CN101881549B - 一种液化天然气接收站蒸发气体再冷凝回收系统及其回收方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统及回收方法。该系统包括蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器和再冷凝器；所述再冷凝器由垂直冷凝塔和高压泵缓冲槽组成，垂直冷凝塔位于高压泵缓冲槽的上方。所述高压泵缓冲槽底部设有水脚，水脚内设有十字形漩涡破除器。回收方法包括步骤：(1)蒸发气体的压缩；(2)蒸发气体的预冷；(3)蒸发气体的冷凝和过冷；(4)LNG的二级压力输送。本发明缓冲槽的设计提高了高压泵运转稳定性；再冷凝器操作控制系统更稳定与简单化；能耗降低，对输气负荷波动具有良好的适应性。
Description
技术领域
本发明属于液化天然气(LNG)接收站蒸发气体(BOG)再冷凝系统优化与能量高效利用领域，特别涉及一种在LNG接收站，利用LNG自身携带的冷能，对LNG储运过程由于环境漏热及设备的机械运动发热等原因，导致的LNG储罐和设备、管线内等的LNG产生的BOG的再冷凝回收系统及其回收方法。
背景技术
天然气是实现能源供应多元化，保障能源安全，改善环境和提高能源效率的重要资源。随着对天然气需求的迅猛增长，国内需求与供应之间的缺口也越来越大。根据国家的能源发展规划，我国将在长三角、环渤海地区、泛珠三角地区建设约10个LNG接收站，到2020年形成年进口5000万吨以上规模的LNG接收设施，来实现天然气在一次能源结构中的比率达到12％的目标。
LNG接收站是指接收从气源地运载来的LNG，以常压和-160℃左右储存于LNG储罐，并经高压泵增压后汽化，计量后输送至天然气管网为下游用户供气的设施。由于LNG在常压下温度低至-160.0℃，其特殊的储存条件，在接收站储存时漏热便不可避免，即LNG在储存中LNG储罐和其他设备、管线内等的LNG会产生大量的蒸发气体(BOG)，一般地上储罐日蒸发量≤0.05wt％，地下储罐日蒸发量≤0.1％。处理和回收BOG成为LNG接收站设施的重要组成部分。目前，LNG接收站普遍采用BOG压缩再冷凝工艺回收BOG。具体流程如下：BOG气体先经压缩机压缩，将储罐中的LNG和压缩后的BOG气体按一定比例送入再冷凝器内，BOG在再冷凝器中被LNG携带的冷能冷凝，并一同经高压泵加压后汽化进输气管网(如图1所示)。BOG再冷凝器是再冷凝系统中的主要核心设备，再冷凝器的主要功能是用来液化BOG及作为高压泵的缓冲槽；同时对再冷凝器液位的控制，不仅要防止液位过高致LNG进入NG系统及防止液位过低致高压泵抽空。
现行BOG再冷凝工艺存在的不足有：
1、BOG再冷凝器液位波动，控制系统的操作稳定性差
BOG再冷凝工艺操作中以控制再冷凝器的液位和保持高压泵的吸入端压力恒定为原则。目前，再冷凝器设计仅考虑BOG液化功能，并未考虑高压泵吸入端缓冲功能，由于高压泵吸入端未设置缓冲槽，当再冷凝器凝结的BOG与用于液化BOG的LNG量相加不足(或过多)供应高压泵时，会出现再冷凝器液位失控现象，频频的液位波动容易导致高压泵开机时临泵跳车事件；同时因进入再冷凝器的LNG流量是依据定量的BOG流量及高压泵吸入端的压力信号源(PIC-1)设定的再冷凝器出口压力，经由DCS(分布式控制系统)内设比率计算模块公式计算出数值后，依据该计算数值控制LNG流量控制阀(FV)开度，以维持再冷凝器的液位和保持高压泵的吸入端压力恒定，且高压泵吸入端的压力信号源(PIC-1)还需同步调节另一支路LNG流量(PV-1、PV-2)来确保LNG高压输送泵的吸入端压力恒定。由于控制系统复杂且产生互相干扰，导致再冷凝器运行操作稳定性差。
2、系统能耗大、BOG再冷凝工艺对输气负荷波动适应性差
