再气化装置

摘要

本发明提供了将LNG再气化的方法和系统。将液化天然气(LNG)再气化的方法包括从动力装置将热量提供至LNG再气化过程。如果热量不足，则额外的热量可从以加温塔构型运行的冷却塔提供至LNG再气化过程。

权利要求

1.将液化天然气(LNG)再气化的方法，包括：从动力装置将热量提供至LNG再气化过程；并且在配置为以加温塔构型和冷却塔构型二者运行的所述动力装置的冷却塔中：当所述热量不足时，从以所述加温塔构型运行的所述冷却塔将额外的热量提供至所述LNG再气化过程；和当所述热量充足时，从以所述冷却塔构型运行的所述冷却塔将冷却提供至所述动力装置的冷却水。

2.权利要求1所述的方法，进一步包括当所述动力装置运行时冷却在所述冷却塔中的水。

3.权利要求1所述的方法，进一步包括使用所述冷却塔将传热流体加温。

4.权利要求1所述的方法，进一步包括通过将热量传递至所述LNG再气化过程冷却燃气涡轮的进气。

5.权利要求1所述的方法，进一步包括通过将能量传递至所述LNG再气化过程，而将来自蒸汽涡轮的蒸汽在换热器中冷凝。

6.权利要求1所述的方法，进一步包括将能量从所述动力装置经过传热流体传递至所述LNG再气化过程。

7.权利要求6所述的方法，进一步包括将至少一部分所述传热流体凭借燃气涡轮的入口气流加热。

8.权利要求6所述的方法，进一步包括将至少一部分所述传热流体凭借所述动力装置中的冷凝蒸汽加热。

9.将低温流体汽化的方法，包括

将所述低温流体凭借传热流体汽化；

从动力装置将热能提供至所述传热流体；并且，如果来自所述动力装置的热量不足以将所述低温流体汽化，则从以加温模式运行的所述动力装置的冷却塔将热能提供至所述传热流体。

10.权利要求9所述的方法，进一步包括将至少一部分所述传热流体凭借燃气涡轮的入口气流加热。

11.权利要求9所述的方法，进一步包括将至少一部分所述传热流体凭借动力装置中的冷凝流体加热。

12.将液化天然气再气化的系统，包括：低温换热器，其配置为将LNG流再气化；

动力装置；

冷却塔，其配置为以冷却模式和加温模式二者运行；以及传热流体，其中所述传热流体配置为：

从所述动力装置提供热量至所述低温换热器；并且如果热量不足，则从所述冷却塔提供至少一部分热量至所述低温换热器。

13.权利要求12所述的系统，进一步包括中间换热器，其配置为将所述热量从所述冷却塔传递至所述传热流体。

14.权利要求13所述的系统，其中中间换热器是板框式、管壳式、套管式或盘套式、或者它们的任意组合。

15.权利要求12所述的系统，其中所述动力装置包括联合循环动力装置，其包括燃气涡轮发电机和热量回收蒸汽发生器。

16.权利要求15所述的系统，进一步包括在配置为将所述热量传递至所述传热流体的燃气涡轮发电机上的入口空气冷却器。

17.权利要求12所述的系统，包括蒸汽冷凝器，和配置为将热能从所述蒸汽冷凝器传递至所述传热流体的换热器。

18.权利要求12所述的系统，其中所述动力装置包括蒸汽发生器、蒸汽涡轮发电机、蒸汽冷凝器和再循环泵。

19.权利要求12所述的系统，其中所述动力装置包括地热动力装置。

20.权利要求19所述的系统，其中所述地热动力装置包括双循环动力装置。

21.权利要求12所述的系统，其中所述传热流体是单相流体。

22.权利要求12所述的系统，其中所述传热流体是水或水/乙二醇混合物。

23.权利要求12所述的系统，其中所述传热流体是相变流体。

24.权利要求12所述的系统，其中所述传热流体是丙烷、氟里昂、相变冷冻剂或它们的任意组合。

25.权利要求12所述的系统，其中所述冷却塔是蒸发型冷却塔或翅片-风扇冷却塔。

26.权利要求12所述的系统，其中所述低温换热器是浸没燃烧汽化器(SCV)。

27.权利要求26所述的系统，其中所述SCV以燃烧模式使用以提供额外的热量。

28.权利要求12所述的系统，其中所述低温换热器是管壳式汽化器。

说明书

再气化装置

[0001] 相关申请的交叉引用

[0002] 本申请要求2011年1月28日提交的题目为“REGASIFICATIONPLANT（再气化装置）”的美国临时专利申请61/437,392以及2011年12月7日提交的题目为“REGASIFICATION PLANT（再气化装置）”的美国临时专利申请61/567,818的优先权，这两篇临时专利申请整体包含在本文中。

