一种基于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统及方法

摘要

本发明涉及一种基于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统，包括：存储装置；外输装置，设置在存储装置的液相空间内；缓冲罐，其第一入口与低压泵连接；高压泵，其入口与缓冲罐的出口连接，出口通过LNG高压输送管线、LNG气化器和计量撬与下游天然气管网相连接；BOG增压装置，其入口与存储装置的气相空间连通；BOG冷凝装置，其高温介质管入口与BOG增压装置的出口连接，高温介质管出口分成三路，第一路与存储装置的液相空间相连通，第二路与缓冲罐的第二入口相连接，第三路与槽车相连接，低温介质管入口和出口分别与LNG高压输送管线相并联。本发明简化了BOG处理系统的流程，并利用的LNG冷量，从而降低接收站生产的总体能耗负荷。

说明书

技术领域

本发明涉及一种LNG接收站，特别是关于一种基于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统及方法。

背景技术

近年来，我国天然气利用需求进入新阶段，清洁能源和新能源逐渐成为我国能源结构调整中的“革命性”能源供给发展方向，液化天然气(LNG)成为我国天然气能源供给的重要组成。LNG接收站作为主要气源，接收LNG运输船运输的LNG，并对其进行存储、加压外输气化，并通过下游天然气管网输送到下游各类用户。

LNG接气站的主要功能包含储罐的存储、BOG处理系统、再气化设施和供气主干网的建设等环节。但在LNG接收站日常接收、存储、输送、气化的生产过程中，由于各类生产设施自身做功、与外界进行热交换以及大气压变化等不可避免的因素，从而导LNG温度升高，使液态LNG蒸发产生BOG(Boil offGas)闪蒸气。随着BOG的不断产生积聚，LNG存储设施的压力会随之不断升高，若BOG处理出现问题，则会导致LNG低温储罐产生超压的危险，若泄放到大气或进行火炬燃烧则会造成环境污染或天然气巨大的浪费。

目前，LNG接收站对BOG的通常方法为BOG再冷凝器处理工艺，即将LNG储罐产生的BOG通过BOG总管收集起来，并平衡整个BOG处理系统的压力，后输送至压缩机，经压缩机加压后，进入到再冷凝器与LNG储罐内泵出的LNG进行混合，此时BOG被低温LNG再液化为LNG，之后LNG进入高压泵再次进行加压，经气化器换热气化为天然气(NG)后输送至下游管网用户。但BOG再冷凝器吸收技术需对进入各设施进入再冷凝器的BOG、混合的LNG的压力、流量，再冷器的压力、液位进行精细控制，整体控制系统庞杂，给接收站的自动化运行带来了一定的困难。此外。其高压LNG直接与热介质进行换热气化，LNG所蕴含的冷能都无法利用，造成大量冷能的浪费。

此外，还有一种BOG直接压缩输送技术，BOG直接经低压压缩机、高压压缩机，连续加压到外输管网系统所需的压力，直接进入下游管网进行输送。然而，BOG直接压缩外输技术的工艺系统设计复杂、能耗较高，设备投资较高。

发明内容

针对上述问题，本发明的其中一个目的是提供一种基于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统；本发明的另一个目的是提供一种基于该系统的蒸发气回收方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种基于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统，包括：LNG存储装置；LNG外输装置，包括：LNG低压泵，设置在所述LNG存储装置的液相空间内；LNG缓冲罐，所述LNG缓冲罐的第一入口通过LNG低压输送管线与所述LNG低压泵相连接；LNG高压泵，所述LNG高压泵的入口与所述LNG缓冲罐的出口相连接，所述LNG高压泵的出口通过LNG高压输送管线、LNG气化器和计量撬与下游天然气管网相连接；BOG增压装置，所述BOG增压装置的入口通过BOG总管与所述LNG存储装置的气相空间相连通；BOG冷凝装置，所述BOG冷凝装置的高温介质管入口通过BOG增压输送管线与所述BOG增压装置的出口相连接，所述BOG冷凝装置的高温介质管出口分成三路，第一路通过冷凝LNG回罐管线与所述LNG存储装置的液相空间相连通，第二路通过冷凝LNG回缓冲罐管线与所述LNG缓冲罐的第二入口相连接，第三路通过LNG槽车装车管线与槽车相连接，所述BOG冷凝装置的低温介质管入口和出口分别通过LNG高压冷凝管线和LNG高压返回管线与所述LNG高压输送管线相并联。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述BOG总管上设置有BOG总管关断阀。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述LNG高压冷凝管线上设置有高压LNG流量调节阀。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述冷凝LNG回罐管线上设置有LNG回罐流量调节阀，用于实现不同生产工况下调节返回所述LNG存储装置的LNG流量。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述冷凝LNG回罐管线上还设置有LNG回罐关断阀；