由于天然气用户的用气量波动频繁，不同时段和季节的变化量相当大，故LNG的气化要根据下游管网输气的峰、谷负荷来确定。一般接收站的输气峰、谷负荷可在20～100％范围内变化，所以当BOG量大的时候，冷凝BOG需要的冷量也大，LNG用量也就大；在气化负荷较低时，LNG输出量较少，再冷凝器中用来冷凝BOG的LNG进料量就会比较少，BOG就无法完全被吸收或凝结，不得不通过增加BOG出口压力来液化。为了保证BOG被完全冷凝，BOG需被增压至较高压力，导致压缩机功耗较大。当LNG输出负荷较低的时候BOG不能完全液化，就需外排火炬烧掉，造成能源浪费。
降低现有BOG再冷凝工艺的系统能耗，降低BOG压缩机出口压力是关键，但压缩机出口压力降低，意味着用来冷凝BOG的LNG进料量将随之增加，在管网输气负荷较低时，就会给操作带来一定困难。
BOG再冷凝工艺中LNG的作用在于为BOG冷凝提供冷量，LNG不仅要为BOG从气态到液态的相变过程提供冷量，而且还要为其压缩后降温过程提供冷量，BOG降温所需的LNG约占冷凝所需LNG总量的三分之一。如果在BOG进再冷凝器之前将其预冷，LNG只需要为BOG的相变提供冷量而无需再为其降温提供冷量，这样再冷凝器内就可减少使用LNG，在输气负荷较低时也能将BOG再液化。同时，在能完全将BOG再冷凝的工艺条件下，在操作上就可降低压缩机出口压力，从而降低BOG压缩机功耗。基于上述现状分析，为了降低输气管网下游负荷波动对BOG再冷凝工艺的操作影响及减低系统功耗，本发明提出了一种LNG接收站BOG再冷凝回收的方法。
发明内容
为了解决上述现有技术中存在的不足之处，本发明的首要目的在于提供一种液化天然气(LNG)接收站蒸发气体(BOG)的再冷凝回收系统；该系统在现有再冷凝器结构的基础上增加缓冲槽，以维持再冷凝器液位操作稳定。
本发明再一目的在于提供一种根据上述再冷凝回收系统对液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收方法；该方法在现有的BOG再冷凝工艺基础上，通过预冷增压后的BOG，使进再冷凝器的BOG温度降低，来减少冷凝BOG所需要的LNG冷量，从而达到实现降低压缩机功耗和管网输气负荷波动对BOG再冷凝工艺操作影响的目的。本发明中在BOG压缩后进再冷凝器之前增加BOG预冷换热器，回收高压泵出口到汽化器的LNG的冷能，作为BOG预冷冷源将其冷却，即高压泵出口的LNG一部分作为BOG预冷的冷源，预冷BOG后和另一部分汇合进汽化器汽化外送管网。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统，该系统包括蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器、再冷凝器、压力控制器和液位控制器；所述蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器和再冷凝器依次相连，压力控制器和液位控制器分别与再冷凝器相连；所述再冷凝器由垂直冷凝塔和高压泵缓冲槽组成，垂直冷凝塔位于高压泵缓冲槽的上方。
所述垂直冷凝塔的顶部设有低压液化天然气Ⅰ进口和蒸发气体入口，垂直冷凝塔内填充了垂直冷凝塔填料；所述高压泵缓冲槽为水平式高压泵缓冲槽，高压泵缓冲槽的上面设有补气进口、排气出口、压力元件和安全阀，高压泵缓冲槽的上面和底部各设有一个温度元件和一个液位元件，在高压泵缓冲槽接近底部的侧面设有低压液化天然气Ⅱ进口；高压泵缓冲槽底部设有水脚，水脚内设有十字形漩涡破除器(用以防止气泡产生进入泵桶)，水脚底部设有冷凝液出口。
所述压力控制器为压力控制器PIC-1、压力控制器PIC-2和压力控制器PIC-3，所述压力控制器与低压液化天然气Ⅰ进口的阀门、补气进口的阀门、排气出口的阀门、压力元件和安全阀连接；所述液位控制器为液位控制器LIC-1，所述液位控制器与低压液化天然气Ⅱ进口的阀门、压力控制器PIC-1和液位元件连接。