技术领域

[0003] 本技术的示例性实施方式涉及液化天然气终端(转运站，terminal)，该终端具有提供管道天然气、到电网的电力、或二者的灵活能力。

背景技术

[0004] 大量天然气(即，主要是甲烷)位于世界的偏远地区。如果能够经济地将这种气体运送到市场上，这种气体具有显著的价值。如果天然气储地的位置合理靠近市场且两地之间的地形允许的话，天然气通常被生产并且随后通过水下的和/或陆基的管道输送到市场。然而，当在生产天然气的位置铺设管线不可行或在经济上行不通时，就必须利用其他技术将天然气输送到市场。

[0005] 通常使用的非管道输送气体的技术涉及在或接近生产位置处液化气体并且随后将液化天然气在运输工具(vessel)上的专门设计的储存罐中输送到市场。将天然气冷却并冷凝成液态以生产液化天然气(“LNG”)。通常在基本大气压下并且在大约-162℃(-260℉)的温度下输送LNG，从而显著地增加能够存储在运输工具上的特定储存罐中气体的量。一旦LNG运输工具达到其目的地，LNG通常被卸载到其它储存罐中，随后可根据需要将来自所述其它储存罐的LNG再汽化并且作为气体通过管道等输送至最终用户。天然气用于各种目的，其中之一是发电。LNG已经是越来越普遍的将天然气供应给主要能耗国家的运输方法。

[0006] 在再气化过程期间，天然气温度根据销售规格(sales specification)从大约-162℃变化到至多大约15℃。再气化所需的热量通常通过在燃料燃烧式汽化器比如浸没燃烧汽化器(SCV)或具有火焰加热器的管壳式汽化器(STV)中燃烧一些产品天然气而供应。这些燃料燃烧式汽化器消耗大约1.5-2.0%的产品天然气作为燃料。燃料消耗不仅通过消耗一些产品本身而造成大的操作费用，而且产生大量的以CO2和NOx形式的环境排放物。使用其它热源比如海水和环境空气可减少终端排放物，但这些具有其自身的限制。例如，由于需要非常大量的海水以及低温排放，所以海水的使用需要大的资本投资并且可能不利地影响海洋生命。在很多地方，从管理机构获得使用海水的许可的过程可能是非常费力的。环境空气热量的使用可能仅在炎热气候中是可行的选择；甚至该地的益处通过温度和湿度的每日和季节性变化而大幅度降低。

[0007] 上面讨论的一般性方法利用各种热源以捕获LNG中所含的冷能(cold)，其可用于减少排放物，提高LNG接收终端的工艺效率和经济性。因此，研究工作已集中于找到不仅仅减少燃料消耗因此降低与LNG再气化过程相关的操作费用和排放物的方法，例如，通过利用LNG冷能。

[0008] 现有技术中已经提出了数个方法以解决减少排放物的问题，并且使用LNG冷能以突出一些优势。一个这种方法包括将LNG再气化与发电结合。一种有效率的发电方法是联合循环动力装置(CCGT)。CCGT装置包括燃气涡轮(燃气轮机)发电机(GTG)，其可进一步包括压缩机、燃烧室、燃气涡轮(GT)等。热量回收单元(HRU)可随后用于从燃气涡轮回收废热。HRU的实例是热量回收蒸汽发生器(HRSG)。HRSG使用来自GT的废热用于蒸汽生成，并且随后经过蒸汽涡轮发电机(STG)和蒸汽冷凝器发送蒸汽。蒸汽冷凝器可使用来自LNG再气化的冷却用于冷凝。此外，CCGT可包括用于对蒸汽冷凝器提供冷却剂的冷却塔。

[0009] 本领域中已经公开了使用LNG冷能以将基于燃气涡轮的动力装置中的入口空气或从联合循环动力装置离开蒸汽涡轮的冷凝蒸汽冷却。例如，Mak的美国专利号7,574,856公开了与LNG再气化结合的发电。来自LNG的冷能在联合动力装置中被使用以增加动力输出。在构型中，第一阶段LNG冷能对打开或关闭的动力循环提供冷却。一部分LNG在第一阶段中汽化。在第二阶段中，来自LNG的冷能提供传热介质的冷却，所述传热介质用于对到达蒸汽动力涡轮的冷却水以及动力装置中燃烧轮机的进气口冷却器提供制冷。

[0010] Briesch等的美国专利号7,299,619公开了使用LNG汽化以增加动力循环中的效率。通过LNG汽化提供用于燃气涡轮的入口空气冷却。所述循环利用交流换热法(regeneration)预热燃烧室空气。所述过程为燃气涡轮循环提供超过60%的潜在效率。该系统和方法允许利用环境空气汽化LNG，产生的过冷空气更容易被压缩。在可选的实施方式中，LNG的汽化可用作底循环(bottoming cycle)的一部分以增加燃气涡轮系统的效率。

[0011] Keller的美国专利申请公开号2003/0005698公开了用于LNG再气化的方法和系统。将LNG汽化的系统利用LNG的剩余冷却能力以将动力产生循环的工作流体冷凝。LNG还可用于直接接触式传热系统中的冷却液体以冷却空气。冷空气被用于将空气供应到与联合循环动力装置协同操作的燃烧气体轮机。