同时，在所述冷凝LNG回罐管线还上设置JT阀，用于保证进入所述LNG存储装置的LNG为过冷状态。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述LNG高压返回管线上设置有高压LNG止回阀，用于防止下游压力过高时，下游生产装置的LNG逆流回所述BOG冷凝装置。

所述的蒸发气回收系统，优选地，在所述冷凝LNG回缓冲罐管线上设置有LNG返回缓冲罐流量调节阀，用于实现不同生产工况下调节返回所述LNG缓冲罐的LNG流量；

同时，在所述冷凝LNG回缓冲罐管线上还设置低压LNG止回阀，用于防止气/液相物料逆流返回到所述BOG冷凝装置中。

所述的蒸发气回收系统，优选地，所述LNG槽车装车管线上设置有LNG去槽车流量调节阀，用于实现不同生产工况下调节LNG装所述槽车的流量。

一种基于上述蒸发气回收系统的蒸发气回收方法，包括以下步骤：

S1.LNG存储装置内的LNG通过LNG低压泵进行增压后进入LNG缓冲罐，再进入LNG高压泵增压后分成两路：一路进入BOG冷凝装置的低温介质管，另一路进入气化器与热介质进行换热，气化后的天然气经计量撬输送至下游天然气管网；

S2.LNG存储装置内产生的BOG经BOG总管汇聚进入BOG增压装置，经BOG增压装置压缩后进入BOG冷凝装置的高温介质管与高压LNG进行换热；

S3.BOG与高压外输LNG换热后冷凝为液态LNG，BOG冷凝形成的LNG可根据生产的需要进入3个装置，一路可通过冷凝LNG回罐管线返回到LNG存储装置中，另一路可通过冷凝LNG回缓冲罐管线进入LNG高压泵前的LNG缓冲罐，第三路可通过LNG槽车装车管线直接进行LNG装车操作。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

1、本发明在LNG接收站在既有工艺流程基础上将高压LNG通过BOG冷凝装置与BOG进行有效换热，将BOG冷凝为液态LNG，利用了外输LNG中未被利用的冷能，降低了下游流程气化设施的能耗。

2、本发明利用BOG冷凝装置替代再冷凝器来对BOG进行冷凝液化，再经由专门的冷凝LNG回罐管线返回LNG存储装置，降低了BOG再冷凝器的控制的复杂性，优化了控制流程。

3、本发明在高压LNG输送管路上设置了流量调节阀，可调节增加和减少进入BOG冷凝装置的LNG流量，满足再冷凝工艺的冷量需求。

4、本发明在LNG高压泵前设置了LNG缓冲罐，可以有效的防止出现LNG气液两相介质被吸入高压泵内产生气蚀。

5、本发明设置了LNG槽车装车管线，BOG液化后可通过装车线直接装车，简化工艺流程。

综上，本发明简化了BOG处理系统的流程，并利用的LNG冷量，从而降低接收站生产的总体能耗负荷。

附图说明

图1为本发明一实施例提供的蒸发气回收系统的结构示意图。

图中各附图标记：

1-LNG存储装置；2-LNG低压泵；3-LNG缓冲罐；4-LNG高压泵；5-BOG增压装置；6-BOG冷凝装置；7-气化器；8-计量撬；9-下游天然气管网；10-槽车；11-BOG总管关断阀；12-LNG返回缓冲罐流量调节阀；13-低压LNG止回阀；14-高压LNG流量调节阀；15-高压LNG止回阀；16-JT阀；17-LNG回罐关断阀；18-LNG回罐流量调节阀；19-LNG去槽车流量调节阀；20-LNG低压输送管线；21-LNG高压输送管线；22-LNG高压冷凝管线；23-BOG总管；24-BOG增压输送管线；25-冷凝LNG回罐管线；26-冷凝LNG回缓冲罐管线；27-LNG槽车装车管线；28-LNG高压返回管线。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的系统或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，使用术语“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对上述零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，不能理解为指示或暗示相对重要性。

在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“设置”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