所述垂直冷凝塔的功能是使BOG再液化；所述高压泵缓冲槽的主要功能是提供高压泵吸入端稳定的压力与流量。
一种根据上述的再冷凝回收系统对液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收方法，包括以下操作步骤：
(1)蒸发气体的压缩：将从液化天然气储槽出来的气液混合物经气液分离罐分离后，得到常压蒸发气体；采用蒸发气体压缩机将常压蒸发气体吸入并进行压缩；
(2)蒸发气体的预冷：将压缩后的蒸发气体与来源于高压泵的高压液化天然气在蒸发气体预冷换热器中进行预冷换热；
(3)蒸发气体的冷凝和过冷：将预冷换热后的蒸发气体与来源于低压泵的低压液化天然气Ⅰ分别从再冷凝器的蒸发气体入口和低压液化天然气Ⅰ进口加入，在再冷凝器中混合冷凝，得到冷凝液；冷凝液在重力和压力的作用下，被吸入高压泵缓冲槽中；
将来源于低压泵的低压液化天然气Ⅱ从低压液化天然气Ⅱ进口进入，与冷凝液进行充分混合，聚集于高压泵缓冲槽底部水脚，得到过冷液化天然气流体；
(4)液化天然气的二级压力输送：将过冷液化天然气流体用高压泵从冷凝液出口抽出，经高压泵加压后的高压天然气送往汽化器进行汽化，汽化的天然气进入输气管网。
步骤(1)所述蒸发气体压缩机出口压力范围为4kg/cm2G～8kg/cm2G，温度范围为-40℃～+40℃。
步骤(2)所述蒸发气体预冷换热后的温度范围为-130℃～-90℃；所述来源于高压泵的高压液化天然气的压力范围为80kg/cm2G～110kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃。
步骤(3)所述低压液化天然气Ⅰ和低压液化天然气Ⅱ的压力范围为3kg/cm2G～10kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃；所述过冷液化天然气流体的压力范围为3kg/cm2G～10kg/cm2G，操作温度范围为-158℃～-130℃。
步骤(4)所述高压液化天然气的压力范围为80kg/cm2G～110kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃。
当再冷凝器内部压力大于压力控制器PIC-1设定值4～8kg/cm2G时，压力控制器PIC-1将发送控制信号增大低压液化天然气Ⅰ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅰ进口的阀门全开而再冷凝器内部压力仍上升时，压力控制器PIC-2将发出信号开大排气阀门；当排气阀门全开压力仍上升时，安全阀跳脱；当再冷凝器内部压力小于压力控制器PIC-1设定值4～8kg/cm2G时，压力控制器PIC-1将发送控制信号关小低压液化天然气Ⅰ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅰ进口的阀门全关而再冷凝器内部压力仍下降时，压力控制器PIC-3发出信号开大补气阀门。
当再冷凝器液位低于高压泵缓冲槽高度60％时，液位控制器LIC-1发送控制信号开大低压液化天然气Ⅱ进口的阀门；当液位高于高压泵缓冲槽高度60％时，液位控制器LIC-1发送控制信号关小低压液化天然气Ⅱ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅱ进口的阀门全关而再冷凝器液位仍上升时，液位控制器LIC-1自动提高压力控制器PIC-1的设定值。
将低压液化天然气Ⅱ进口设置在高压泵缓冲槽接近底部的侧面，在再冷凝方法步骤中使来源于低压泵的低压液化天然气Ⅱ从这个进口进入，这样供BOG液化的垂直再凝器的底端可以经常泡在LNG液体中，以确保冷凝液随时处于过冷状态；而且冷凝液一离开再凝器就能立刻与来自低压液化天然气Ⅱ混合以维持尽可能的更低温过冷，以防止高压泵发生气蚀现象。