[0012] Wen等的美国专利号6,367,258公开了在联合循环动力装置中将LNG汽化。通过利用包含液化天然气(“LNG”)或液化石油气(LPG)的寒冷液体的汽化可提高联合循环发电装置的效率。通过将温热传热流体循环以便将热量传递至LNG/LPG汽化器，辅助汽化。传热流体通过LNG/LPG寒冷液体汽化冷却并且通过来自燃气涡轮的热量加温。传热流体吸收来自燃气涡轮进气口以及来自在联合循环动力装置中循环的二次传热流体的热量。

[0013] 如果在LNG再气化位置可安装足够大的动力装置，则有消除与LNG再气化相关的燃料消耗的可能性。该方案还通过冷却涡轮入口空气并且对蒸汽涡轮冷凝器提供更冷的冷却介质而提高动力装置的效率和动力输出。LNG冷能还可在用于GTG的压缩机的中间冷却器中使用。

[0014] 减少来自LNG终端的排放物的另一个方法是使用环境空气热量进行LNG再气化。由于环境空气热量的使用减少燃料消耗，所以终端经济性可显著提高。有多种类型的环境空气汽化器，包括，例如直连型(自然和强制通风二者)、翅片-风扇(类似于空气冷却器)和加温塔(warming tower)(还被称作“逆向冷却塔”或“加热塔”)。现有技术中已经描述了使用加温塔用于LNG再气化。

[0015] 例如，Eyermann的美国专利号6,644,041公开了利用水塔汽化液化天然气。水流的温度可在水塔内升高。加温的水可传送经过第一换热器，并且循环流体也可传送经过第一换热器，以便将热量从加温的水传递至循环流体中。LNG可被传送到第二换热器中，并且来自第一换热器的加热的循环流体可传送经过第二换热器，以便将热量从循环流体传递至LNG气体。从第二换热器排出汽化的天然气。

[0016] 此外，Mockry等的美国专利号7,137,623公开了隔离出口空气和入口空气的加热塔。加热塔可用于通过将气流经过入口抽入加热塔中并且将气流传送通过填充介质而将流体加热。流体传送通过填充介质，连同将气流经过出口从加热塔排出。所述方法进一步包括将入口气流与出口气流隔离。

[0017] 在上面讨论的技术中，与LNG再气化过程结合的动力装置可降低排放物并且利用LNG冷能，而使用加温塔用于LNG再气化仅解决了排放物问题。然而，动力装置的规模(size)将非常大以充分利用来自LNG的冷能。例如，2BCFD(十亿立方英尺/天)的天然气销售量可能需要动力装置为大约500MW以利用冷能。这种装置规模将代表非常大的资本支出。此外，对于由所述装置生产的电力将需要大的市场。

[0018] 如果对于天然气没有足够的需求，动力装置和加温塔的选择变得不那么吸引人，这可能季节性地发生。对于天然气较少的需求意味着从LNG可得更少的冷能。更少可得的冷能降低了已安装设备的运行效率。使用加温塔可进一步受到流行环境条件比如温度和湿度的限制。因此，上述两种技术都仅提供部分的解决方案，而在利用LNG冷能上没有任何灵活性。

[0019] 相关信息可在美国专利号5,295,350；5,457,951；6,324,867；6,367,258；6,374,591；7,299,619；以及7,644,573中找到。进一步的信息还可在美国专利申请公 开 号 2003/0005698、2008/0307789、2008/0034727、2008/0047280、2008/0178611、
2008/0190106、2008/0250795、2008/0276617和2008/0307789中找到。进一步的信息还可在Rosetta,M.J.和Himmelberger,在2006年3月5-8在得克萨斯州Grapevine召开的美国天然气加工者(Gas Processors of America) (GPA2006)的第85界年会上 提 出 的“Integrating Ambient Air Vaporization Technology with Waste Heat Recovery–A Fresh Approach to LNG Vaporization”,；Cho,J.H.;Ebbern,D.,Kotzot,H.和 Durr,C.,“Marrying LNG and Power Generation,”Energy Markets;Oct/Nov
2005;10,8;ABI/INFORM Trade & Industry,p.28；Rajeev Nanda和John Rizopoulos,在
2007年3月11-14在得克萨斯州的圣安东尼奥召开的美国天然气加工者(GPA 2007)的第86界年会上提出的“Utilizing Air Based Technologies as Heat Source for LNG Vaporization”中找到。

发明内容

[0020] 示例性实施方式提供了将液化天然气(LNG)再气化的方法。所述方法包括从动力装置将热量提供至LNG再气化过程。如果热量不足，则额外的热量可从以加温塔构型运行的冷却塔提供至LNG再气化过程。

[0021] 所述方法可包括当动力装置运行时冷却在冷却塔中的水。冷却塔可用于将传热流体加温。通过将热量传递至LNG再气化过程可冷却燃气涡轮的进气。通过将能量传递至LNG再气化过程，可将来自蒸汽涡轮的蒸汽在换热器中冷凝。

