CN103867884B - 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 - Google Patents
一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103867884B CN103867884B CN201410108918.8A CN201410108918A CN103867884B CN 103867884 B CN103867884 B CN 103867884B CN 201410108918 A CN201410108918 A CN 201410108918A CN 103867884 B CN103867884 B CN 103867884B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- lpg
- liquid separator
- stage
- liquid
- 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.)
- Active
Links
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 title claims abstract description 176
- 238000011068 loading method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 151
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 60
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 40
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 39
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 27
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 24
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 17
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 14
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 14
- 238000003303 reheating Methods 0.000 claims description 12
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 210000001124 body fluid Anatomy 0.000 description 1
- 239000010839 body fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000013072 incoming material Substances 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明公开一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，包括岸基LPG冷冻库、单点系泊系统、LPG再冷冻装置以及全冷式LPG运输船，岸基LPG冷冻库通过单点系泊系统与LPG再冷冻装置相连，LPG再冷冻装置与全冷式LPG运输船相连。本发明还公开一种装船方法，将岸基LPG冷冻库储存的低温LPG首先经过加热器加热，再通过单点系泊系统送至再冷冻装置；在再冷冻装置中实现LPG冷冻到常压下的饱和温度，最后通过LPG低温泵送至全冷式LPG运输船装载。与传统码头装载工艺技术相比，本发明适合于缺乏天然港口的地区及港口规划不易变更的情况，投资低，建设周期短，资源枯竭后设备可回收。
Description
技术领域
本发明涉及液化石油气（Liquefied Petroleum Gas，简称LPG）的装船技术领域，尤其是一种基于单点系泊的液化石油气装船系统和方法。
背景技术
将石油气加压或降温使其液化，即成为液化石油气（LPG），LPG的体积约为同质量石油气体积的1/250，具有运输灵活、储存效率高等优点。LPG来源有提炼原油时产出的副产品，或是石油、天然气开采过程中的伴生产品，具有清洁环保以及燃烧热值高等优点。
