專利名稱：一種lng接收站利用壓力能的bog處理系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種LNG接收站BOG處理系統(tǒng)，特別是關(guān)于一種利用高壓LNG自身壓力能吸收冷凝低壓BOG的LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)。
背景技術(shù)：
LNG接收站一般承擔(dān)著LNG的接收、存儲和氣化外輸功能。由于LNG (LiquefiedNatural Gas,液化天然氣)是低溫流體，盡管LNG設(shè)備有良好的絕熱措施，但在生產(chǎn)運行過程中由于熱傳導(dǎo)不可避免地會產(chǎn)生一定量的B0G(Boiled Off Gas，蒸發(fā)氣)，隨著BOG數(shù)量的不斷增加，LNG存儲系統(tǒng)內(nèi)的溫度和壓力會隨之升高。如果LNG儲罐內(nèi)部壓力高于系統(tǒng)設(shè)定的安全泄放壓力，就會導(dǎo)致罐頂安全閥開啟，直接泄放BOG到火炬系統(tǒng)燃燒，以穩(wěn)定系統(tǒng)的壓力。這種大量泄放燃燒BOG的降壓方式會造成天然氣的巨大浪費。因此，BOG處理系統(tǒng)是LNG接收站設(shè)計階段中必須重點考慮的問題之一。目前LNG接收站處理BOG的方式主要有以下兩種:1、B0G再冷凝技術(shù)，是指LNG儲內(nèi)的BOG經(jīng)壓縮機加壓后，與LNG儲栗送的相同壓力LNG，在再冷凝器中按照一定比例換熱，加壓后過冷的LNG利用“顯冷”將大部分BOG冷凝，再經(jīng)第二級泵加壓，由氣化器氣化后送往高壓輸氣管道，其應(yīng)用條件是LNG接收站需要保持較高的外輸流量需求。2、直接壓縮技術(shù)，是將LNG儲罐內(nèi)的BOG直接抽出并經(jīng)中壓壓縮機和高壓壓縮機依次加壓至外輸天然氣管網(wǎng)所需壓力后，直接進入外輸管道送出，其應(yīng)用條件也是要求有較高的BOG平均小時生成量，至少要滿足低溫氣體壓縮機連續(xù)運行的要求。無論常規(guī)的BOG再冷凝技術(shù)還是非常規(guī)的BOG直接壓縮技術(shù)，都需要配置BOG中壓壓縮機、復(fù)雜的BOG再冷凝器，或者配置一系列的中壓壓縮機和高壓壓縮機組，以及相關(guān)的低溫管道和閥門、流量計。尤其在需要不同壓力等級的外輸天然氣的情況下，還需要對外輸高壓天然氣進行分路降壓調(diào)控。這些傳統(tǒng)技術(shù)都有工藝系統(tǒng)設(shè)計復(fù)雜、操作繁瑣、一次性設(shè)備投資較高(還需考慮設(shè)備 的備用問題)和能耗較高的問題。

發(fā)明內(nèi)容
針對上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種設(shè)備簡單易行的LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)。為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采取以下技術(shù)方案:一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:它在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路,所述高壓LNG傳輸支路的輸出端與一液-氣引射混合器的輸入端連接，所述液-氣引射混合器的輸出端與一中高壓氣化器的輸入端連接，所述中高壓氣化器的輸出端連接天然氣用戶短距離直送管道的輸入端，所述液-氣引射混合器還具有低壓吸入口，所述低壓吸入口與LNG儲罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，所述蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。上述蒸發(fā)氣排出總管上還設(shè)置有保證系統(tǒng)安全運行的緊急關(guān)斷閥和防止氣體返流的單向閥。上述高壓LNG傳輸支路上還設(shè)置有調(diào)節(jié)進入所述液-氣引射混合器LNG流量的LNG流量調(diào)節(jié)閥。上述高壓LNG傳輸支路上還分設(shè)LNG傳輸旁路，所述LNG傳輸旁路的輸入端接在所述液-氣引射混合器輸入端前的所述高壓LNG傳輸支路上，輸出端接在所述中高壓氣化器的輸入端上，所述LNG傳輸旁路上設(shè)置有旁路流量調(diào)節(jié)閥。