[0022] 来自动力装置的能量可经过传热流体传递至LNG再气化过程。至少一部分传热流体可凭借(against)燃气涡轮的入口气流加热。至少一部分传热流体可凭借动力装置中的冷凝蒸汽加热。

[0023] 另一个实施方式提供了将低温流体汽化的方法。所述方法包括将低温流体凭借传热流体汽化并且从动力装置将热能提供至传热流体。如果来自动力装置的热量不足以将低温流体汽化，则从以加温模式运行的动力装置的冷却塔将热能提供至传热流体。

[0024] 至少一部分传热流体可凭借燃气涡轮的入口气流加热。至少一部分传热流体可凭借动力装置中的冷凝流体加热。

[0025] 另一个实施方式提供了将液化天然气再气化的系统。所述系统包括配置为将LNG流再气化的低温换热器、动力装置、配置为以冷却或加温模式运行的冷却塔、以及传热流体。传热流体配置为从动力装置提供热量至低温换热器，并且如果热量不足时，从冷却塔提供至少一部分热量至低温换热器。

[0026] 所述系统可包括中间换热器，其配置为将热量从冷却塔传递至传热流体。中间换热器可以是板框式(plate-frame type)、管壳式、套管式或盘套式(plate and shell type)、或者它们的任意组合。

[0027] 动力装置可以是联合循环动力装置，其包括燃气涡轮发电机和热量回收蒸汽发生器。所述系统可包括在配置为将热量传递至传热流体的燃气涡轮发电机上的入口空气冷却器。所述系统可包括蒸汽冷凝器和配置为将热能从蒸汽冷凝器传递至传热流体的换热器。动力装置可包括蒸汽发生器、蒸汽涡轮发电机、蒸汽冷凝器和再循环泵。动力装置可以是地热动力装置。地热动力装置可包括双循环动力装置(binary cycle power plant)。

[0028] 传热流体可以是单相流体，比如水或水/乙二醇混合物。传热流体可以是相变流体，比如丙烷、氟里昂、相变冷冻剂或它们的任意组合。

[0029] 附图简述

[0030] 通过参考下面的详述和附图更好地理解本技术的优势，其中：

[0031] 图1是联合LNG终端/动力装置的框图，其图解使用来自动力装置的热量将LNG再气化；

[0032] 图2是描述使用来自动力装置的热量将LNG汽化的一个系统的框图；

[0033] 图3是可用于上面讨论的系统的LNG再气化方法的工艺流程图；

[0034] 图4是具有LNG再气化过程和联合循环动力装置的联合装置的工艺流程图；

[0035] 图5是具有LNG再气化过程和联合循环动力装置的联合装置的工艺流程图，其不使用单独的中间传热流体；

[0036] 图5A是具有LNG再气化过程和联合循环动力装置的联合装置的工艺流程图，其在LNG再气化侧上使用中间传热流体；和

[0037] 图6是具有与蒸汽动力装置结合的LNG再气化装置的联合装置的工艺流程图。

[0038] 详述

[0039] 在下面的详述部分中，描述了本技术的特定实施方式。但是，就以下描述对于本技术的具体实施方式或具体应用而言，其仅意为是示例性目的并且简单地提供示例性实施方式的描述。因此，所述技术不限于下面描述的特定实施方式，而是，包括落入所附权利要求书的真实精神和范围内的所有可选方案、变型和等价物。

[0040] 在开始，为了参考的方便，阐述了用于本申请的某些术语以及其用于此背景中的含义。就未在下面定义的本文所用的术语而言，应该给予其在相关领域的人员已经给出的该术语的最广泛的定义，如在至少一个出版物或发行的专利中反映的。此外，没有通过使用下面显示的术语限制本技术，如所有等价物、同义词、新进展、以及用于相同或相似目的的术语或技术被认为在本权利要求的范围内。

[0041] “双循环动力装置”是一种类型的动力装置，其允许比蒸汽动力装置使用更冷的地热储层。在双循环地热动力装置中，泵用于从地热井泵送热水经过换热器，并且冷却的水返回到地下储集层。具有低沸点的二次循环流体，比如丁烷、异丁烷、戊烷、醇或酮被泵送经过换热器，在那里所述二次循环流体凭借来自地热储层的热水被汽化，并且随后被引导通过涡轮。离开涡轮的蒸汽随后凭借冷凝流体比如传热流体或冷水冷凝，并且循环返回经过换热器。随着地热储层和冷凝流体之间的温差增加，双循环动力装置的效率可提高。

