容器输送到包括各 预热器、压缩机和冷却器的气体压缩系统360,如图2所描述。在气体压缩系统360中，CNG 被初步加热（仅对交付方式c))。随后，按照上回路700加热和压缩CNG(见图4中上面的 粗虚线回路）。但是，在CNG被交付之前，CNG被按照下面的路径800 (见图4中下面的粗虚 线路径）输送，以使其温度符合交付点的要求。下面的路径800包括用气体出口冷却器单 元360来冷却CNG。
[0188] 此外，图4表示出上述各主要单元、气体压缩系统360的组成部分、以及诸如吹除 系统230、惰性气体系统600、甲醇注入系统120、封闭式泄放系统550、热水系统410、海水系 统500和燃料气体系统400的各辅助装置之间的关系。
[0189] 图5等效于图2,是针对交付点B。交付点B接受温度较高即20°C上下的CNG。
[0190] 所以，交付方式b)和c)中把CNG冷却到满足交付点要求的温度的最后步骤现在 是多余的，因而，图5中没有气体出口冷却器。
[0191] 图6等效于图3,是针对交付点B。图6的布局与图3的布局的不同仅在于少了作 为图3中的气体压缩单元360的组成部分的气体出口冷却器366。结果，与图3的驳船相 t匕，驳船的尺度稍有不同。
[0192] 图7等效于图4,是针对交付点B。图7的流程框图与图4的流程框图相比，其不 同仅在于没有气体出口冷却装置。
[0193] 尽管图5、6和7只是略微不同于图2、3和4,但它们表明本发明的系统可针对具体 的应用场合进行定制。这种定制一般是为了适应装载地点CNG的压力和温度数值以及适应 交付点对交付的CNG要求的压力和温度数值。
[0194] 以上描述的用于CNG的压力容器，也可以用于装运各种气体，诸如直接来自钻井 的原态气体，包括原态天然气，例如经压缩的原态CNG、或RCNG、* H2、或C02、或经加工的天 然气（甲烷）、或原态或经部分加工的天然气，它们可能带有例如限量达14%摩尔的C0 2、限 量达1，OOOppm的H2S，或H2和C02气体杂质、或其它杂质或腐蚀性物种。但优选的用途是运 输CNG，包括原态CNG、经部分加工的CNG或清洁的CNG--所谓清洁的就是处理到符合终端 用户例如商业、工业或居民使用的一个标准。
[0195] CNG可能包含各种以多变的混合比存在的组成部分，某些组分以其气相存在，而另 一些以液相存在，或以气液混合相存在。这些组成成分典型地包括下列化合物中的一种或 几种：C 2H6、C3H8、C4H1Q、C 5H12、C6H14、C7H 16、C8H18、C9+ 等碳氢化合物、C02 和 H2S，加上可能以液 态存在的甲苯、柴油和辛烷，以及其它杂质/物种。
[0196] 上面已通过纯粹举例的方式描述了本发明。在权利要求书的范围内还可对本发明 做出各种变型。
【权利要求】
1. 一种非机动驳船，包括用于把CNG装载和储存到船上以及用于从船上卸载CNG的系 统，所述系统包括： 用于把CNG装载到所述驳船上的CNG装载设施； 用于把CNG以储存压力和温度储存在所述驳船上的储存设施； 用于把CNG卸载到一个交付点的CNG卸载设施，所述交付点要求被卸载的CNG处于一 般不同于所述储存压力和温度的交付压力和温度， 其中，所述CNG卸载设施包括： 用于在卸载之前加热待卸载的CNG的CNG加热器； 用于在卸载之前允许所述待卸载的CNG从所述储存压力膨胀到所述交付压力的分层 阀门。
2. 如权利要求1所述的系统，其中，所述CNG加热器是热水加热器。
3. 如权利要求2所述的系统，其中，所述CNG加热器是构造成用温度控制阀来控制，所 述系统包括所述温度控制阀。