LPG低温常压储存是指LPG的储存状态是在常压，储存在饱和温度下。常压下丙烷的饱和温度是-42℃，正丁烷的饱和温度是-0.6℃，异丁烷的饱和温度是-12℃，由于各类LPG的不同组分而导致实际常压饱和温度不同。
全冷式LPG运输船又称为低温常压LPG运输船，液化气贮存于不耐压的液舱内，处于常压下的沸腾状态。液舱设计压力一般为0.025MPa，单个液舱容积很少受限制，适宜建造大型船舶，容量大都为50 000－200 000m3。
其中，液舱结构型式包括：
（1）非独立型整体液舱式；
（2）内部绝热贮舱式；
（3）独立式液舱。该液舱可分为A、B、C 三型，它们均非船体的构成部分，呈自持式。
A 型独立舱：该型液舱多由平面结构组成，液舱最大允许设计压力不大于0.07MPa，在大型全冷船上采用该型式较多，工作温度不低于－55℃。
B 型独立舱：要进行精确的结构应力分析和模型试验，包括采用有限元，壳理论，某些场合可适当使用框架分析手段。屈曲、疲劳寿命、塑性形变都属考虑范围。液舱型式有棱柱形和回转球形，压力小于0.07MPa。LNG 船用此型式较多。
C 型独立舱：C 型舱有单罐、双耳和三叶型三种，按压力容器准则设计。设计压力常取1.8MPa，不超过2MPa。
通常情况下，船运贸易都不能缺少码头，码头要与陆地相连，便于货物转为陆地运输。同时，需要投巨资建设向运输船舶锚泊、进出港、靠离泊和装卸作业提供服务的港口设施。而对于全冷式LPG运输船，由于其储存容量大，通常船长达200～300米，满载吃水深度达12～16米，造成码头选址困难，造价高，施工周期长。
发明内容
针对以上问题，本发明提供一种基于单点系泊的液化石油气（LPG）装船系统及方法，将岸上低温储存的LPG复热后，通过海底管道和单点系泊装置输送至外海再冷冻装置，实现对全冷式LPG运输船的离岸装载，从而解决针对全冷式LPG运输船的码头建设难题。
一种基于单点系泊的液化石油气（LPG）装船系统，包括岸基LPG冷冻库、单点系泊系统、LPG再冷冻装置，以及全冷式LPG运输船，所述岸基LPG冷冻库通过单点系泊系统与LPG再冷冻装置相连，所述LPG再冷冻装置与全冷式LPG运输船相连，
其中，
所述岸基LPG冷冻库包括依次相连的低温储罐、再冷凝器和加热器；
所述单点系泊系统包括气相海底管道、液相海底管道和单点系泊装置；
所述LPG再冷冻装置包括一级压缩机、二级压缩机、一级气液分离器、二级气液分离器、三级气液分离器、低温泵、冷却器，
其中，
所述加热器和二级气液分离器通过液相海底管道连接，二级气液分离器分别与二级压缩机和一级气液分离器连接，二级压缩机通过冷却器与三级气液分离器连接，三级气液分离器再分别与二级气液分离器和气相海底管道连接，一级气液分离器液相出口与全冷式LPG运输船相连，一级气液分离器的气相出口依次与一级压缩机和二级气液分离器连接。
作为一种优选的技术方案，上述LPG再冷冻装置设置于船上。
作为一种优选的技术方案，上述低温储罐内还设置有低温泵。
作为一种优选的技术方案，所述全冷式LPG运输船气相返回口还与一级气液分离器连接，从而全冷式LPG运输船在装载时产生的BOG同一级气液分离器的气相混合后一同被压缩处理，无需单独设置回收设备。
作为一种优选的技术方案，所述二级气液分离器气相出口与二级压缩机连接，二级气液分离器的液相出口与一级气液分离器连接，二级压缩机通过冷却器与三级气液分离器连接，三级气液分离器的液相出口与二级气液分离器，三级气液分离器的气相出口与气相海底管道连接，一级气液分离器的液相出口通过低温泵与全冷式LPG运输船相连，一级气液分离器的气相出口依次与一级压缩机和二级气液分离器连接。
作为一种优选的技术方案，一级气液分离器的气相出口设置一个BOG缓冲罐与一级压缩机相连接。
作为一种优选的技术方案，一级气液分离器的液相出口处设置一个低温储罐，低温储罐依次与低温泵和全冷式LPG运输船相连。
以上系统运行时的热量平衡由冷却器和加热器负责调节。
以上系统通过调整低温储罐和全冷式LPG运输船的位置就可以用作离岸LPG卸船。
上述低温储罐最低操作温度可至-48℃。
基于上述装船系统，本发明还提供了一种基于单点系泊的液化石油气装船方法，包括以下步骤：
步骤一、LPG低温储罐内的低温LPG在再冷凝器中与再冷冻装置返回的高温BOG（即再冷冻装置返回的三级气液分离器的出口气）混合复热，视情况经过加热器调整温度后再通过单点系泊系统输往再冷冻装置；
步骤二、由岸基LPG冷冻库输出的LPG在再冷冻装置中被冷冻至低温常压平衡状态，其中：