[0042] “联合循环动力装置”包括燃气涡轮、蒸汽涡轮、发生器(发电机，generator)和热量回收蒸汽发生器(HRSG)，并且使用蒸汽涡轮和燃气涡轮二者产生动力。燃气涡轮以开式布雷顿循环运行，而蒸汽涡轮以兰金循环运行。典型地，联合循环动力装置利用来自燃气涡轮排气的热量使热量回收蒸汽发生器(HRSG)中的水沸腾以产生蒸汽。可利用产生的蒸汽对蒸汽涡轮提供动力。在对蒸汽涡轮提供动力之后，所述蒸汽可被冷凝并且产生的水返回HRSG。可利用燃气涡轮和蒸汽涡轮以分别地对独立的发生器提供动力，或者在可选方案中，蒸汽涡轮可与燃气涡轮组合以通过公用的驱动轴共同地驱动单个发生器。这些联合循环气体/蒸汽动力装置一般比仅气体或蒸汽的装置具有更高的能量转换效率。联合循环装置的效率可高达50%至60%。更高的联合循环效率产生自燃气涡轮与蒸汽涡轮组合的协同利用。

[0043] 如本文所用的，“低温流体”包括在环境压强条件下具有低于大约-130℃的沸点的任何流体。这些流体可包括液化天然气(LNG)、液体氮、液体氧、液体氢、液体氦、液体二氧化碳等。

[0044] 术语“气体”与“蒸汽”可交换地使用，并且指处于区别于液态或固态的气态的物质或物质混合物。同样地，术语“液体”指处于区别于气态或固态的液态的物质或物质混合物。

[0045] “烃”是主要包括元素氢和碳的有机化合物，尽管可存在少量的氮、硫、氧、金属或任何数量的其它元素。如本文所用的，烃一般是指从由被称作储层的含烃地下岩层收获的有机材料。例如，天然气是烃。

[0046] “液化天然气”或“LNG”是低温液体形式的天然气，一般已知天然气包括高百分比的甲烷，但是也包括其他元素和/或化合物，其包括但不限于乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳、氮气、氦气、硫化氢或它们的组合。可加工天然气以去除一个或更多成分(例如，氦气)或杂质(例如，水和/或重烃)，并且随后通过冷却在几乎大气压下将其冷凝成液体。

[0047] 术语“天然气”是指从原油井(伴生气)或从地下气层(非伴生气)获得的多组分气体。天然气的组成和压强可显著地改变。典型的天然气流含有作为主要组分的甲烷(C1)。原天然气也可含有乙烷(C2)、较高分子量的烃、酸性气体(比如二氧化碳、硫化氢、硫化羰、二硫化碳和硫醇)和少量的污染物比如水、氮气、硫化铁、蜡状物和原油。如本文所用的，天然气包括由液化天然气的再气化而来的气体，其已被纯化以去除污染物，比如水、酸性气体以及大多数较高分子量的烃。

[0048] “压强”是气体在容积壁上的每单位面积施加的力。压强可表示为磅每平方英寸(psi)。“大气压”是指当地的空气压强。“绝对压强”(psia)是指大气压(标准状态时14.7psia)与表压(psig)之和。“表压”(psig)是指通过压强计测量的压强，其仅指示超过当地大气压的压强(例如，0psig的表压相当于14.7psia的绝对压强)。术语“蒸汽压”具有通常的热力学含义。对于在给定压强的封闭系统中的纯组分，组分蒸汽压基本上等于系统中的总压强。

[0049] 如本文所用的，“兰金动力装置”包括蒸汽发生器、蒸汽涡轮、蒸汽冷凝器和再循环泵。蒸汽发生器通常是燃气锅炉，其使水沸腾以产生蒸汽。然而，在实施方式中，蒸汽发生器可以是地热能源，比如地下地层中的热岩层。蒸汽用于在蒸汽涡轮发电机中发电，并且减压的蒸汽随后在蒸汽冷凝器中冷凝。产生的水再循环到蒸汽发生器以完成循环。

[0050] 当关于材料的数量或量或其具体特性使用时，“基本上”指的是足以提供材料或特性意欲提供作用的量。在某些情况下，可允许的偏差的精确度可取决于具体背景。

[0051] 概述

[0052] 本文描述的实施方式提供了液体天然气(LNG)再气化技术和系统，其减少与燃料燃烧汽化器相关的排放物并且提高利用LNG冷能的灵活性。在实施方式中，利用从燃气涡轮入口空气冷却或中间冷却可得的热量和来自联合循环动力装置的蒸汽冷凝器的热量，将LNG再气化。在一些实施方式中，中间传热流体(HTF)可将热量从动力装置或水塔传递至LNG汽化器。

[0053] 图1是联合LNG终端/动力装置100的框图，其图解使用来自动力装置的热量将LNG再气化。在LNG终端/动力装置100中，来自载货船的LNG102可被卸载到LNG存储系统104，其可包括低温罐或船只本身。来自存储器的LNG106可从LNG存储系统104传递经过再气化过程108，其中来自动力装置112的热量110可用于辅助再气化。产生的天然气114可提供至市场。此外，天然气的部分116可被转移至动力装置112以用作燃料。在本文描述的构型中，动力装置可能不需要为了利用所有可得的废热对于全部终端容量设定规模。关于图2更详细地讨论热量的传递。