本发明的BOG再液化的操作控制工艺(如图3所示)如下述：
1、流量控制工艺
对于造价高昂的LNG储罐压力管理采取稳压操作，BOG压缩机出口流量与压力不做任何控制，BOG压缩机出口压力由再冷凝器操作压力PIC-1设定决定，再冷凝器压力的维持则由用来液化BOG的LNG流量PV-1负责完成。
2、压力控制工艺
为维持再冷凝器操作稳定，以再冷凝器的水平缓冲槽蒸汽空间压力作为主要控制因素。当再冷凝器压力过高时，PIC-1发出信号加大PV-1开度，增加进入再冷凝器的LNG流量以降低再冷凝器压力。若PV-1全开而再冷凝器压力继续上升时，PIC-2将发出信号开大高压排气阀PV-2开度释压，以维持再冷凝器的压力。安全阀跳脱是再冷凝器压力过高的最后一道安全防护措施。反之，当再冷凝器压力过低时，PIC-1发出信号关小PV-1开度，减少进入再冷凝器的LNG流量以提升再冷凝器压力，当PV-1全关而压力继续下降时，PIC-3将发出信号开大低压补气阀PV-3开度补气，以维持再冷凝器的压力。
3.液位控制工艺
正常操作下，高压泵输出的LNG由再冷凝器中凝结的BOG与液化BOG的LNG提供，不足部分由再冷凝器LIC-1液位控制器根据需求连锁调整LV-1、LV-2侧流控制阀开度补充。凝结的BOG与液化BOG的LNG相加，若较需求的LNG输出量小时，再冷凝器液位会降低，LIC-1液位控制器将开大侧流进料管线控制阀LV-1、LV-2的开度；凝结的BOG与液化BOG的LNG量相加，若较需求LNG输出量大时，再冷凝器液位会上升，LIC-1将使LV-1、LV-2关小甚至关闭；若侧流进料管线液位控制阀LV-1、LV-2都已关闭，此时液位控制器LIC-1会自动提高PIC-1的压力设定，即由再冷凝器压力的升高控制降低凝结BOG所需的LNG/BOG进料比例量，使再冷凝器的进料与输出趋于平衡。
本发明与现有技术相比，具有如下突出优点和有益效果：
(1)能耗降低，对输气负荷波动具有良好的适应性。
本发明设计了BOG预冷工艺，通过降低BOG进入再冷凝器的温度，解决了现有再冷凝工艺存在能耗高的问题。压缩后的BOG进再冷凝器的温度由0℃降到-110℃时，由于减少了BOG带入再冷凝器的热量，在同样的再冷凝器操作压力下，LNG/BOG物料比可降低30％～35％，可有效缓解LNG外输量低时的系统操作不稳定状况，对下游用气负荷的波动适应性更好。
同时，在相同的LNG外输量且保证同样冷凝效果工况下，本发明可实现再冷凝器在较低压力下操作，从而降低BOG压缩机功耗。与现有工艺相比，在相同的LNG外输量工况下，降低再冷凝器的操作压力可使BOG压缩机功耗降低34％，而且在同样的输气负荷下，可避免当LNG输出负荷较低时候BOG不能完全液化，外排火炬烧掉造成的能源浪费；同时利用送往汽化器的部分高压LNG预冷BOG，使去汽化器汽化的LNG温度升高，从而降低了汽化器的负荷。
(2)缓冲槽的设计提高了高压泵运转稳定性
再冷凝器垂直槽下增加水平缓冲槽的设计，使得水平缓冲槽加上垂直吸收塔形成的液化BOG的再冷凝器，有足够空间以容许流进再冷凝器内的气/液混合物均匀分布。由于高压泵的吸入流量全部由再冷凝器缓冲槽水脚以单一管线供应，因此能稳定且充分的提供高压泵吸入端所需的LNG的流量与压力，改善了现有高压泵吸入端所需LNG流量由再冷凝器同步调节另一支路LNG流量供应才能确保LNG高压输送泵吸入端压力恒定的状况，提高了高压泵运转的稳定性。
(3)再冷凝器操作控制系统更稳定与简单化
本发明对再冷凝器的液位与压力的控制工艺皆以让系统的操作控制更稳定与简单化为原则，因此对再冷凝器的液位与压力控制信号源皆采用再冷凝器本身的液位与压力控制点控制。
附图说明
图1为现行带控制系统的BOG再冷凝工艺流程图，其中1为LNG储槽，2为LNG低压泵，3为BOG气液分离罐，4为BOG压缩机，5为再冷凝器，6为LNG高压泵，7为汽化器。
