CN103343882A - 一种液化天然气bog回收装置及回收方法 - Google Patents
一种液化天然气bog回收装置及回收方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103343882A CN103343882A CN2013102606172A CN201310260617A CN103343882A CN 103343882 A CN103343882 A CN 103343882A CN 2013102606172 A CN2013102606172 A CN 2013102606172A CN 201310260617 A CN201310260617 A CN 201310260617A CN 103343882 A CN103343882 A CN 103343882A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- output terminal
- input end
- way valve
- valve
- bog
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 50
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 27
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 25
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 22
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 16
- 238000004537 pulping Methods 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract description 11
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 9
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000007907 direct compression Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007630 basic procedure Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 235000019628 coolness Nutrition 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
本发明涉及液化气汽化生成的蒸发气回收及零排放技术，特别是涉及一种液化天然气蒸发气的回收装置和方法。以水合物的形式回收BOG，能够很好的避免再冷凝工艺中所产生的二次闪蒸，减轻了装置的负荷，节约了能耗。根据所产生BOG的量，利用部分LNG或部分BOG提供水合物反应和储存过程所需要的冷量，不需要外部制冷设备，节约了能耗，且水合反应条件相比与再冷凝所需要的条件要温和的多，对设备及材质的要求也较易达到，节约了成本，相对安全。以BOG气替换氮气作为储罐的绝热层，充分利用了气体的冷能；同时BOG对水合反应过程中所需要的水进行预冷，对进入压缩机前这部分BOG的冷能进行了充分利用，也降低了压缩机的耐低温要求。
Description
技术领域
本发明涉及液化气汽化生成的蒸发气（BOG）回收及零排放技术，特别是涉及一种液化天然气蒸发气的回收装置和方法。
背景技术
天然气因清洁无污染以及能量利用率高等优点，在全球能源市场上所占的份额越来越大；常压下的天然气在-162℃条件下由气态变为液态，体积缩小为原来的1/600，这种以液态形式存储的天然气称之为液化天然气（LNG）。
LNG利用方式被认为是解决天然气远洋运输、荒漠地区的油气田开发以及回收边远地区天然气最有效的方法，加快发展进口LNG也是目前我国优化能源结构，提高能效，缓解资源压力最有力的措施；但是LNG在整个生产以及运输过程中，对温度的要求相当苛刻—常压下其储存温度为-162℃的低温；因此，由于环境热量的流入、装卸船过程中的体积置换、闪蒸以及大气压力的积聚降低等因素，不可避免的会有相当部分的液化天然气汽化，这部分蒸发气（BOG）会引起罐内压力的升高，为了避免引发事故，这部分蒸发气必须及时被引出处理。