[0054] 图2是描述使用来自动力装置的热量将LNG汽化的一个系统200的框图。将清楚其它系统布置可用于实施方式中，如下面讨论的。同样的数字与关于图1描述的一样。如关于图1描述的，来自存储器的LNG106可传送经过再气化过程108，比如在低温换热器202中汽化。低温换热器202可包括管壳式换热器，或者任意数量的其它类型的换热器，其中液体LNG204凭借传热流体206的能量汽化。产生的冷却的中间流体208可在中间换热器210中凭借来自于冷却塔214——例如以加温塔构型运行——的温水212进行加热。

[0055] 在冷却塔214中，来自中间换热器210的冷水216可凭借环境空气或凭借来自动力装置的热能或者凭借二者进行加温。冷却塔214可以是落水式(falling water)或蒸发型冷却塔、翅片-风扇冷却塔或者可操作以凭借环境气流将流体加温的任何其它类型的冷却塔。可重新设计冷却塔214，使得其可以以冷却和加温模式运行。冷却的中间流体208还可在动力装置中的换热器218内进行加热。这些换热器218可包括到燃气涡轮的入口空气、用于燃气涡轮的中间冷却器、用于CO2封隔过程(sequestration process)的废气分离单元、蒸汽冷凝器、或者在动力装置中的任何其它热源的换热器。在当动力装置不提供充足热能期间，所述动力装置的冷却塔214可提供用于将LNG204再气化的过量热量。这可减少与动力装置相关的初始资本花费。上面讨论的系统为将热量提供至LNG气化过程提供灵活的能力，例如，利用关于图3讨论的方法。

[0056] 图3是可用于上面讨论的系统的LNG再气化方法300的工艺流程图。方法300开始于方框302，例如，在低温换热器218(图2)中，用中间流体加热LNG。如果动力装置对中间流体提供足够的热能，如在方框304测定的，则所有中间流体可在动力装置中加热，如方框306所示。在该情况中，可能不需要运行冷却塔来提供蒸汽冷凝器的冷却功率(cooling duty)。然而，如果动力装置是脱机的或者以降低的能力(capability)运行，则提供的热量可能是不足的。在那些运行条件下，在方框308处，部分或者甚至所有的中间流体可在用于加温服务的冷却塔中进行加热。如关于图4-6讨论的，在实施方式中可利用任意数量的装置构型。

[0057] 如本文所用的，由将满足天然气(NG)的市场或管道需求的足够LNG汽化所需的热量，决定“足够的热能”。例如，如果动力装置是完全运行的并且不需要NG，则动力装置的所有冷却可通过冷却塔进行。随着NG需求增加，将更多的热能提供至再气化过程，直至动力装置的所有冷却由再气化过程提供。在这一点上，如果需求进一步的NG供应，则来自动力装置的热能将不足以将供应NG需求所需的LNG汽化，将需要来自其它源的补充热量。因此，冷却塔可以加温塔构型运行以提供补充的热量。类似地，如果动力装置脱机，或者以降低比率(rate)运行，则来自以加温塔构型运行的冷却塔的补充热能可用于对再气化过程提供足够的热量。

[0058] 联合循环动力装置/LNG终端

[0059] 图4是具有LNG再气化过程和联合循环动力装置的联合装置400的工艺流程图。在联合装置400中，LNG402传送经过泵404，泵404使LNG上升到最终气体的销售压。LNG402随后凭借低温换热器408中的传热流体(HTF)406的温热流再气化。温热HTF具有高于冷LNG、高于40℉、高于50℉和高于60℉的温度。来自再气化过程的天然气410可提供至市场，并且一部分可用于对动力装置供应燃料。用作LNG汽化器的低温换热器408可以是管壳式、套管式或者任意数量的其它类型的换热器。

[0060] 在传送经过低温换热器408之后，冷HTF412可在动力装置中加热。例如，冷HTF412的部分414可在入口空气冷却器416中加热，其中用于燃气涡轮发电机(GTG)418的入口气流被冷却。将入口空气冷却增加入口空气的密度，并且因此增加GTG418的动力输出。

[0061] HTF412可在动力装置中除了或代替入口空气冷却器416之外的一些其它的换热器内加热。例如，HTF412的另一部分420可循环经过换热器422以将水流424冷却。冷却的水426可随后发送经过蒸汽冷凝器428。来自蒸汽冷凝器428的冷凝水430可被发送经过泵432用于返回到热量回收蒸汽发生器(HRSG)434。在HRSG434中，水流430通过从GTG418的废气传递的热量转化为蒸汽436，并且蒸汽436用于驱动蒸汽涡轮发电机(STG)438。来自STG438的低压蒸汽随后返回到蒸汽冷凝器428以重新开始循环。