除上述高壓LNG傳輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的 輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述高壓LNG傳輸管線的輸入端，所述高壓LNG傳輸管線的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。上述高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計量撬；所述中高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計量撬。本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點:1、本發(fā)明在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路，通過在高壓LNG傳輸支路上設(shè)置液-氣引射混合器，利用高壓外輸LNG的自身壓力能吸收LNG儲罐產(chǎn)生的低壓B0G，從而省卻了傳統(tǒng)BOG處理技術(shù)所需的BOG壓縮機、再冷凝器等工藝設(shè)施，設(shè)備簡單易行，投資成本降低。2、本發(fā)明利用了高壓LNG的能量，將LNG儲罐產(chǎn)生的低壓BOG吸入液-氣自吸引射混合器，經(jīng)降壓減溫，全部轉(zhuǎn)化為LNG，再經(jīng)氣化后輸送至中壓用戶，省卻了對BOG壓縮做功及氣化天然氣二次降壓所消耗的能量，優(yōu)化了 BOG吸收工藝流程，具有能耗低的優(yōu)點。3、本發(fā)明高壓LNG傳輸支路上分設(shè)LNG傳輸旁路及旁路流量調(diào)節(jié)閥，可以增加或者減少中壓LNG流量，調(diào)節(jié)中壓天然氣的氣化量，以滿足下游用戶的供氣需求量。4、本發(fā)明中在蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)有蒸發(fā)氣流量控制閥，通過控制其開度調(diào)節(jié)進入液-氣引射混合器的蒸發(fā)氣流量，以實現(xiàn)LNG儲罐內(nèi)壓力系統(tǒng)的穩(wěn)定控制。5、本發(fā)明采用液-氣引射混合器，該設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單且不存在運動部件，極大地簡化了 BOG回收系統(tǒng)的復(fù)雜程度，具有方便拆卸和移動，占地面積小且布置靈活。本發(fā)明可以廣泛適用于有不同氣態(tài)外輸壓力要求的大、中型LNG接收站的蒸發(fā)氣處理。


圖1是本發(fā)明系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖
具體實施例方式下面結(jié)合附圖和實例對本發(fā)明進行詳細的描述:本發(fā)明在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路，通過在高壓LNG傳輸支路上設(shè)置液-氣引射混合器，利用外輸高壓LNG自身壓力能吸收冷凝LNG儲罐排放的低壓B0G，在液-氣引射混合器內(nèi)完成高壓LNG與低壓BOG的充分混合和能量交換，混合后的流體為中高壓LNG，中高壓LNG經(jīng)中高壓氣化器氣化成中高壓天然氣后，可以提供給中高壓天然氣用戶。
如圖1所示，本發(fā)明系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)如下:LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)包括從LNG儲罐I抽取LNG的低壓泵2、緩沖罐
3、高壓泵4、高壓LNG傳輸管線5和高壓氣化器6。其中，低壓泵2的輸出端連接緩沖罐3的輸入端，緩沖罐3的輸出端連接高壓泵4的輸入端，高壓泵4的輸出端連接高壓LNG傳輸管線5的輸入端,高壓LNG傳輸管線5的輸出端連接高壓氣化器6的輸入端,高壓氣化器6的輸出端連接天然氣用戶長輸管道7的輸入端。本發(fā)明在上述天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線5上分出高壓LNG傳輸支路9，高壓LNG傳輸支路9的輸出端與液_氣引射混合器10的輸入端101連接，液-氣引射混合器10的輸出端102與中高壓氣化器11的輸入端連接，中高壓氣化器11的輸出端連接天然氣用戶短距離直送管道12的輸入端，液-氣引射混合器10還具有低壓吸入口 103，低壓吸入口 103與LNG儲罐I的蒸發(fā)氣排出總管13的輸出端連接。