一种高可靠性双燃料船舶LNG供气系统的制作方法

本实用新型涉及船舶制造领域，更具体地说，是一种高可靠性双燃料船舶LNG供气系统。

背景技术：

近年来，全球对船舶有害气体排放的控制日趋严格，国际海事组织(IMO)最新的明确限制措施为：从2020年1月1日起，全球船舶硫排放必须低于0.5％的限值。船舶使用天然气燃料可以满足硫排放和其它排放限值的要求，因此成为一种趋势。但LNG燃料短期内不可能完全替代原有的燃料油燃烧模式，因此在今后很长一段时间内，国际主流商用船舶将越来越多的考虑使用双燃料发动机。

目前船舶上应用的LNG供气技术，主要适用于中小型船舶，储罐体积较小、发动机为原有燃油模式发动机改造而来或为单纯燃气模式的发动机，可靠性和稳定性一般，不能满足国际主流双燃料发动机稳定可靠供气的要求。主要原因为：目前的技术一般只有单一的供气管路，用来实现LNG供气的流程。LNG供气流程中的低温增压泵、核心低温换热器、关键低温阀门等通常只有单一配置。这些使用频率最高的核心设备出现任何问题，都会导致整个系统停车，系统功能完全丧失，船舶无法使用燃气燃料，影响船舶正常运行。目前的技术不具备供气同时完成检修维护的能力，即使出现微小可修复故障，由于系统管路和设备的单一性，除非系统停车，否则只能坐视问题存在甚至继续扩大，从而演变成影响系统正常运行的大问题。所以，现有的LNG供气系统的系统可靠性和稳定性存在明显问题。

技术实现要素：

由于现有技术存着在上述技术问题，本申请人公开了一种高可靠性双燃料船舶LNG供气系统，其目的在于克服供气系统中由于单一配置，从而在部分设备出现问题时导致整个系统无法工作的问题。

为了实现上述目的，本申请人采用了下述技术手段：

一种高可靠性双燃料船舶LNG供气系统包括：两组独立的第一LNG供气管线和第二LNG供气管线通过管路连通后互为冗余备份；一控制模块，其连接所述第一LNG供气管线和第二LNG供气管线中的各设备及阀门，并控制所述两组LNG供气管线进行供气管线的切换，或所述供气管线内核心设备的切换。

较佳的是，高可靠性双燃料船舶LNG供气系统包括第一供气管线，其具体包括第一LNG储罐、第一增压泵、第一气化器、第一加热器、第一水乙二醇换热模块以及第一稳压罐；所述第一LNG储罐与所述第一增压泵之间通过第一管路以及第一阀门相连，所述第一增压泵与所述第一气化器之间通过第二管路以及第二阀门相连，所述第一气化器通过管路连接所述第一加热器后再通过第三管路以及第三阀门连接所述第一稳压罐，所述第一水乙二醇换热模块与所述第一气化器和所述第一加热器之间通过管路连接成环路；所述高可靠性双燃料船舶LNG供气系统还包括第二供气管线，其具体包括第二LNG储罐、第二增压泵、第二气化器、第二加热器、第二水乙二醇换热模块以及第二稳压罐；所述第二LNG储罐与所述第二增压泵之间通过第四管路以及第四阀门相连，所述第二增压泵与所述第二气化器之间通过第五管路以及第五阀门相连，所述第二气化器通过管路连接所述第二加热器后再通过第六管路以及第六阀门连接所述第二稳压罐，所述第二水乙二醇换热模块与所述第一气化器和所述第一加热器之间通过管路连接成环路。