[0062] 来自蒸汽冷凝器428的热水流440可发送至冷却塔442以去除过量热量。冷却塔可以是蒸发性空气传递换热器，其中水从大气传递热量或者将热量传递至大气。如果使用翅片-风扇型冷却塔，则传热流体还可用于从大气传递热量或者将热量传递至大气。冷却的水444被发送至泵446并且返回到冷却循环。例如，如果冷HTF412流经换热器442的部分420足以将来自STG438的所有或部分蒸汽冷凝，则旁路448允许在蒸汽冷凝器428周围的循环环路中的水绕过冷却塔442。当来自LNG402的冷能是不可得的或处于对于去除所有热能为不足流量时，冷却塔442也允许动力装置运行。

[0063] 在其它情况中，来自LNG402的冷能可大于可用于入口空气冷却、中间冷却和蒸汽冷凝的动力装置。在该情况中，冷却塔442可以以逆向或加温塔构型运行以提供将LNG402汽化所需的一些或所有能量，如图4中虚线所示的。在加温模式中，一些或甚至所有HTF412可转向至流450，其可发送经过中间换热器452。中间换热器452可以是板框式、管壳式、套管式或盘套式、或者它们的任意组合。在中间换热器452中，冷流450可凭借来自冷却塔442的温水流454加温。来自中间换热器452的冷却水456可随后返回到冷却塔442以通过来自大气的环境热量加温。HTF412的加温的流458与来自入口冷却器416和蒸汽冷凝器428的温热HTF406一起返回循环环路以循环回到低温换热器408。在加温塔构型中，冷却塔442还通过随着环境空气被冷水冷却将湿气冷凝出环境空气而生产淡水。当动力装置不运行或者停机用于维护时，冷却塔442还可以以加温塔构型使用，确保再气化终端的连续运行。

[0064] HTF412可以是单相流体，包括例如，水和水/乙二醇混合物等。各种相变流体，比如氨、丙烷、氟里昂或其它冷冻剂也可用作HTF412。如果使用单相传热流体，则温热HTF406可具有例如大约32℉或更低至大约70℉或甚至更高的温度。冷HTF412可具有例如大约32℉或更低至大约45℉或甚至更高的温度。由于大部分能量可由相变本身携带，所以对于相变流体而言，温度范围可能更低，例如如果使用丙烷，为-40℉或更高。

[0065] 根据在低温换热器与动力装置之间循环的传热流体的选择，可能需要或可能不需要中间换热器452。例如，如果将水用作传热流体，则其可与冷却塔环路中的水组合。因此，如关于图5讨论的，冷却与加温循环可以是单个集成的环路。

[0066] 图5是具有LNG再气化过程和联合循环动力装置的联合装置500的工艺流程图，其不使用单独的中间传热流体。同样编号的项目与关于图4描述的一样。在联合装置500中，水可用于携带热流经过装置的加工单元。例如，从各种换热器比如换热器416和422以及冷却塔442返回的温水流502可用于提供热能以将低温换热器408中的LNG402再气化。产生的冷水流504可用于对所述装置的其它部件提供冷却。

[0067] 在一些实施方式中，低温换热器408可以是浸没燃烧汽化器(SCV)。在浸没燃烧汽化器中，燃料和氧化剂比如天然气和空气可被进料至充水容器中的浸没式燃烧器喷嘴。来自燃烧器的火焰加热水，其将热量传递至，例如，LNG流经的浸没式管。只要来自其它源比如动力装置或冷却塔(以加温塔模式运行)的热量充足，则SCV可以以非燃烧模式运行。如果将SCV用作低温换热器408，则如果来自其它源的热量不充足，可使用燃烧器。

[0068] 例如，来自低温换热器408的冷水流504的第一部分506可被发送至入口冷却器416以为GTG418提供入口冷却。第二部分508可被发送经过换热器422以为蒸汽冷凝器
428提供冷却，辅助来自STG438的蒸汽流的冷凝。例如，如果来自动力装置的热能不足以将LNG402再气化，则将第三部分510可直接发送至冷却塔442用于通过环境空气加温。来自冷却塔442的温水流512可与来自蒸汽冷凝器428上的换热器422的返回流514，以及来自GTG418上的入口冷却器416的返回流516组合。产生的温水流502可随后返回低温换热器408以闭合环路。将意识到这不是唯一可用的构型。任意数量的热源可通过来自低温换热器408的冷水流412冷却。此外，本技术不限于如上所述的使用GTG418和HRSG434的联合循环动力装置，而是还可与基于其它发电循环的动力装置一起使用，比如基于兰金循环的蒸汽动力装置，如关于图6讨论的。

[0069] 图5A与图5类似，除了添加换热器518之外，其中中间传热流体例如乙二醇、水、它们的组合等被用于通过与另一传热流体比如水交换热量而将LNG再气化。优选地，水在包括用于GTG入口冷却的蒸汽冷凝器和冷却塔的系统的剩余部分中使用。用“a”指定的流程管路，即，502a、508a、510a、512a、514a和516a与图5的流程管线对应。然而，“a”表示相比图5潜在不同的流量、温度和组成。由于添加换热器518造成的流量和温度的差别、质量和能量平衡容易由本领域技术人员确定。新管线520和522分别是来自换热器518的输出和输入。