如图1所示，本实施例提供的用于LNG接收站内冷能利用的蒸发气回收系统，包括：LNG存储装置1；LNG外输装置，包括：LNG低压泵2，设置在LNG存储装置1的液相空间内；LNG缓冲罐3，LNG缓冲罐3的第一入口通过LNG低压输送管线20与LNG低压泵2相连接；LNG高压泵4，LNG高压泵4的入口与LNG缓冲罐3的出口相连接，LNG高压泵4的出口通过LNG高压输送管线21、LNG气化器7和计量撬8与下游天然气管网9相连接；BOG增压装置5，BOG增压装置5的入口通过BOG总管23与LNG存储装置1的气相空间相连通；BOG冷凝装置6，BOG冷凝装置6的高温介质管入口通过BOG增压输送管线21与BOG增压装置5的出口相连接，BOG冷凝装置6的高温介质管出口分成三路，第一路通过冷凝LNG回罐管线25与LNG存储装置1的液相空间相连通，第二路通过冷凝LNG回缓冲罐管线26与LNG缓冲罐3的第二入口相连接，第三路通过LNG槽车装车管线27与槽车10相连接，BOG冷凝装置6的低温介质管入口和出口分别通过LNG高压冷凝管线22和LNG高压返回管线28与LNG高压输送管线21相并联。

上述实施例中，优选地，在BOG总管23上设置有BOG总管关断阀11，由此在紧急情况下可以将不同的系统进行隔离，用于保证整个LNG接收站的安全运行。

上述实施例中，优选地，在LNG高压冷凝管线22上设置有高压LNG流量调节阀14，由此可以根据生产需要调节进入BOG冷凝装置6的LNG流量。

上述实施例中，优选地，在冷凝LNG回罐管线25上设置有LNG回罐流量调节阀18，用于实现不同生产工况下调节返回LNG存储装置1的LNG流量。

上述实施例中，优选地，在冷凝LNG回罐管线25上还设置有LNG回罐关断阀17，由此在紧急情况下可以将不同的系统进行隔离，用于保证整个LNG接收站的安全运行；同时，在冷凝LNG回罐管线25还上设置JT阀16，用于保证进入LNG存储装置1的LNG为过冷状态。

上述实施例中，优选地，在LNG高压返回管线28上设置有高压LNG止回阀15，用于防止下游压力过高时，下游生产装置的LNG逆流回BOG冷凝装置6，保证LNG接收站的安全运行。

上述实施例中，优选地，在冷凝LNG回缓冲罐管线26上设置有LNG返回缓冲罐流量调节阀12，用于实现不同生产工况下调节返回LNG缓冲罐3的LNG流量；同时，在冷凝LNG回缓冲罐管线26上还设置低压LNG止回阀13，用于防止气/液相物料逆流返回到BOG冷凝装置6中。

上述实施例中，优选地，LNG槽车装车管线27上设置有LNG去槽车流量调节阀19，用于实现不同生产工况下调节LNG装槽车10的流量。

基于上述实施例提供的蒸发气回收系统，本发明还提出了一种蒸发气回收方法，包括以下步骤：

S1.LNG存储装置1内的LNG通过LNG低压泵2进行增压(增压至约1bar，泵出口LNG温度约-160℃～-155℃)后进入LNG缓冲罐3，再进入LNG高压泵4增压(根据接收站下游管网的接气条件不同，增压至约60-98bar)后分成两路：一路进入BOG冷凝装置6的低温介质管，另一路进入气化器7与热介质进行换热(换热后温度约0-2℃，压力约60-95bar)，气化后的天然气(NG)经计量撬8输送至下游天然气管网9。

S2.LNG存储装置1内产生的BOG经BOG总管23汇聚进入BOG增压装置5，经BOG增压装置5压缩后(增加至约8～10bar，BOG增压装置5出口温度约为30-60℃)进入BOG冷凝装置6的高温介质管与高压LNG进行换热。

S3.BOG与高压外输LNG换热后冷凝为液态LNG(温度降至约-150—145℃，BOG冷凝装置6的出口压力约6-8bar)，BOG冷凝形成的LNG可根据生产的需要进入3个装置，一路可通过冷凝LNG回罐管线25返回到LNG存储装置1中，另一路可通过冷凝LNG回缓冲罐管线26进入LNG高压泵4前的LNG缓冲罐3，第三路可通过LNG槽车装车管线27直接进行LNG装车操作。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。