4. 如权利要求3所述的系统，其中，所述温度控制阀又构造成由温度控制器来控制，而 所述温度控制器是构造成用至少一个温度控制单元详尽地处理提供给它的信息，所述系统 包括所述温度控制器和温度控制单元。
5. 如权利要求1至4之任一项所述的系统，其中，所述分层阀门的开度可被在所述开度 的一个最大值和一个最小值范围内连续地改变。
6. 如权利要求5所述的系统，其中，所述分层阀门是构造成由分层阀门控制器来控制， 所述系统还包括所述分层阀门控制器。
7. 如权利要求6所述的系统，其中，所述分层阀门是构造成用一个分层压力控制单元 详尽地处理提供给它的信息，所述系统包括所述分层压力控制单元。
8. 如权利要求6或7所述的系统，其中，所述分层阀门是构造成用一个分层流量控制单 元详尽地处理提供给它的信息，所述系统包括分层流量控制单元。
9. 如前面各权利要求之任一项所述的系统，所述CNG卸载设施还包括用于在卸载之前 压缩所述被卸载CNG的压缩机单元。
10. 如权利要求9所述的系统，其中，所述压缩机单元是位于所述CNG加热器的下游。
11. 如权利要求9或10所述的系统，其中，所述压缩机单元由电力或燃气涡轮机装置来 驱动。
12. 如权利要求11所述的系统，其中，所述燃气涡轮机装置是由一个燃料供应单元供 给燃料，以及其中，所述燃料供应单元是构造成接收CNG作为燃料，所述CNG燃料是储存在 驳船上的CNG的一部分，所述系统包括所述燃料供应单元。
13. 如权利要求9到12之任一项所述的系统，其中，所述CNG卸载设施还包括用于从 CNG分离出液体的分离器单元，所述分离器单元位于所述CNG加热器的下游并且在所述压 缩机装置的上游。
14. 如权利要求13所述的系统，其中，所述分离器单元是一个分液罐。
15. 如权利要求13或14所述的系统，其中，所述分离器单元是连接于可感测所述分离 器单元内的液位的液位传感器，所述系统包括所述液位传感器。
16. 如权利要求15所述的系统，其中，所述液位传感器可操作地连接于液体泄放阀门， 而所述液体泄放阀门是构造成能把来自所述分离器的液体泄放到一个泄放系统。
17. 如权利要求9至16之任一项所述的系统，其中，所述CNG卸载设施还包括压缩机单 元后冷却器，所述压缩机单元后冷却器位于所述压缩机单元的下游，并且构造成用于把热 量从被压缩的CNG传递到正从CNG储存设施向CNG卸载设施输送的CNG。
18. 如权利要求17所述的系统，其中，所述CNG卸载设施还包括气体出口冷却器，所述 气体出口冷却器是位于所述压缩机单元后冷却器的下游。
19. 如权利要求13至18之任一项所述的系统，其中，所述卸载设施还包括位于所述压 缩机单元下游的压缩机压力控制单元、位于所述分离器单元下游并在所述压缩机单元上游 的分离器流量控制单元、以及位于所述压缩机压力控制单元下游的反馈流量阀门，其中，所 述分离器流量控制单元和所述压缩机压力控制单元都构造成把信息提供给也是包括在所 述系统里的压缩机控制器，所述压缩机控制器是编程为用于操作所述反馈流量阀门，以便 把被卸载CNG在其被CNG卸载设施卸载之前重新注入所述压缩机单元。
20. 如前面各权利要求之任一项所述的系统，出于安全的考虑，所述系统还包括吹除装 置，用于允许把CNG从所述系统逐出。
21. 如前面各权利要求之任一项所述的系统，其中，所述压缩机单元是设计成能够提供 约为90巴表压或超过90巴表压的最大压力梯度。
【文档编号】F17C5/06GK104094040SQ201180076326
【公开日】2014年10月8日 申请日期:2011年12月5日 优先权日:2011年12月5日
【发明者】F·内蒂斯, D·霍金斯, C·勒纳, G·尼索, V·N·托马瑟利, G·维格纳 申请人:蓝波股份有限公司