较佳的是，所述第一LNG储罐的出口与第一阀门之间连接第七管路的一端，所述第二LNG储罐的出口与第四阀门之间连接所述第七管路的另一端，所述第七管路上设有第七阀门；所述第一增压泵的出口至第二阀门之间的第二管路上连接第八管路的一端；所述第二增压泵的出口至第五阀门之间的第五管路上连接第八管路的另一端，所述第八管路上设有第八阀门；当所述第一增压泵或第二增压泵发生异常时，通过所述控制模块控制阀门的关闭和开启来切换管线，利用完好的第二增压泵或第一增压泵来替换；当所述第一LNG储罐或第二LNG储罐发生异常时，通过所述控制模块控制阀门的关闭和开启来切换管线，利用完好的第二LNG储罐或第一LNG储罐来替换；当所述第一气化器、第一加热器或第二气化器、第二加热器发生异常时，通过所述控制模块控制阀门的关闭和开启来切换管线，通过完好的第二气化器、第二加热器或第一气化器、第一加热器来替换。

较佳的是，所述第一LNG储罐上设有一第一入口，所述第二LNG储罐上设有第一入口，两个所述第一入口之间通过第九管路连通，所述第九管路上分别设有一第九阀门和一第十阀门；所述第一LNG储罐上的第一入口通过第十管路以及第十一阀门连接第一加热器；所述第二LNG储罐上的第一入口通过第十一管路以及第十二阀门连接第二加热器；当所述第一LNG储罐和/或第二LNG储罐内产生过多的BOG时，通过控制模块控制阀门的关闭和开启来切换管线，将第一LNG储罐和/或第二LNG储罐内的多余BOG通过第一加热器或第二加热器供应给用户来保持第一LNG储罐和/或第二LNG储罐内的压力在正常的范围内。

较佳的是，还包括一BOG再液化处理模块，所述BOG再液化处理模块的入口通过管路以及阀门连接于所述第九阀门和第十阀门之间的所述第九管路上；所述BOG再液化处理模块的出口通过两路管路分别连接所述第一LNG储罐和第二LNG储罐，所述两路管路上分别设有一阀门。

较佳的是，所述第一LNG储罐通过一第十二管路连接于所述第一增压泵的出口与所述第二阀门之间的第二管路上，所述第十二管路上设有第十三阀门；所述第二LNG储罐通过一第十三管路连接于所述第二增压泵的出口与所述第五阀门之间的第五管路上，所述第十三管路上设有第十四阀门；当所述第一LNG储罐或第二LNG储罐出现异常时，通过控制模块控制阀门的关闭和开启来切换管线，实现第一LNG储罐或第二LNG储罐之间的切换或LNG的紧急转移。

较佳的是，所述第一稳压罐和所述第二稳压罐为同一稳压罐；所述第一水乙二醇换热模块与所述第二水乙二醇换热模块为同一水乙二醇换热模块。

由于使用了上述技术手段，本申请解决了在LNG供气系统工作时，由于部分设备出现故障而导致的整套系统失去供气能力的问题，解决LNG供气系统只有单一供气管路和核心设备可靠性瓶颈的问题；给LNG供气系统提供一种容错能力和在线维护可能性，在个别设备出现微小问题时，可通过切换，在整个系统不停机的情况下给予检修维护，从而可以更好应对问题，避免扩大化。总之，通过本实用新型将大大提高整个LNG供气系统的可靠性和稳定性。

附图说明

图1为本实用新型的一实施例结构示意图。

图2为本申请的实施例第一供气管线结构示意图。

图3为本申请的实施例第二供气管线结构示意图。

图4为本申请中增压泵的切换示意图。

图5为本实施例中换热设备切换的示意图。

图6为本实施例中天然液化气储罐中BOG供气切换的示意图。

图7为本申请实施例中天然液化气储罐的切换结构示意图。

图8为本申请实施例中天然液化气储罐的紧急转移结构示意图。

图9为本实施例中BOG再液化处理模块的局部连接示意图。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本实用新型的技术方案作进一步具体的说明。

参见图1所示，为本实用新型实施例的结构示意图。本实施例中的高可靠性双燃料船舶LNG供气系统包括：两组独立的第一LNG供气管线和第二LNG供气管线以及控制模块。

第一LNG供气管线和第二LNG供气管线通过管路连通后互为冗余备份；控制模块连接第一LNG供气管线和第二LNG供气管线中的各设备及阀门，并采集各设备和阀门的工作数据；根据采集的数据判定各设备和阀门的工作状态并发出相应控制指令；当其中任一LNG供气管线异常时，控制模块发送控制指令控制另一LNG供气管线进行供气管线的切换，或当其中任一LNG供气管线核心设备异常时，控制模块发送控制指令进行核心设备的切换。