目前对BOG的处理方式主要采用直接压缩和再冷凝工艺；直接压缩是将LNG 储罐内的BOG气体用压缩机直接加压到管网所需压力，进而通过管网外输，但由于其功耗太大，很少被采用，文献（金光，李亚军．LNG接收站蒸发气体处理工艺[J].低温工程，2011，1：51-56.）介绍了直接压缩工艺的基本流程；再冷凝工艺是现今被广泛用来处理BOG的方法，其是将BOG 冷凝成LNG 进行回收，专利“一种蒸发器零排放系统和方法”（201110179861.7，公开（公告）号CN 102261560 A）；“液化气再液化装置、具有该液化气的储藏设备及液化气运输船、以及液化气再液化方法” （200980000579.9，公开（公告）号CN 101796343 A）；“一种储罐中蒸发气的回收系统和方法”（201110214125.0，公开（公告）号CN 102269327 A）；等都是以再冷凝工艺为基础的BOG回收方法，无论是直接压缩工艺还是再冷凝工艺都面临着耗功大，适应能力差的难题，特别对于再冷凝工艺还面临着二次闪蒸以及气液比的控制难等问题；因此，急需开发出一套耗功少，适应性强以及操作相对简便的BOG处理装置。
发明内容
本发明的目的是针对现有LNG生产和运输过程中BOG的回收处理工艺能耗高、适应范围窄，二次闪蒸以及操作难等问题而开发出的一套BOG的零排放系统和方法。
为了达到以上目的，本发明采用以下技术方案：一种液化天然气BOG回收装置，其特征在于：所述装置包括LNG储罐、流量分配器、控制阀、单向阀、双向阀、换热制冰装置、研碎机、储液罐、水泵、水合物反应器、单向截止阀、分离罐、BOG压缩机、立式三相分离器、水合物储存单元、水合物分解单元、高压泵、浆体泵、LNG储罐绝热腔、水合反应器降温腔、混合减温单元、安全阀和压力调节阀；LNG储罐的第一输出端与压力调节阀的输入端连接；压力调节阀的输出端与第一流量分配器的输入端连接；第一流量分配器的第一输出端与第一控制阀的输入端连接；第一控制阀的输出端LNG储罐绝热腔连接；第一流量分配器的第二输出端与第一单向阀的输入端连接；第一单向阀的输出端与第二流量分配器的输入端连接；第二流量分配器的第一输出端与第二单向阀的输入端连接；第二单向阀的输出端与水合反应器降温腔第一输入端连接；第二流量分配器的第二输出端与第三单向阀的输入端连接；第三单向阀的第一输出端与换热制冰装置的第一输入端连接；换热制冰装置的第一输出端与分离罐的第一输入端连接；第三单向阀的第二输出端与双向阀连接；双向阀与换热制冰装置的第二输入端连接；LNG储罐绝热腔的输出端与第二控制阀的输入端连接；第二控制阀的第一输出端与双向阀连接；第二控制阀的第二输出端与第四单向阀的第一输入端连接；双向阀与第四单向阀的第二输入端连接；第四单向阀的输出端与分离罐的第二输入端连接；分离罐的第一输出端与第一单向截止阀的输入端连接；第一单向截止阀的输出端与高压泵的第一输入端连接；高压泵的输出端与第五单向截止阀的输入端连接；第五单向截止阀的输出端与第三流量分配器的输入端连接；第三流量分配器的第一输出端与第六单向截止阀的输入端连接；第六单向截止阀的输出端与水合反应器降温腔第二输入端连接；第三流量分配器的第二输出端与第七单向截止阀的输入端连接；第七单向截止阀的输出端与混合减温单元的第二输入端连接；分离罐的第二输出端与BOG压缩机的输入端连接；BOG压缩机的输出端与混合减温单元的第一输入端连接；混合减温单元的输出端与第三控制阀的输入端连接；第三控制阀的输出端与水合反应器的第一输入端连接；水合反应器的第一输出端与第六单向阀的第一输入端连接；水合反应器的第三输出端与安全阀的输入端连接；安全阀的输出端与第六单向阀的第二输入端连接；第六单向阀的输出端与分离罐的第三输入端连接；LNG储罐的第二输出端与第四单向截止阀的输入端连接；第四单向截止阀的输出端与高压泵的第二输入端连接；水经过换热制冰装置的第三输入端流入；热制冰装置的第二输出端与研碎机的输入端连接；研碎机的输出端与带有加药管的储液罐的输入端连接；储液罐的输出端与第五单向阀的输入端连接；第五单向阀的输出端与水泵的输入端连接；水泵的输出端与水合反应器的第二输入端连接；水合反应器的第二输出端与浆体泵的输入端连接；浆体泵的输出端与立式三相分离器的输入端连接；立式三相分离器的第一输出端与第七单向阀的输入端连接；第七单向阀的输出端与第六单向阀的第三输入端连接；立式三相分离器的第二输出端与第三单向截止阀的第一输入端连接；第三单向截止阀的输出端与换热制冰装置的第四输入端连接；立式三相分离器的第三输出端与水合物储存单元的输入端连接；水合物储存单元的输出端与水合物分解单元的输入端连接；水合物分解单元的输出端与第二单向截止阀的输入端连接；第二单向截止阀的输出端与第三单向截止阀的第二输入端连接。
本发明的显著优点在以下几个方面：
（1） 采用水合物法固化回收液化天然气的蒸发气，能够实现BOG的零排放，需要时，
可由水合物分解将所释放的气体送入管网；在这个过程中可以充分利用环境的温度提高水合物分解所需要的热量。
（2） 以水合物的形式回收BOG，能够很好的避免再冷凝工艺中所产生的二次闪蒸
（BOG冷凝后的LNG进入收集罐或储罐时，由于工况的改变会出现二次闪蒸），减轻了装置的负荷，大大节约了能耗。
（3） 根据所产生BOG的量，利用部分LNG或部分BOG提供水合物反应和储存过程
所需要的冷量，不需要外部制冷设备，节约了能耗，且水合反应条件相比与再冷凝所需要的条件要温和的多，对设备及材质的要求也较易达到，大大节约了成本，也相对安全。
（4） 以BOG气替换氮气作为储罐的绝热层，充分利用了这部分气体的冷能；同时BOG