蒸發(fā)氣排出總管13上還設(shè)置有蒸發(fā)氣流量控制閥14，通過控制其開度調(diào)節(jié)進入液-氣引射混合器10的蒸發(fā)氣流量，以實現(xiàn)LNG儲罐I的壓力穩(wěn)定控制。此外，為防止高壓LNG壓回LNG儲罐1，蒸發(fā)氣排出總管12上還可以設(shè)置防止氣體返流的單向閥15和保證系統(tǒng)安全運行的緊急關(guān)斷閥16。高壓LNG傳輸支路9上還可以設(shè)置調(diào)節(jié)進入液-氣引射混合器10的LNG流量的LNG流量調(diào)節(jié)閥17。高壓LNG傳輸支路9上還可以分設(shè)LNG傳輸旁路18，其輸入端接在液-氣引射混合器10輸入端101前的高壓LNG傳輸支路9上，輸出端接在中高壓氣化器11的輸入端上。LNG傳輸旁路17上可以設(shè)置旁路流量調(diào)節(jié)閥19，當液-氣引射混合器10輸出的混合流體流量不能滿足中高壓天然氣用戶的需求時，可通過調(diào)節(jié)旁路流量調(diào)節(jié)閥19補充LNG進入中高壓氣化器11。高壓氣化器6的輸出端與天然氣用戶長輸管道7的輸入端之間還可以設(shè)置高壓計量撬8。中高壓氣化器11的輸出端與天然氣用戶短距離直送管道12的輸入端之間還可以設(shè)置中高壓計量撬20。液-氣引射混合器10的核心裝置為文丘里管，文丘里管的入口連接高壓LNG傳輸支路的輸出端和蒸發(fā)氣排出總管的輸出端。其工作原理為，高壓LNG進入液-氣引射混合器，經(jīng)噴嘴噴入文丘里管，LNG在文丘里管流道內(nèi)流動，流通面積由大變小，流速迅速增大，從而在文丘里管的入口處形成負壓，將蒸發(fā)氣從蒸發(fā)氣排出總管中吸入文丘里管。高壓LNG與蒸發(fā)氣在文丘里管的喉管中進行混合和能量交換，期間，高壓LNG的速度減小，蒸發(fā)氣的速度增大，在喉管出口處速度趨于一致，充分混合，混合過程中高壓LNG壓強下降，溫度降低，變?yōu)橹懈邏篖NG。下面結(jié)合一具體實施例詳細描述本發(fā)明的工作流程:某LNG接收站為高壓天然氣用戶供應(yīng)9.0Mpa.G的天然氣，為某中高壓天然氣用戶(如附近的燃氣電廠)供應(yīng)4.0Mpa.G的天然氣。接收站共有3座16萬方LNG儲罐，正常情況下會產(chǎn)生5噸/小時的蒸發(fā)氣，壓力0.018Mpa.G，溫度_150°C。LNG儲罐內(nèi)的LNG經(jīng)低壓泵加壓至1.0Mpa.G后 ，進入緩沖罐進行穩(wěn)壓，并使緩沖罐內(nèi)的液位保持在指定高度，以滿足高壓泵的吸入要求。高壓泵將緩沖罐輸出的LNG加壓至9.2Mpa.G后，分為兩路輸送，一路經(jīng)高壓LNG傳輸管線輸送至高壓氣化器氣化為溫度10°C，壓力約9.0Mpa.G的高壓天然氣，高壓天然氣在通過高壓計量撬計量后經(jīng)天然氣用戶長輸管道輸送給高壓天然氣用戶；另一路經(jīng)高壓LNG傳輸支路輸送至液-氣引射混合器，經(jīng)噴嘴噴入文丘里管，在文丘里管內(nèi)與LNG儲罐排出的蒸發(fā)氣進行混合和能量交換，混合過程中高壓LNG壓強下降，溫度降低，變?yōu)橹懈邏篖NG，中高壓LNG輸出至中高壓氣化器氣化為中高壓天然氣，中高壓天然氣在通過中高壓計量撬計量后經(jīng)天然氣用戶短距離直送管道送至中高壓天然氣用戶。上述過程中，高壓天然氣與蒸發(fā)氣的混合比例可以是1:4，液-氣引射混合器輸出的混合流體為壓力4.0Mpa.G，溫度一160°C的中高壓LNG。上述各實施例僅用于說明本發(fā)明，其中各部件的結(jié)構(gòu)、連接方式等都是可以有所變化的，凡是在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進行的等同變換和改進，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護范圍之 外。
權(quán)利要求
1.一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:它在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路，所述高壓LNG傳輸支路的輸出端與一液-氣引射混合器的輸入端連接，所述液-氣引射混合器的輸出端與一中高壓氣化器的輸入端連接，所述中高壓氣化器的輸出端連接天然氣用戶短距離直送管道的輸入端，所述液-氣引射混合器還具有低壓吸入口，所述低壓吸入口與LNG儲罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，所述蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。