控制模块采集各阀门工作数据、判定以及控制等技术均为现有技术，并非本申请的重点，因此在此不做多余赘述。控制模块700实际同时是采集本申请中供气系统的各工作模块(包括BOG再液化处理模块、LNG储罐、增压泵、气化器、加热器、水乙二醇换热模块及稳压罐等)的工作数据的，这个部分在图1中并未表示出，但并非不存在。同样的，控制模块700采集各工作模块工作数据、判定以及控制等技术均为现有技术，在此不做多余赘述。

如图1所示，本实施例的具体构成包括了：BOG再液化处理模块、两个LNG储罐、两个增压泵、两个气化器、两个加热器、一个水乙二醇换热模块及一个稳压罐。具体连接结构如下所述：

第一LNG供气管线包括：第一LNG储罐201、第一增压泵301、第一气化器401、第一加热器403、水乙二醇换热模块500以及稳压罐600，稳压罐600直接给下游用户供气。所述第一LNG储罐201与所述第一增压泵301之间通过第一管路G1以及第一阀门V1相连，所述第一增压泵301与所述第一气化器401之间通过第二管路G2以及第二阀门V2相连，所述第一气化器401通过管路连接所述第一加热器403后再通过第三管路G3以及第三阀门V3连接所述稳压罐600，所述水乙二醇换热模块500与所述第一气化器401和所述第一加热器403之间通过管路连接成环路；

第二LNG供气管线包括：第二LNG储罐202、第二增压泵302、第二气化器402、第二加热器404、水乙二醇换热模块500以及稳压罐600。所述第二LNG储罐202与所述第二增压泵302之间通过第四管路G4以及第四阀门V4相连，所述第二增压泵302与所述第二气化器402之间通过第五管路G5以及第五阀门V5相连，所述第二气化器402通过管路连接所述第二加热器404后再通过第六管路G6以及第六阀门V6连接所述稳压罐600，所述水乙二醇换热模块500与所述第一气化器402和所述第一加热器404之间通过管路连接成环路；

所述第一LNG储罐201的出口与第一阀门V1之间连接第七管路G7的一端，所述第二LNG储罐202的出口与第四阀门V4之间连接所述第七管路G7的另一端，所述第七管路G7上设有第七阀门V7；所述第一增压泵301的出口至第二阀门V2之间的第二管路G2上连接第八管路G8的一端；所述第二增压泵302的出口至第五阀门V5之间的第五管路G5上连接第八管路G8的另一端，所述第八管路G8上设有第八阀门V8；

所述第一LNG储罐201上设有一第一入口，所述第二LNG储罐202上设有第一入口，两个所述第一入口之间通过第九管路G9连通，所述第九管路G9上分别设有一第九阀门V9和一第十阀门V10。所述第一LNG储罐201上的第一入口通过第十管路G10以及第十一阀门V11连接第一加热器403；所述第二LNG储罐202上的第一入口通过第十一管路G11以及第十二阀门V12连接第二加热器404；

所述第一LNG储罐201通过一第十二管路G12连接于所述第一增压泵301的出口与所述第二阀门V2之间的第二管路G2上，所述第十二管路G12上设有第十三阀门V13；

所述第二LNG储罐202通过一第十三管路G13连接于所述第二增压泵302的出口与所述第五阀门V5之间的第五管路G5上，所述第十三管路G13上设有第十四阀门V14；

还包括一BOG再液化处理模块100，所述BOG再液化处理模块100的入口通过管路以及第十五阀门V15连接于所述第九阀门V9和第十阀门V10之间的所述第九管路G9上；所述BOG再液化处理模块100的出口通过两路管路分别连接所述第一LNG储罐201和第二LNG储罐202，所述两路管路上分别设有一阀门V16和V17。