图2为本发明BOG再冷凝工艺流程图，其中1为LNG储罐，2为LNG低压泵，3为BOG气液分离罐，4为BOG压缩机，5为BOG预冷换热器，6为再冷凝器，7为LNG高压泵，8为汽化器。
图3为本发明BOG再冷凝工艺控制系统流程图，其中1为BOG压缩机，2为BOG预冷换热器，3为再冷凝器，4为LNG高压泵，5为汽化器，LIC-1为再冷凝器液位控制器，LV-1和LV-2为受LIC-1控制的LNG流量阀，PIC-1和PIC-2和PIC-3为再冷凝器压力控制器，PV-1为受PIC-1控制的LNG流量阀，PV-2为受PIC-2控制的排气阀，PV-3为受PIC-3控制的补气阀，TC-1为蒸发气体预冷温度控制器，TV-1为受TC-1控制的高压液化天然气流量阀。
图4为本发明再冷凝器结构图，其中1为垂直冷凝塔，2为高压泵缓冲槽，3为垂直冷凝塔填料，4为液化天然气Ⅰ的进口，5为液化天然气Ⅱ进口，6为蒸发气体入口，7为排气出口，8补气进口，9为冷凝液出口，10为安全阀，11为温度元件，12为液位元件，13为压力元件，14为漩涡破除器，15为水脚。
具体实施方式
下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。
实施例1
一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统：该系统包括蒸发气体压缩机(图3-1)、蒸发气体预冷换热器(图3-2)、再冷凝器(图3-3)、压力控制器(包括PIC-1、PIC-2和PIC-3)和液位控制器LIC-1；所述蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器和再冷凝器依次相连，压力控制器和液位控制器分别与再冷凝器相连；所述再冷凝器由垂直冷凝塔(图4-1)和高压泵缓冲槽(图4-2)组成，垂直冷凝塔位于高压泵缓冲槽的上方。
所述垂直冷凝塔的顶部设有低压液化天然气Ⅰ进口(图4-4)和蒸发气体入口(图4-6)，垂直冷凝塔内填充了垂直冷凝塔填料(图4-3)；所述高压泵缓冲槽为水平式高压泵缓冲槽，高压泵缓冲槽的上面设有补气进口(图4-8)、排气出口(图4-7)、压力元件(图4-13)和安全阀(图4-10)，高压泵缓冲槽的上面和底部各设有一个温度元件(图4-11)和一个液位元件(图4-12)，在高压泵缓冲槽接近底部的侧面设有低压液化天然气Ⅱ进口；高压泵缓冲槽底部设有水脚(图4-15)，水脚内设有十字形漩涡破除器(图4-14)，水脚底部设有冷凝液出口。
所述压力控制器与低压液化天然气Ⅰ进口的阀门、补气进口的阀门、排气出口的阀门、压力元件和安全阀连接；所述液位控制器与低压液化天然气Ⅱ进口的阀门、压力控制器PIC-1和液位元件连接。
实施例2
某接收站接收船运进口的LNG，其摩尔组成如下：甲烷88.774％，乙烷7.542％，丙烷2.588％，异丁烷0.454％，正丁烷0.562％，异戊烷0.004％，氮气0.074％。LNG储罐为两个存量为1.6×105m3的全容式混凝土低温常压储罐，操作压力为0.15Kg/cm2G，2个储罐的LNG储量为147520t。LNG日蒸发量小于0.05％(质量分数)，正常操作条件下，每小时约产生BOG气体6.7t，LNG外输量为180t/h，输气管网压力为95kg/cm2G。实施例采用本发明设计的增加BOG预冷工艺及增加高压泵缓冲槽的BOG再冷凝回收方法，利用LNG携带的冷量预冷压缩的BOG气体，其冷源来自于系统中送往汽化器的低温高压LNG。
其具体工艺步骤如下(见图2和3)：
第一步BOG压缩
将从液化天然气储槽出来的气液混合物经气液分离罐分离后，得到流量为6.7t，温度为-133℃，压力为0.15kg/cm2G的常压蒸发气体；采用蒸发气体压缩机将常压蒸发气体吸入并进行压缩，压缩机功耗为353.8kW，得到压力为4.1kg/cm2G，温度为-38.6℃的蒸发气体(BOG)。
第二步BOG预冷