对水合反应过程中所需要的水进行预冷，对进入压缩机前这部分BOG的冷能进行了充分利用，也降低了压缩机的耐低温要求。
（5） 再冷凝工艺的核心设备再冷凝器对气液比的响应比较敏感，控制起来比较困难；
水合物法的核心设备水合物反应器对气液比的响应范围较宽，操作容易实现。
（6） 相比于再冷凝工艺，本发明的化工仪表等的种类和数量都大大减少，成本相对较
低，采购方便，且适应性也相对较强。
附图说明
图1 BOG回收装置；
图中：1.LNG储罐；2，5，34.流量分配器；3，9，21.控制阀；4，6，7，11，14，20，22.单向阀；8.双向阀；10.换热制冰装置；12.研碎机；13.储液罐；15.水泵；16.水合物反应器；17，26，27，29，31，35，36.单向截止阀；18.分离罐；19.BOG压缩机；23.立式三相分离器；24.水合物储存单元；25.水合物分解单元；28.高压泵；30.浆体泵；32.LNG储罐绝热腔；33.水合反应器降温腔；37.混合减温单元；38.安全阀，39.压力调节阀。
具体实施方式
如图1所示，按照附图所示，本回收方法是：本发明的的装置由LNG储罐1、流量分配器2，5，34；控制阀3，9，21；单向阀4，6，7，11，14，20，22；双向阀8；换热制冰装置10；研碎机12；储液罐13；水泵15；水合物反应器16；单向截止阀17，26，27，29，31，35，36；分离罐18； BOG压缩机19；立式三相分离器23；水合物储存单元24；水合物分解单元25；高压泵28；浆体泵30； LNG储罐绝热腔32；水合反应器降温腔33；混合减温单元37；安全阀38；压力调节阀39组成；其回收工艺主要包括以下几方面的内容：
1：LNG储罐1中的BOG超过一定压力后，则气体经过压力调节阀39后进入第一流量分配器2分为二路，一路经过第一控制阀3进入到LNG储罐绝热腔32内代替氮气起着绝热做用防止外界热量的流入；另一路经过第一单向阀4进入第二流量分配器5分为二路，一路经过第二单向阀6进入水合反应器降温腔33内对水合物反应过程进行降温；另一路经过第三单向阀7后或为换热制冰装置10提供冷量，或直接经由第四单向阀11进入分离罐18内。
2：随着LNG储罐绝热腔32内温度的升高，需要对里面的BOG排出置换，排出的气体仍具有一定的冷量，这部分BOG经过第二控制阀9或经过双向阀8为换热制冰装置10提供冷量，或在冷量充足时直接经由第四单向阀11进入分离罐18内；在这个过程中，需要说明的是上下二路的来气通过双向阀8可以灵活方便的为换热制冰装置10提供冷量，保证了冷量的充足及制冷的稳定性，在此需要说明的是：分离罐18同时起着分离和缓冲作用，增加了进气的稳定性。
3：气体进入分离罐18内气液分离，气体由上部引出，经过BOG压缩机19增压后温度会升高，进入混合减温单元37降温，降温后的气体经由第三控制阀21进入水合物反应器16，依靠进气将水合物反应器16内的压力保持在1-5.5MPa之间，温度可取值245K-280K，具体的值根据水合反应器降温腔33的降温幅度和反应器16内压力耦合决定，一般可以取值压力2.5MPa，温度259K，能够保证水合物能够稳定存在。
4：水经过换热制冰装置10后制冰，经过研碎机12研碎成冰水混合物后进入储液罐13，通过加药管向储液罐13中添加浓度为300mg/L的SDS溶液或适宜浓度的其它水合物生成促进剂，后经由第五单向阀14由水泵15泵入水合物反应器16，完成进液过程。
5：水合物反应器16生成的水合物经过浆体泵30泵入立式三相分离器23，经过立式三相分离器23分离为三相，未反应的自由水、水合物和未反应的气体，未反应的气体经由第七单向阀22、第六单向阀20进入分离罐18，重新循环利用；水合物进入水合物储存单元24存储，水合物储存单元低温条件由部分LNG提供冷量，需要时将其送入水合物分解单元25分解，分解后的气体进入管网，分解后的水经第二单向截止阀26与立式三相分离器23分离后的水汇合后，经过第三单向截止阀27重新送入制冰装置制冰。
6：在整个降温过程中，首先利用分离罐18内的LNG液，在冷量不足时，通过LNG储罐1中经第四单向截止阀29补充部分LNG，由高压泵28提供动力经由第五单向截止阀31后，流入第三流量分配器34分为二路，一路经由第六单向截止阀35进入水合反应器降温腔33对水合物反应进行降温，另一路经由第七单向截止阀36流入混合减温单元37和经压缩及压缩后温度升高的BOG混合降温；在这里需要说明的是：水合反应器降温腔33有二套系统对其进行降温，一套由1所述采用BOG对其降温，另一套系统就是采用这部分LNG进行降温，优先考虑第一种，二者相互补充，提供充足的冷量，维持系统的稳定运行；此外，水合物储存单元24的冷量也是由经过这条路的部分LNG提供，具体的在图中未完整标出。
7：在水合物反应器16发生紧急情况时，可由安全阀38泄压，气体经由第六单向阀20进入分离罐18，保证了安全性。
