LNG接收站的储存和气化工程输出系统及方法

摘要

本发明公开了一种LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其包括以下设备：若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口；安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外，并汇集至LNG高压总管；气化器；BOG压缩机；天然气中、低压输送管，连接于BOG压缩机出口并通往天然气中、低管网。本发明解决了高压泵入口压力难控制、高压泵容易汽蚀的问题,解决了再冷凝器液位、压力难控制，BOG压缩机跳车等问题，达到简化流程控制、减少投资、节能降耗、操作简单的目的。

说明书

技术领域

本发明涉及LNG的输送和BOG处理工艺。

背景技术

LNG接收站也称液化天然气接收站，是指接收、储存液化天然气然后往外输送天 然气的装置集成。在LNG接收站项目中，一般包括码头工程、气化工程（储存和气化）、 长输管道工程三部分。其中，气化工程所涉及的工艺控制和工艺设备技术难度高，对整 个项目有着关键的影响。

如图1所示，目前LNG接收站一般采用的气化工艺是再冷凝气化输出工艺，其工艺流 程一般为：LNG储罐1内的LNG经低压泵2加压后分成两股，一股进入再冷凝器4顶部，与来 自LNG储罐1并经加压处理的BOG于再冷凝器4内直接接触混合，将进入再冷凝器4的BOG全 部冷凝为液体；另一股与从再冷凝器4出来的冷凝液体混合后进入高压泵5，经高压泵加 压后输送至气化器6，气化后进入长输管道。

此流程中的再冷凝器主要有两个功能：其一是提供足够的BOG与LNG接触空间，利 用LNG冷能将BOG再液化，节省气体加压的能耗；另一个功能是作为LNG高压泵的吸入 端缓冲容器，保证高压泵入口压力的稳定、避免汽蚀现象的发生。

在上述现有技术中，需要在气化工程设置再冷凝器，高压泵放置在LNG储罐外。这种 做法会带来以下缺点：

1、再冷凝器作为高压泵吸入端缓冲容器，关键是要控制再冷凝器的液位和压力稳定， 再冷凝涉及压力控制、液位控制、流量控制，工艺控制复杂，投资高，再冷凝器液位和 压力易波动，操作不稳定。

2、不同时段和季节，天然气负荷的变化量相当大，天然气外输负荷波动会引起再冷 凝器液位不稳。液位低时，再冷凝器中BOG冷却不足，再冷凝器液相温度升高，BOG会在 高压泵的吸入端析出，造成高压泵汽蚀。再冷凝器液位高时，来自天然气外输管网的补 气阀打开，补入的天然气消耗了部分进入再冷凝器的LNG，因而无法被液化的BOG使再冷 凝器压力上升，从而使部分BOG回流至压缩机入口，除了造成BOG压缩机做虚功耗能外， 甚至BOG可能帶液进压缩机，导致BOG压缩机跳车，使LNG储罐压力升高。

3、高压泵回流至再冷凝器中，该部分LNG在高压泵和再冷凝器间循环，不仅造成高 压泵能耗损失，还导致再冷凝器温度升高，BOG冷却不足，容易引起高压泵汽蚀。

4、再冷凝器需要提供足够的BOG与LNG接触空间,且要保证稳定的液位，因此 再冷凝器体积大，内部件多，设备投资高。

发明内容

本发明的目的在于解决现有技术的局限性以及存在的缺点，本发明是提供一种取消 再冷凝器，采用LNG罐内高压泵直接输出的工艺方法。

为了达到上述发明目的，本发明采用了以下技术方案：LNG接收站的储存和气化工 程输出系统，包括以下设备：

若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储 罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口；

安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外， 并汇集至LNG高压总管；

气化器，所述气化器通过管路连接于所述LNG高压总管；

BOG压缩机，所述BOG压缩机通过BOG输送管与所述BOG管接口连接；

天然气中、低压输送管，所述天然气中、低压输送管连接于BOG压缩机出口并通往 天然气中、低管网。

进一步地，多条BOG输送管汇集至BOG输送总管，BOG输送总管通过管路连接于BOG 压缩机。

所述BOG压缩机设有若干台，通过管路并联联接。

所述高压泵为立式潜液泵。

一种LNG接收站的储存和气化工程输出方法，其包括以下步骤：

采用LNG储罐对LNG进行储存；

LNG储罐内设置高压泵井，高压泵安装在LNG储罐内的高压泵井中，高压泵将LNG 储罐内的LNG液体增压泵送至气化器；

LNG储罐中挥出来的BOG通过BOG输送管输送至BOG压缩机，压缩后被送往天然气 中、低压管网。

本发明改进了LNG接收站的装置，取消再冷凝器，将高压泵放入LNG储罐内的高压泵 井中，储罐内LNG直接经过罐内高压泵加压后进入气化器,LNG储罐挥发出来的BOG直接压 缩后输送至天然气中、低压城市管网。本发明解决了高压泵入口压力难控制、高压泵容 易汽蚀的问题。取消再冷凝器，BOG处理工艺采用直接压缩输出工艺，储罐内BOG经过BOG 压缩机压缩至外输管网，解决了再冷凝器液位、压力难控制，BOG帶液进压缩机导致BOG 压缩机跳车等问题，达到简化流程控制、减少投资、节能降耗、操作简单的目的。本发 明比传统工艺的设备及材料投入减少41%；占地面积减少62.4%；工艺动设备消耗降低 16.4%，所得到的燃气热值比传统输出方法更高。综上所述，本发明技术工艺设备少、工 程投资少、占地面积少、能耗低，工艺流程控制简单，运行操作更为简便。

附图说明

图1是现有技术的设备流程图。

图2是本发明的设备流程图。

其中，LNG储罐1   低压泵2   BOG压缩机3   再冷凝器4   高压泵5   罐内高压泵5’ 气化器6   LNG高压总管7   BOG输送总管8   天然气低压城市管网9

具体实施方式

如图2所示，在LNG接收站项目中，设置若干个LNG储罐1（如本例中为2个）， LNG储罐1内设置有高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外。将罐内高压泵5’设置于LNG 储罐1的高泵泵井中，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外。LNG储罐的罐体 上设置有BOG管接口。本发明中的高压泵是指放置在LNG储罐内的泵井中，出口设计压 力≥2.0MPag的LNG立式潜液泵。

LNG储罐1内的LNG经过罐内高压泵5’加压，由LNG高压管输送至LNG储罐外，然后汇集 至LNG高压总管7，进入气化器6。从LNG储罐挥发出来的BOG气体经BOG输送管输送并汇集 至BOG输送总管8。设置多台BOG压缩机3，并使其并联连接，从BOG压缩机3出来的经压缩 的BOG压缩气体被送往天然气中、低压城市管网9。

高压泵井上设有止回阀，LNG储罐内的LNG可单向流入高压泵井内，高压泵井内LNG 不可流回LNG储罐中。

本发明适合LNG接收站领域，以某常规规模为300x10⁴t/a的LNG接收站为例，把传统 再冷凝气化输出工艺与本发明的技术进行比较，比较结果见表1。

其中，LNG接收站条件：常规规模为300x10⁴t/a，气化输出流量为700t/h，天然气长 输管线压力4.0Mpag，天然气低压城市管网压力0.3Mpag，2台16万方全包容混凝土LNG 储罐，两种工艺对LNG储罐无影响，因此LNG储罐不参与比较。

表1

由上表可看出，仅设备及材料费用（不包括安装费），本发明比传统工艺技术少41%； 占地面积，本发明比传统工艺技术少62.4%；工艺动力设备消耗，本发明比传统工艺技术 少16.4%。