将压缩后的BOG进入预冷换热器，经由BOG管线的温度控制器TC-1调整来自高压泵105kg/cm2G、温度-145℃的LNG流量，LNG管线所装设的TV-1温度控制阀经TC-1调整开度后，控制LNG流量为30.8t/hr，用以冷却进入预冷换热器的BOG，经预冷后的BOG出口温度稳定控制在-110℃；来自高压泵的LNG进入预冷换热器与BOG进行换热，高压LNG经换热后温度为-135℃，压力降为0.7kg/cm2，出预冷换热器后送往汽化器汽化，预冷换热器的换热负荷为24.6×104Kcal/hr。
第三步BOG的冷凝与在高压泵吸入缓冲槽过冷
将预冷换热后的蒸发气体与来源于低压泵的低压液化天然气Ⅰ(压力为12kg/cm2G、温度为-158℃)分别从再冷凝器的蒸发气体入口和低压液化天然气Ⅰ进口加入，经再冷凝器压力控制器PIC-1调整PV-1压力控制阀开度，控制LNG流量为49.2t/hr以维持再冷凝器压力稳定在4kg/cm2G，此股LNG与预冷后的BOG气体一起在再冷凝器内混合冷凝，冷凝后的温度约-137.4℃，得到冷凝液；冷凝液在重力和压力的作用下，被吸入高压泵缓冲槽中；
将来源于低压泵的低压液化天然气Ⅱ(压力为12kg/cm2g、温度为-158℃)从低压液化天然气Ⅱ进口进入，经再冷凝器液位控制器LIC-1调整位于水平式缓冲槽底部的侧流进料系统的LV-1、LV-2液位控制阀开度，控制LNG以124.1t/hr的流量进入水平式缓冲槽与垂直凝结塔流出较热的LNG冷凝液(-137.4℃)进行过冷混合，并控制再冷凝器的液位维持稳定在60％。由于垂直凝结塔流出的较热LNG和水平缓冲槽侧流补入的较冷LNG有少许密度差，因此需在缓冲槽内做进一步混合及气泡破除，以防止气泡产生进入泵桶，经过过冷混合后的LNG温度为-151.2℃聚集于高压泵缓冲槽底部水脚，得到过冷液化天然气流体；由于高压泵的吸入流量全部由再冷凝器缓冲槽水脚以单一管线供应，因此能稳定且充分的提供高压泵吸入端所需LNG流量与压力，提高了高压泵吸入端压力的稳定性；
第四步、LNG的二级压力输送
聚集于缓冲槽底部中央水脚的-151.2℃的过冷液化天然气流体，以单一管线供应高压泵，经高压泵提压至105kg/cm2G后，送往汽化器汽化，汽化的天然气进入压力95kg/cm2G输气管网。
实施例3
某接收站接收船运进口的LNG，其摩尔组成如下：甲烷96.6％，乙烷1.97％，丙烷0.4％，异丁烷0.07％、正丁烷0.07％，氮气0.89％。LNG储罐为3个容积为1.3×105m3的地下式储罐，操作压力为0.19Kg/cm2G，3个储罐的LNG储量总计为169950t。据统计，LNG日蒸发量约0.1％(质量分数)，正常操作条件下，每小时约产生BOG气体8.5t，LNG外输量为200t/h，输气管网压力为78kg/cm2G。实施例采用本发明设计的增加BOG预冷工艺及增加高压泵缓冲槽的BOG再冷凝回收方法，利用LNG携带的冷量预冷压缩的BOG气体，其冷源来自于系统中送往汽化器的低温高压LNG。
其具体工艺步骤如下(见图2和3)：
第一步BOG压缩
将从液化天然气储槽出来的气液混合物经气液分离罐分离后，得到流量为8.5t，温度为-120℃，压力为0.19kg/cm2G的常压蒸发气体；采用蒸发气体压缩机将常压蒸发气体吸入并进行压缩，压缩机功耗为648kW，得到压力为8kg/cm2G，温度为33.4℃的蒸发气体(BOG)。
第二步BOG预冷
将压缩后的BOG进入预冷换热器，经由BOG管线的温度控制器TC-1调整来自高压泵85kg/cm2G、温度-150℃的LNG流量，LNG管线所装设的TV-1温度控制阀经TC-1调整开度后，控制LNG流量为43.9t/hr，用以冷却进入预冷换热器的BOG，经预冷后的BOG出口温度稳定控制在-110℃；来自高压泵的LNG进入预冷换热器与BOG进行换热，高压LNG经换热后温度为-135℃，压力降为0.7kg/cm2，出预冷换热器后送往汽化器汽化，预冷换热器的换热负荷为55.67×104Kcal/hr。