参见图1所示，在该实施例中为两套供气管路配置了一套中间介质水乙二醇换热模块500以及一套稳压罐600，主要原因是水乙二醇换热模块为常温设备，其设备制造难度和要求都不高，出现问题和故障的可能性较低。同样稳压罐600也是因为出现问题和故障的几率较低，所以只配置一套。

本实用新型配置两个LNG储罐，这样不仅有效的增加了LNG存储量，还便于甲板的平衡布置。同时系统中对于使用频率最高的核心设备(增压泵、换热器、阀门)等都冗余配置了两套。同时本实用新型还建立了合理的管路拓扑结构，通过有效的管路连接，事实上形成了两条LNG供气管路互为独立，同时还能互为备份、冗余的系统结构。

这种冗余的系统结构，不单是两条供气管路之间的互为备份，同时还形成了两个LNG储罐、两个LNG增压泵、两套低温换热器之间设备级的互为备份。任何单一设备的故障，都不足以造成对系统实际供气能力的损失。同时系统再辅以其它一些设计(再液化装置、稳压罐),来尽可能的提高供气系统的可靠性和稳定性，使本实用新型的LNG供气系统真正成为满足国际主流中大型双燃料船舶发动机的高要求，具有高可靠性、稳定性能力的供气系统。

下面结合图示详细描述各切换模式的使用。

(一)系统供气管路的切换

请参见图1和图2所示，图2为本申请的实施例第一供气管线结构示意图。

第一供气管线正常工作时，阀门V1、V2、V3打开，其余阀门关闭。LNG从第一LNG储罐201中被第一增压泵301增压至所需压力，并抽取至第一气化器401以及第一换热器403中，LNG在经过第一气化器401以及第一换热器403后达到所需供气温度，进入稳压罐600。

请参见图1和图3所示，图3为本申请的实施例第二供气管线结构示意图。

第二供气管线正常工作时，阀门V4、V5、V6打开，其余阀门关闭。LNG从第二LNG储罐202中被第二增压泵302增压至所需压力，并抽取至第二气化器402以及第二换热器404中，LNG在经过第二气化器402以及第二换热器404后达到所需供气温度，进入稳压罐600。

两条供气管线互为冗余备用。当第一供气管线出现问题时，可以在控制模块700的控制下使用第二供气管线进行替换。

(二)系统核心设备的切换

在本申请第一供气管线或第二供气管线正常运行时，第七阀门V7、第八阀门V8关闭。

(1)参见图1和图4所示。图4为本申请中增压泵的切换示意图。

如果第一供气管线正常供气，第二供气管线处于备份情况下时，仅第一阀门V1、第二阀门V2以及第三阀门V3打开，若第一增压泵301出现异常时，控制模块监测到压力和设备信息的异常，发出指令关闭第一阀门、开启第七阀门V7、第八阀门V8以及第四阀门V4，第五阀门V5保持关闭状态，第二增压泵302连入实际供气管线代替第一增压泵301，此时整个供气系统仍然可以继续保持正常工作，被断开的第一增压泵301不再对系统造成影响，可以及时检修。反之，也可用第一增压泵301完成对第二增压泵302的替换。

(2)参见图1和图5所示，图5为本实施例中换热设备切换的示意图。

如果第一供气管线正常供气，第二供气管线处于备份情况下时。若第一气化器401和第一加热器403出现问题或故障时，控制模块监测到压力、温度和设备信息的异常，发出指令关闭第二阀门V2、第三阀门V3，打开第八阀门V8、第五阀门V5和第六阀门V6，则第二气化器402和第二加热器404连入实际供气管线，代替第一气化器401和第一加热器403，此时系统仍然可以继续保持正常工作，被断开的第一气化器401和第一加热器403不再对系统造成影响，可以及时检修。反之，也可用第一气化器401和第一加热器403完成对第二气化器402和第二加热器404的替换。

(3)参见图1和图6所示，图6为本实施例中LNG储罐中BOG供气切换的示意图。

当第一LNG储罐201中LNG存储时间较长，生成较多BOG时，可以通过开启第十一阀门V11，将BOG通第十管路G10经过第一加热器403供应给用户，也可通过开启第九阀门V9、第十阀门V10，将BOG通过第九管路G9经过第二加热器404供应给用户。