8：双向阀8的设置能够方便的对制冰所需要的冷量进行调节；若由第二流量分配器5，经过第三单向阀7来的BOG所提供的冷量不足以提供换热制冰装置10所需要的冷量时，考虑到由隔热层出来的BOG，温度依然很低，可以将这部分冷能充分利用，在第四单向阀11关闭的情况下，气体由隔热层出来由第二控制阀9通过双向阀8给换热制冰装置10提供冷能；在冷量提供充足的情况下，或一些紧急情况下制冰停止时，保持第四单向阀11处于开启状态，由隔热层出来的BOG直接通过第二控制阀9、第四单向阀11进入分离罐18，而由第二流量分配器5的BOG经过第三单向阀7也可由双向阀8，进而通过第四单向阀11进入分离罐18，分离罐18起到去除液体的作用，同时也起到缓冲的作用，有助于压缩机的运行稳定。
9：水合物反应器并不限于如图所画的搅拌式水合物反应器，这里只是提供一个实例；过程中很容易实现自动化控制。
Claims (6)
1.一种液化天然气BOG回收装置，其特征在于：所述装置包括LNG储罐、流量分配器、控制阀、单向阀、双向阀、换热制冰装置、研碎机、储液罐、水泵、水合物反应器、单向截止阀、分离罐、BOG压缩机、立式三相分离器、水合物储存单元、水合物分解单元、高压泵、浆体泵、LNG储罐绝热腔、水合反应器降温腔、混合减温单元、安全阀和压力调节阀；LNG储罐（1）的第一输出端与压力调节阀（39）的输入端连接；压力调节阀（39）的输出端与第一流量分配器（2）的输入端连接；第一流量分配器（2）的第一输出端与第一控制阀（3）的输入端连接；第一控制阀（3）的输出端LNG储罐绝热腔（32）连接；第一流量分配器（2）的第二输出端与第一单向阀（4）的输入端连接；第一单向阀（4）的输出端与第二流量分配器（5）的输入端连接；第二流量分配器（5）的第一输出端与第二单向阀（6）的输入端连接；第二单向阀（6）的输出端与水合反应器降温腔（33）第一输入端连接；第二流量分配器（5）的第二输出端与第三单向阀（7）的输入端连接；第三单向阀（7）的第一输出端与换热制冰装置（10）的第一输入端连接；换热制冰装置（10）的第一输出端与分离罐（18）的第一输入端连接；第三单向阀（7）的第二输出端与双向阀（8）连接；双向阀（8）与换热制冰装置（10）的第二输入端连接；LNG储罐绝热腔（32）的输出端与第二控制阀（9）的输入端连接；第二控制阀（9）的第一输出端与双向阀（8）连接；第二控制阀（9）的第二输出端与第四单向阀（11）的第一输入端连接；双向阀（8）与第四单向阀（11）的第二输入端连接；第四单向阀（11）的输出端与分离罐（18）的第二输入端连接；分离罐（18）的第一输出端与第一单向截止阀（17）的输入端连接；第一单向截止阀（17）的输出端与高压泵（28）的第一输入端连接；高压泵（28）的输出端与第五单向截止阀（31）的输入端连接；第五单向截止阀（31）的输出端与第三流量分配器（34）的输入端连接；第三流量分配器（34）的第一输出端与第六单向截止阀（35）的输入端连接；第六单向截止阀（35）的输出端与水合反应器降温腔（33）第二输入端连接；第三流量分配器（34）的第二输出端与第七单向截止阀（36）的输入端连接；第七单向截止阀（36）的输出端与混合减温单元（37）的第二输入端连接；分离罐（18）的第二输出端与BOG压缩机（19）的输入端连接；BOG压缩机（19）的输出端与混合减温单元（37）的第一输入端连接；混合减温单元（37）的输出端与第三控制阀（21）的输入端连接；第三控制阀（21）的输出端与水合反应器（16）的第一输入端连接；水合反应器（16）的第一输出端与第六单向阀（20）的第一输入端连接；水合反应器（16）的第三输出端与安全阀（38）的输入端连接；安全阀（38）的输出端与第六单向阀（20）的第二输入端连接；第六单向阀（20）的输出端与分离罐（18）的第三输入端连接；LNG储罐（1）的第二输出端与第四单向截止阀（29）的输入端连接；第四单向截止阀（29）的输出端与高压泵（28）的第二输入端连接；水经过换热制冰装置（10）的第三输入端流入；热制冰装置（10）的第二输出端与研碎机（12）的输入端连接；研碎机（12）的输出端与带有加药管的储液罐（13）的输入端连接；储液罐（13）的输出端与第五单向阀（14）的输入端连接；第五单向阀（14）的输出端与水泵（15）的输入端连接；水泵（15）的输出端与水合反应器（16）的第二输入端连接；水合反应器（16）的第二输出端与浆体泵（30）的输入端连接；浆体泵（30）的输出端与立式三相分离器（23）的输入端连接；立式三相分离器（23）的第一输出端与第七单向阀（22）的输入端连接；第七单向阀（22）的输出端与第六单向阀（20）的第三输入端连接；立式三相分离器（23）的第二输出端与第三单向截止阀（27）的第一输入端连接；第三单向截止阀（27）的输出端与换热制冰装置（10）的第四输入端连接；立式三相分离器（23）的第三输出端与水合物储存单元（24）的输入端连接；水合物储存单元（24）的输出端与水合物分解单元（25）的输入端连接；水合物分解单元（25）的输出端与第二单向截止阀（26）的输入端连接；第二单向截止阀（26）的输出端与第三单向截止阀（27）的第二输入端连接。
2.一种液化天然气BOG回收方法，其特征在于包括如下步骤：