[0070] 图6是具有与蒸汽动力装置结合的LNG再气化装置的联合装置600的工艺流程图。同样编号的单元与关于图4描述的一样。如图6中所示，兰金循环动力装置一般包括蒸汽发生器602、蒸汽涡轮604、蒸汽冷凝器606和循环泵608。来自蒸汽冷凝器606的热能可在冷却塔442中移除，或者通过与来自低温换热器408的冷HTF412的部分420交换能量而被移除。如果来自HTF412流经换热器422的部分420的冷却足够，则冷却环路可绕过冷却塔442，代替为流经旁路448。

[0071] 然而，将LNG402再气化所需的热能可大于来自蒸汽冷凝器606或动力装置中其它源的热能。如果来自动力装置的热能不足以将所有LNG402再气化，则HTF412的部分454可发送经过中间换热器452以通过来自冷却塔442的温水流454加温。此外，如果动力装置不运行，则所有热能可从冷却塔442提供。

[0072] 联合装置600还可包括用于发电系统的任意数量的其它热能源。例如，发电可通过从地热能源比如热岩层中收获热量而进行。该构型可大致表现为如图6中的联合装置600中所示的。然而，在该情况中，蒸汽发生器602可以是地热热源，比如地下中的热岩层。
通过将水泵入热岩层中的裂缝中并且收获从热岩层产生的蒸汽可获取热岩层中的热量。

[0073] 然而，地热能源可能不具有足够升高的温度来有效地对兰金循环提供能量——例如通过沸水。在该情况中，具有低沸点的二次循环流体比如异丁烷、乙醇或其它相变流体可用于双循环动力装置中。在双循环动力装置中，蒸汽发生器602将替换为地热换热器，其可用于凭借来自地热能源的温热水流闪蒸二次循环流体。在换热器比如换热器606中冷凝之前，二次循环蒸汽将循环经过涡轮发电机。在冷凝之后，二次循环流体将随后返回地热换热器以闭合环路。通过HTF412循环经过换热器422的部分420可移除来自冷凝二次循环流体的能量。HTF412和地热能源之间可能存在的大的温差可增加双循环发电的效率并且还可允许以成本有效的方式使用边际地热能源。

[0074] 联合装置的任意数量的其它构型可用于利用废热以将LNG402再气化。例如，除了对冷凝器提供冷却之外，LNG再气化过程可对用于将CO2从废气或烟气中分离的封隔过程提供冷却。此外，冷却塔442不必须基于逆流的水流，而可以是翅片-风扇型换热器。翅片-风扇换热器可用于将来自循环流体的能量与环境空气交换，例如，冷却热水流440或将来自中间换热器452的冷却的水456加温。该构型在水资源有限比如沙漠气候的区域中是有用的。

[0075] 联合装置的该构型可提供最优化利用来自LNG402的冷能的能力，同时减少与LNG再气化相关的环境排放物。例如，如果在具有20亿立方英尺/天(BCFD)的天然气410生产能力的再气化终端安装250兆瓦(MW)的动力装置，则所述动力装置可利用来自LNG402的冷能，其为仅1BCFD的天然气410的等价物。到目前为止，动力装置的冷却塔442可能不用于从动力装置移除热能。

[0076] 当天然气410的销售量超过1BCFD时，则动力装置的冷却塔442可作为加温塔运行以满足销售需求。类似地，如果对于电力的需求降低，则动力装置和冷却塔442都可运行以满足对于天然气410的销售需求。当动力装置不运行时，为了协助满足对于天然气的需求，冷却塔442可以是特别大的，使得当其以加温塔模式运行时，可再气化足够的LNG410。可注意生活周期经济分析可建议动力装置和加温塔规模的其它组合，因此本文讨论的值仅是实例，并且不是限制性的。

[0077] 总之，本文描述的实施方式提供了优于燃料燃烧汽化器的益处，包括，例如，有效使用安装的设备比如冷却塔。此外，提供的技术增加了使用LNG402中所含冷能的灵活性，并且降低了用于汽化LNG410的燃料的量，并且因此增加了来自终端的天然气410的销售和收入。燃料燃烧汽化器的消除或减少还可降低相关的资本费用和运行费用，并且提供与终端中的汽化器的燃料消耗相关的排放物比如CO2和NOx的减少。使用来自LNG402的冷能还提供动力装置效率和动力输出的增加。另外，冷凝可产生大量的淡水，其可用作对热量回收蒸汽发生器434的给水。

[0078] 虽然本技术可容易进行各种改进和替换形式，但上面讨论的示例性实施方式仅作为实例显示。然而，应该再次理解，本技术并非意欲限于本文公开的具体实施方式。实际上，本技术包括落于所附权利要求书的真实精神和范围内的所有可选方案、改型和等价物。