同样的，当第二LNG储罐202中LNG存储时间较长，生成较多BOG时，可以通过开启第十二阀门V12，将BOG通过第十一管路G11经第二加热器404供应给用户，也可通过开启第十阀门V10、第九阀门V9，将BOG通过第九管路G9经过第一加热器403供应给用户。控制模块700可根据实际运行的供气管路做出选择。通过把BOG提供给用户进行燃烧，可有效降低储罐中的压力，使压力始终在正常允许范围内，提高系统可靠性。

(三)LNG储罐切换和LNG紧急转移

(1)参见图1和图7所示。图7为本申请实施例中LNG储罐的切换结构示意图。

第一LNG储罐201可以通过第七管路继而向第二供气管线处供气，方法是关闭第一阀门V1，开启第七阀门V7、第四阀门V4；同样，第二LNG储罐202可以通过第七管路继而向第一供气管线处供气，方法是关闭第四阀门V4，开启第七阀门V7、第一阀门V1。

即使LNG储罐出现故障，也可以经过一系列紧急转移处理，及时将问题LNG储罐清空隔离，利用另一LNG储罐继续储存转移的LNG，实现继续供气的功能，避免由LNG储罐出现问题而可能造成的影响。

(2)参见图1和图8所示。图8为本申请实施例中LNG储罐的紧急转移结构示意图。

当一个LNG储罐出现故障或压力可能超过允许值时，需要把其中的LNG紧急转移到另一个LNG储罐时，可通过开启或关闭相关阀门，形成第一LNG储罐201、第二LNG储罐202之间LNG转移的回路，具体操作如下：当需要把LNG从第一LNG储罐201转移到第二LNG储罐202中时，第一阀门V1保持关闭，第七阀门V7、第四阀门V4、第十四阀门V14开启，通过第二增压泵302,把LNG转移到第二LNG储罐202中。当需要把LNG从第二LNG储罐202转移到第一LNG储罐201中时，参见图1所示，第四阀门V4保持关闭，第七阀门V7、第一阀门V1、第十三阀门V13开启，通过第一增压泵301,把LNG转移到第一LNG储罐201。

通过控制相应的阀门形成新的供气管线或者是完成LNG的紧急转移，极大的提高了系统的可靠性和安全性。

再请参见图1和图9所示，图9为本实施例中BOG再液化处理模块的局部连接示意图。

为提高供气系统的可靠性，本实用新型还配置了BOG再液化处理模块100，可将BOG再液化回收至LNG储罐中重新储存。当第一LNG储罐201中BOG较多时，也可通过开启第九阀门V9、第十五阀门V15，使BOG进入BOG再液化处理模块100；当第二LNG储罐202中BOG较多时，也可通过开启第十阀门V10、第十五阀门V15，使BOG进入BOG再液化处理模块100；BOG再液化处理模块100也可同时处理第一LNG储罐201、第二LNG储罐202中的BOG，保证LNG储罐中的压力始终在正常允许范围内。再液化后的LNG通过阀门V16返回第一LNG储罐201中，或通过阀门V17返回第二LNG储罐202中，可灵活选择。BOG再液化处理模块100的设计可从根本上保证系统长期储存LNG的可靠性。

稳压罐600与LNG供气系统的用户(901、902。。。。。90n)相连，由于稳压罐的稳定作用，燃气以一个比较稳定的状态供应至用户。当双燃料船舶发动机等大型用户在启动运行阶段时，由于供气管路内流量的变化，管路压力也发生明显的变化；另外，当发动机等用户的工况发生变化时，耗气量随之改变，也会造成管路压力波动。基于这些情况，为更好的提高系统的稳定性，本实用新型中设置了稳压罐600。

以上所述的实施方式仅用于说明本实用新型而不用于限制本实用新型的范围。本领域技术人员对本实用新型所做的均等变化与修饰，皆应属于本实用新型所附的权利要求书的涵盖范围。