（1）LNG储罐1中的BOG超过一定压力后，则气体经过压力调节阀（39）后进入第一流量分配器（2）分为二路，一路经过第一控制阀（3）进入到LNG储罐绝热腔（32）内代替氮气起着绝热做用防止外界热量的流入；另一路经过第一单向阀（4）进入第二流量分配器（5）分为二路，一路经过第二单向阀（6）进入水合反应器降温腔（33）内对水合物反应过程进行降温；另一路经过第三单向阀（7）后或为换热制冰装置（10）提供冷量，或直接经由第四单向阀（11）进入分离罐（18）内；
（2）随着LNG储罐绝热腔（32）内温度的升高，需要对里面的BOG排出置换，排出的气体仍具有一定的冷量，这部分BOG经过第二控制阀（9）或经过双向阀（8）为换热制冰装置（10）提供冷量，或在冷量充足时直接经由第四单向阀（11）进入分离罐（18）内；在这个过程中，需要说明的是上下二路的来气通过双向阀（8）可以灵活方便的为换热制冰装置（10）提供冷量，保证了冷量的充足及制冷的稳定性；
（3）气体进入分离罐（18）内气液分离，气体由上部引出，经过BOG压缩机（19）增压后温度会升高，进入混合减温单元（37）降温，降温后的气体经由第三控制阀（21）进入水合物反应器（16），依靠进气将水合物反应器（16）内的压力保持在1-5.5MPa之间，温度可取值245K-280K；
（4）水经过换热制冰装置（10）后制冰，经过研碎机（12）研碎成冰水混合物后进入储液罐（13），通过加药管向储液罐（13）中添加浓度为300mg/L的SDS溶液或适宜浓度的其它水合物生成促进剂，后经由第五单向阀（14）由水泵（15）泵入水合物反应器（16），完成进液过程；
（5）水合物反应器（16）生成的水合物经过浆体泵（30）泵入立式三相分离器（23），经过立式三相分离器（23）分离为三相，未反应的自由水、水合物和未反应的气体，未反应的气体经由第七单向阀（22）、第六单向阀（20）进入分离罐（18），重新循环利用；水合物进入水合物储存单元（24）存储，水合物储存单元低温条件由部分LNG提供冷量，需要时将其送入水合物分解单元（25）分解，分解后的气体进入管网，分解后的水经第二单向截止阀（26）与立式三相分离器（23）分离后的水汇合后，经过第三单向截止阀（27）重新送入制冰装置制冰。
3.如权利要求2所述的一种液化天然气BOG回收方法，其特征在于：在整个降温过程中，首先利用分离罐（18）内的LNG液，在冷量不足时，通过LNG储罐（1）中经第四单向截止阀（29）补充部分LNG，由高压泵（28）提供动力经由第五单向截止阀（31）后，流入第三流量分配器（34）分为二路，一路经由第六单向截止阀（35）进入水合反应器降温腔（33）对水合物反应进行降温，另一路经由第七单向截止阀（36）流入混合减温单元（37）和经压缩及压缩后温度升高的BOG混合降温；水合反应器降温腔（33）有二套系统对其进行降温，一套由步骤1所述采用BOG对其降温，另一套系统就是采用这部分LNG进行降温，优先考虑第一种，二者相互补充，提供充足的冷量，维持系统的稳定运行；此外，水合物储存单元（24）的冷量也是由经过这条路的部分LNG提供。
4.如权利要求2所述的一种液化天然气BOG回收方法，其特征在于：在水合物反应器16发生紧急情况时，可由安全阀（38）泄压，气体经由第六单向阀（20）进入分离罐（18），保证了安全性。
5.如权利要求2所述的一种液化天然气BOG回收方法，其特征在于：双向阀（8）的设置能够方便的对制冰所需要的冷量进行调节；若由第二流量分配器（5），经过第三单向阀（7）来的BOG所提供的冷量不足以提供换热制冰装置（10）所需要的冷量时，考虑到由隔热层出来的BOG，温度依然很低，可以将这部分冷能充分利用，在第四单向阀（11）关闭的情况下，气体由隔热层出来由第二控制阀（9）通过双向阀（8）给换热制冰装置（10）提供冷能；在冷量提供充足的情况下，或一些紧急情况下制冰停止时，保持第四单向阀（11）处于开启状态，由隔热层出来的BOG直接通过第二控制阀（9）、第四单向阀（11）进入分离罐（18），而由第二流量分配器（5）的BOG经过第三单向阀（7）也可由双向阀（8），进而通过第四单向阀（11）进入分离罐（18），分离罐（18）起到去除液体的作用，同时也起到缓冲的作用，有助于压缩机的运行稳定。
6.如权利要求2所述的一种液化天然气BOG回收方法，其特征在于：所述水合物反应器16内的压力保持在2.5MPa之间，温度取值259K。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310260617.2A CN103343882B (zh) | 2013-06-27 | 2013-06-27 | 一种液化天然气bog回收装置及回收方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310260617.2A CN103343882B (zh) | 2013-06-27 | 2013-06-27 | 一种液化天然气bog回收装置及回收方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103343882A true CN103343882A (zh) | 2013-10-09 |