第三步BOG的冷凝与在高压泵吸入缓冲槽过冷
将预冷换热后的蒸发气体与来源于低压泵的低压液化天然气Ⅰ(压力为12kg/cm2G、温度为-160.6℃)分别从再冷凝器的蒸发气体入口和低压液化天然气Ⅰ进口加入，经再冷凝器压力控制器PIC-1调整PV-1压力控制阀开度，控制LNG流量为33.6t/hr以维持再冷凝器压力稳定在8kg/cm2G，此股LNG与预冷后的BOG气体一起在再冷凝器内混合冷凝，冷凝后的温度约-133.5℃，得到冷凝液；冷凝液在重力和压力的作用下，被吸入高压泵缓冲槽中。
将来源于低压泵的低压液化天然气Ⅱ(压力为12kg/cm2g、温度为-160.6℃)从低压液化天然气Ⅱ进口进入，经再冷凝器液位控制器LIC-1调整位于水平式缓冲槽底部的侧流进料系统的LV-1、LV-2液位控制阀开度，控制LNG以157.9t/hr的流量进入水平式缓冲槽与垂直凝结塔流出较热的LNG冷凝液(-133.5℃)进行过冷混合，并控制再冷凝器的液位维持稳定在60％。由于垂直凝结塔流出的较热LNG和水平缓冲槽侧流补入的较冷LNG有少许密度差，因此需在缓冲槽内做进一步混合及气泡破除，以防止气泡产生进入泵桶，经过过冷混合后的LNG温度为-155℃聚集于高压泵缓冲槽底部水脚，得到过冷液化天然气流体；由于高压泵的吸入流量全部由再冷凝器缓冲槽水脚以单一管线供应，因此能稳定且充分的提供高压泵吸入端所需LNG流量与压力，提高了高压泵吸入端压力的稳定性。
第四步LNG的二级压力输送
聚集于缓冲槽底部中央水脚的-155℃的过冷液化天然气流体，以单一管线供应高压泵，经高压泵提压至85kg/cm2G后，送往汽化器汽化，汽化的天然气进入压力78kg/cm2G输气管网。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其它的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统，其特征在于：该系统包括蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器、再冷凝器、压力控制器和液位控制器；所述蒸发气体压缩机、蒸发气体预冷换热器和再冷凝器依次相连，压力控制器和液位控制器分别与再冷凝器相连；所述再冷凝器由垂直冷凝塔和高压泵缓冲槽组成，垂直冷凝塔位于高压泵缓冲槽的上方；
所述高压泵缓冲槽为水平式高压泵缓冲槽，高压泵缓冲槽的上面设有补气进口、排气出口、压力元件和安全阀，高压泵缓冲槽的上面设有一个温度元件和一个液位元件，高压泵缓冲槽的底部也设有一个温度元件和一个液位元件，在高压泵缓冲槽接近底部的侧面设有低压液化天然气Ⅱ进口；高压泵缓冲槽底部设有水脚，水脚内设有十字形漩涡破除器，水脚底部设有冷凝液出口；
所述压力控制器为压力控制器PIC-1、压力控制器PIC-2和压力控制器PIC-3，所述压力控制器与低压液化天然气Ⅰ进口的阀门、补气进口的阀门、排气出口的阀门及压力元件连接，其中，压力控制器PIC-1与低压液化天然气Ⅰ进口的阀门连接，压力控制器PIC-2与排气出口的阀门连接，压力控制器PIC-3与补气进口的阀门连接；所述液位控制器为液位控制器LIC-1，所述液位控制器与低压液化天然气Ⅱ进口的阀门、压力控制器PIC-1和液位元件连接。
2.根据权利要求1所述的一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统，其特征在于：所述垂直冷凝塔的顶部设有低压液化天然气Ⅰ进口和蒸发气体入口，垂直冷凝塔内填充了垂直冷凝塔填料。
3.一种根据权利要求1所述的再冷凝回收系统对液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收方法，其特征在于包括以下操作步骤：