2.如權(quán)利要求1所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述蒸發(fā)氣排出總管上還設(shè)置有保證系統(tǒng)安全運行的緊急關(guān)斷閥和防止氣體返流的單向閥。
3.如權(quán)利要求1所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓LNG傳輸支路上還設(shè)置有調(diào)節(jié)進入所述液-氣引射混合器LNG流量的LNG流量調(diào)節(jié)閥。
4.如權(quán)利要求2所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓LNG傳輸支路上 還設(shè)置有調(diào)節(jié)進入所述液-氣引射混合器LNG流量的LNG流量調(diào)節(jié)閥。
5.如權(quán)利要求1或2或3或4所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述聞壓LNG傳輸支路上還分設(shè)LNG傳輸芳路，所述LNG傳輸芳路的輸入端接在所述液-氣引射混合器輸入端前的所述高壓LNG傳輸支路上，輸出端接在所述中高壓氣化器的輸入端上，所述LNG傳輸旁路上設(shè)置有旁路流量調(diào)節(jié)閥。
6.如權(quán)利要求1或2或3或4所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:除所述高壓LNG傳輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述高壓LNG傳輸管線的輸入端，所述高壓LNG傳輸管線的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。
7.如權(quán)利要求5所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:除所述高壓LNG傳輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述高壓LNG傳輸管線的輸入端，所述高壓LNG傳輸管線的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。
8.如權(quán)利要求1或2或3或4或7所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計量撬；所述中高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計量撬。
9.如權(quán)利要求5所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計量撬；所述中高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計量撬。
10.如權(quán)利要求6所述的一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計量撬；所述中高壓氣化器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計量撬。`
全文摘要
本發(fā)明涉及一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，它在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路，其輸出端與一液-氣引射混合器的輸入端連接，液-氣引射混合器的輸出端與一中高壓氣化器的輸入端連接，液-氣引射混合器還具有低壓吸入口，低壓吸入口與LNG儲罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。本發(fā)明利用外輸高壓LNG自身壓力能吸收冷凝LNG儲罐排放的低壓BOG，在液-氣引射混合器內(nèi)完成高壓LNG與低壓BOG的充分混合和能量交換，混合后的流體為中高壓LNG，中高壓LNG經(jīng)中高壓氣化器氣化成中高壓天然氣后，提供給中高壓天然氣用戶。
文檔編號F17C13/02GK103225740SQ20131013936
公開日2013年7月31日 申請日期2013年4月22日 優(yōu)先權(quán)日2013年4月22日
發(fā)明者付子航, 單彤文, 劉方, 馮亮, 畢曉星, 蒲波, 屈長龍 申請人:中國海洋石油總公司, 中海石油氣電集團有限責(zé)任公司