| CN103343882B CN103343882B (zh) | 2016-05-04 |
Family
ID=49278700
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310260617.2A Active CN103343882B (zh) | 2013-06-27 | 2013-06-27 | 一种液化天然气bog回收装置及回收方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103343882B (zh) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103672403A (zh) * | 2013-11-18 | 2014-03-26 | 常州大学 | 一种气体水合物储运装置 |
| CN103953848A (zh) * | 2014-05-04 | 2014-07-30 | 国鸿液化气机械工程（大连）有限公司 | 一种自平衡式再液化系统及其工作方法 |
| CN104006295A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-08-27 | 张夏炎 | 一种低温液化气体的置换式压力输送方法及设备 |
| CN104748474A (zh) * | 2015-03-23 | 2015-07-01 | 华南理工大学 | 一种液化天然气冷能用于高温位冷能用户的换热方法 |
| CN105546342A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-04 | 辽宁石油化工大学 | 一种lng接收站液化天然气气化方法 |
| CN106184684A (zh) * | 2016-07-04 | 2016-12-07 | 上海衡拓实业发展有限公司 | 船用自动控制可移动lng燃料罐箱供气系统 |
| CN106917957A (zh) * | 2016-07-19 | 2017-07-04 | 陕西液化天然气投资发展有限公司 | 一种lng储罐的bog回收系统 |
| CN108980605A (zh) * | 2018-08-22 | 2018-12-11 | 杨信 | Lng接收站再冷凝器液气比率的计算方法 |
| CN110529742A (zh) * | 2019-09-27 | 2019-12-03 | 昆明理工大学 | 一种lng汽车车载绝热气瓶蒸发气回收利用系统 |
| CN111692525A (zh) * | 2020-07-20 | 2020-09-22 | 郑志 | 一种lng罐式集装箱bog回收系统与回收方法 |
| CN112479802A (zh) * | 2020-11-16 | 2021-03-12 | 中国石油大学(华东) | 一种丙烷水合物的生成系统以及生成方法 |
| CN112648530A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-04-13 | 青岛科技大学 | 一种lng运输船bog处理系统 |
| CN114370599A (zh) * | 2021-12-20 | 2022-04-19 | 深圳市燃气集团股份有限公司 | 一种lng接收站预冷式bog再冷凝系统 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002089983A (ja) * | 2000-09-19 | 2002-03-27 | Air Water Inc | 蓄冷式冷凍機およびそれを用いた液化ガス収容装置 |
| CN101761774A (zh) * | 2009-09-28 | 2010-06-30 | 张家港圣汇气体化工装备有限公司 | 液化天然气加气站回流气全液化回收装置 |
| CN202012731U (zh) * | 2011-03-26 | 2011-10-19 | 宁波鲍斯能源装备股份有限公司 | 液化天然气蒸发气体回收再液化的装置 |
| CN202420026U (zh) * | 2011-12-31 | 2012-09-05 | 新奥科技发展有限公司 | 天然气系统和天然气系统能源回收装置 |
| CN202812795U (zh) * | 2012-10-26 | 2013-03-20 | 泉州市燃气有限公司 | Lng冷能回收利用系统 |
-
2013
- 2013-06-27 CN CN201310260617.2A patent/CN103343882B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002089983A (ja) * | 2000-09-19 | 2002-03-27 | Air Water Inc | 蓄冷式冷凍機およびそれを用いた液化ガス収容装置 |