（1）蒸发气体的压缩：将从液化天然气储槽出来的气液混合物经气液分离罐分离后，得到常压蒸发气体；采用蒸发气体压缩机将常压蒸发气体吸入并进行压缩；
（2）蒸发气体的预冷：将压缩后的蒸发气体与来源于高压泵的高压液化天然气在蒸发气体预冷换热器中进行预冷换热；
（3）蒸发气体的冷凝和过冷：将预冷换热后的蒸发气体与来源于低压泵的低压液化天然气Ⅰ分别从再冷凝器的蒸发气体入口和低压液化天然气Ⅰ进口加入，在再冷凝器中混合冷凝，得到冷凝液；冷凝液在重力和压力的作用下，被吸入高压泵缓冲槽中；
将来源于低压泵的低压液化天然气Ⅱ从低压液化天然气Ⅱ进口进入，与冷凝液进行充分混合，聚集于高压泵缓冲槽底部水脚，得到过冷液化天然气流体；
（4）液化天然气的二级压力输送：将过冷液化天然气流体用高压泵从冷凝液出口抽出，经高压泵加压后的高压天然气送往汽化器进行汽化，汽化的天然气进入输气管网。
4.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：步骤（1）所述蒸发气体压缩机出口压力范围为4kg/cm2G～8kg/cm2G，温度范围为-40℃～+40℃。
5.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：步骤（2）所述蒸发气体预冷换热后的温度范围为-130℃～-90℃；所述来源于高压泵的高压液化天然气的压力范围为80kg/cm2G～110kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃。
6.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：步骤（3）所述低压液化天然气Ⅰ和低压液化天然气Ⅱ的压力范围为3kg/cm2G～10kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃；所述过冷液化天然气流体的压力范围为3kg/cm2G～10kg/cm2G，操作温度范围为-158℃～-130℃。
7.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：步骤（4）所述高压液化天然气的压力范围为80kg/cm2G～110kg/cm2G，温度范围为-158℃～-130℃。
8.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：当再冷凝器内部压力大于压力控制器PIC-1设定值4～8kg/cm2G时，压力控制器PIC-1将发送控制信号增大低压液化天然气Ⅰ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅰ进口的阀门全开而再冷凝器内部压力仍上升时，压力控制器PIC-2将发出信号开大排气阀门；当排气阀门全开压力仍上升时，安全阀跳脱；当再冷凝器内部压力小于压力控制器PIC-1设定值4～8kg/cm2G时，压力控制器PIC-1将发送控制信号关小低压液化天然气Ⅰ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅰ进口的阀门全关而再冷凝器内部压力仍下降时，压力控制器PIC-3发出信号开大补气阀门。
9.根据权利要求3所述的再冷凝回收方法，其特征在于：当再冷凝器液位低于高压泵缓冲槽高度60%时，液位控制器LIC-1发送控制信号开大低压液化天然气Ⅱ进口的阀门；当液位高于高压泵缓冲槽高度60%时，液位控制器LIC-1发送控制信号关小低压液化天然气Ⅱ进口的阀门；当低压液化天然气Ⅱ进口的阀门全关而再冷凝器液位仍上升时，液位控制器LIC-1自动提高压力控制器PIC-1的设定值。
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