| CN101761774A (zh) * | 2009-09-28 | 2010-06-30 | 张家港圣汇气体化工装备有限公司 | 液化天然气加气站回流气全液化回收装置 |
| CN202012731U (zh) * | 2011-03-26 | 2011-10-19 | 宁波鲍斯能源装备股份有限公司 | 液化天然气蒸发气体回收再液化的装置 |
| CN202420026U (zh) * | 2011-12-31 | 2012-09-05 | 新奥科技发展有限公司 | 天然气系统和天然气系统能源回收装置 |
| CN202812795U (zh) * | 2012-10-26 | 2013-03-20 | 泉州市燃气有限公司 | Lng冷能回收利用系统 |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103672403B (zh) * | 2013-11-18 | 2016-01-27 | 常州大学 | 一种气体水合物储运装置 |
| CN103672403A (zh) * | 2013-11-18 | 2014-03-26 | 常州大学 | 一种气体水合物储运装置 |
| CN104006295B (zh) * | 2014-04-28 | 2018-01-05 | 张夏炎 | 一种低温液化气体的置换式压力输送方法的设备 |
| CN104006295A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-08-27 | 张夏炎 | 一种低温液化气体的置换式压力输送方法及设备 |
| CN103953848A (zh) * | 2014-05-04 | 2014-07-30 | 国鸿液化气机械工程（大连）有限公司 | 一种自平衡式再液化系统及其工作方法 |
| CN104748474A (zh) * | 2015-03-23 | 2015-07-01 | 华南理工大学 | 一种液化天然气冷能用于高温位冷能用户的换热方法 |
| CN105546342A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-04 | 辽宁石油化工大学 | 一种lng接收站液化天然气气化方法 |
| CN106184684B (zh) * | 2016-07-04 | 2019-03-29 | 上海衡拓实业发展有限公司 | 船用自动控制可移动lng燃料罐箱供气系统 |
| CN106184684A (zh) * | 2016-07-04 | 2016-12-07 | 上海衡拓实业发展有限公司 | 船用自动控制可移动lng燃料罐箱供气系统 |
| CN106917957A (zh) * | 2016-07-19 | 2017-07-04 | 陕西液化天然气投资发展有限公司 | 一种lng储罐的bog回收系统 |
| CN108980605A (zh) * | 2018-08-22 | 2018-12-11 | 杨信 | Lng接收站再冷凝器液气比率的计算方法 |
| CN110529742A (zh) * | 2019-09-27 | 2019-12-03 | 昆明理工大学 | 一种lng汽车车载绝热气瓶蒸发气回收利用系统 |
| CN110529742B (zh) * | 2019-09-27 | 2020-11-24 | 昆明理工大学 | 一种lng汽车车载绝热气瓶蒸发气回收利用系统 |
| CN111692525A (zh) * | 2020-07-20 | 2020-09-22 | 郑志 | 一种lng罐式集装箱bog回收系统与回收方法 |
| CN112479802A (zh) * | 2020-11-16 | 2021-03-12 | 中国石油大学(华东) | 一种丙烷水合物的生成系统以及生成方法 |
| CN112479802B (zh) * | 2020-11-16 | 2022-05-27 | 中国石油大学(华东) | 一种丙烷水合物的生成系统以及生成方法 |
| CN112648530A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-04-13 | 青岛科技大学 | 一种lng运输船bog处理系统 |
| CN112648530B (zh) * | 2021-01-06 | 2022-04-26 | 青岛科技大学 | 一种lng运输船bog处理系统 |
| CN114370599A (zh) * | 2021-12-20 | 2022-04-19 | 深圳市燃气集团股份有限公司 | 一种lng接收站预冷式bog再冷凝系统 |
| CN114370599B (zh) * | 2021-12-20 | 2024-03-22 | 深圳市燃气集团股份有限公司 | 一种lng接收站预冷式bog再冷凝系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103343882B (zh) | 2016-05-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103343882A (zh) | 一种液化天然气bog回收装置及回收方法 | |
| CN108561749B (zh) | 应用于液氢加氢站的混合加注系统 | |
| CN111928109A (zh) | 一种加氢站的蒸发气回收系统 | |
| US20200149684A1 (en) | Method and installation for storing and dispensing liquefied hydrogen | |
| CN203731088U (zh) | 基于常温压缩机回收bog气体的lng接收站工艺系统 | |
| CN110594579B (zh) | 一种多功能的加氢站氢燃料加注系统 | |
| CN105318190A (zh) | Bog液化回收系统及方法 | |
| CN104033727A (zh) | 一种lng接收站回收冷量用于处理bog的工艺及装置 | |
| CN101915494A (zh) | 一种船运液货乙烯/乙烷蒸发气体的再液化方法 | |
| US20210254789A1 (en) | Method and facility for storing and distributing liquefied hydrogen | |
| CN102261560B (zh) | 一种蒸发气零排放系统和方法 | |
| CN111577213B (zh) | 一种海洋可燃冰开采气体固态化储运的系统与方法 | |
| CN101659414B (zh) | 硅甲烷低温生产及副产物综合回收工艺 | |
| CN109027660B (zh) | 一种超临界氢的存储方法及超临界氢的应用 | |
| CN102913753B (zh) | Lng接收站的储存和气化工程输出系统及方法 | |
| CN205156507U (zh) | 一种bog再液化设备 | |
| CN201555392U (zh) | 一种复叠式制冷系统 | |
| CN203615063U (zh) | Lng运输汽车残余液体回收利用装置 | |
| CN103254956B (zh) | 一种水合物法回收放空天然气装置 | |
| CN212298527U (zh) | 一种加氢站的蒸发气回收系统 | |
| CN206093510U (zh) | 一种天然气液化工厂bog回收利用系统 | |
| CN114893719A (zh) | 加氢、加液化天然气合建站的bog气体回收系统及方法 | |
| CN211010763U (zh) | 分气质存储的lng储罐 | |
| CN208684412U (zh) | 一种磷烷气体的制备装置 | |
| CN104696700A (zh) | 甲烷气回收系统以及回收方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20201110 Address after: No.8, wisdom Avenue, Donghu scenic area, Dayu Town, Rudong County, Nantong City, Jiangsu Province, 226400 Patentee after: Nantong Donghu International Travel Agency Co.,Ltd. Address before: Gehu Lake Road Wujin District 213164 Jiangsu city of Changzhou province No. 1 Changzhou University Patentee before: CHANGZHOU University |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240304 Address after: 450000 No.4, Xuesong Road, high tech Industrial Development Zone, Zhengzhou City, Henan Province Patentee after: CENSTAR SCIENCE & TECHNOLOGY Corp.,Ltd. Country or region after: China Address before: 226400 No.8, wisdom Avenue, Donghu scenic area, Dayu Town, Rudong County, Nantong City, Jiangsu Province Patentee before: Nantong Donghu International Travel Agency Co.,Ltd. Country or region before: China |