来自岸基LPG冷冻库的LPG首先送至二级气液分离器，在进入二级气液分离器时会减压闪蒸的效应，产生的气相进入二级压缩机压缩，累积的液相进入一级气液分离器闪蒸；二级压缩机出口气降温冷却后，进入三级气液分离器分离，三级气液分离器的出口气（即高温BOG）经单点系泊系统输回再冷凝器与低温储罐外送的LPG混合复热，三级气液分离器累积的液相进入二级气液分离器闪蒸；一级气液分离器闪蒸产生的气相送至一级压缩机压缩，一级压缩机出口气体送至二级气液分离器经由三级气液分离器送来的低温LPG液体洗涤；
步骤三、一级气液分离器的液相增压后输送至全冷式LPG运输船进行装载，优选通过低温泵增压后输送。
上述混合复热根据系统热量平衡需要，由冷却器控制在40-80℃之间。
上述低温常压平衡状态通常是指操作压力接近大气压，温度处饱和温度的状态。
作为一种优选的方案，在步骤一中，LPG低温储罐内的低温LPG经低温泵增压后在再冷凝器中与再冷冻装置返回的高温BOG混合复热，优选增压至0.35～0.46MPa。
作为一种优选的方案，在步骤二中，来自岸基LPG冷冻库的LPG减压后首先送至二级气液分离器，二级气液分离器减压闪蒸产生的气相进入二级压缩机压缩，二级气液分离器积累的液相，经降温减压后进入一级气液分离器闪蒸；二级压缩机出口气降温冷却后，进入三级气液分离器分离，三级气液分离器的出口气（高温BOG）经单点系泊系统输回再冷凝器与低温储罐输送的LPG混合复热，三级气液分离器的液相降温减压后进入二级气液分离器闪蒸；一级气液分离器的气相将送一级压缩机压缩，一级压缩机出口气体送至二级气液分离器中部由三级气液分离器送来的低温LPG液体洗涤；一级气液分离器累积的液相则输送至全冷式LPG运输船。
作为一种优选的方案，上述全冷式LPG运输船的装船BOG返回冷冻装置与一级气液分离器的气相混合后一同被压缩处理，无需单独设置回收设备。
“单点系泊”，来源于英文“Single Point Mooring”，简称SPM。应该说SPM是一个总的概念，泛指所有的单点，凡允许系泊船舶随着盛行风和海况的变化而围绕着单个系泊点自由回转，从而不断地处于风、浪、流合阻力最小位置的系泊为单点系泊。与固定式的码头相比，它的特点有投资成本低，建设周期短，建设地点选择面大，维护成本低等。随着近海石油勘探开发的发展，单点系泊技术从起初的海上加油逐渐运用于近海采油平台、原油/成品油中转站等广泛的应用。
本发明的工作原理为：
岸基LPG冷冻库储存的低温LPG首先经过LPG加热器加热至0度以上，再通过单点系泊系统送至海上再冷冻装置；再冷冻装置通过压缩机和JT阀的循环组合实现LPG冷冻到常压下的饱和温度储存，最后再通过LPG低温泵送至全冷式LPG运输船装载。再冷冻装置实现冷却时会产生的较高温度的BOG，该高温BOG通过单点系泊系统返输回岸基LPG冷冻库加热来料LPG，从而再冷冻装置工作时产生的高温BOG不但不需要耗能进行冷却处理还可以替代LPG加热器加热，实现双重节能。
与现有技术相比，本发明的积极效果是：将岸基LPG冷冻库储存的LPG复热后，可直接通过海底管道和单点系泊装置输送，实现货物直接在海上再冷冻后对全冷式LPG运输船进行装载。另外，本发明将再冷冻LPG时产生的较高温度BOG反输回岸上与低温储罐出口低温LPG混合，解决了LPG复热的热源问题，从而降低了工艺能耗。与传统码头装载工艺技术相比，本发明非常适合于缺乏天然港口的地区及港口规划不易变更的情况，投资低，建设周期短，资源枯竭后设备可回收。
附图说明
本发明将通过例子并参照附图的方式说明，其中：
图1是具体实施方式中的装船系统的示意图。
具体实施方式
本说明书中公开的所有特征，或公开的所有方法或过程中的步骤，除了互相排斥的特征和/或步骤以外，均可以以任何方式组合。
本说明书（包括任何附加权利要求、摘要和附图）中公开的任一特征，除非特别叙述，均可被其他等效或具有类似目的的替代特征加以替换。即，除非特别叙述，每个特征只是一系列等效或类似特征中的一个例子而已。
如图1所示，基于单点系泊的LPG装船系统，包括LPG低温储罐1、LPG低温泵2、BOG再冷凝器3、LPG加热器4、气相海底管道5、液相海底管道6、单点系泊装置 7、一级压缩机8、二级压缩机9、一级气液分离器10、二级气液分离器 11、三级气液分离器 12、低温泵 13、冷却器14、全冷式LPG运输船15以及各种阀16-20（包括JT阀16-17、FV阀18、 PV阀19、LV阀20 、LV阀21 、TV阀22），其中JT阀指焦耳-汤姆逊节流膨胀阀、LV阀指液位联锁控制阀、FV阀指流量联锁控制阀、TV阀指温度联锁控制阀。
其中：
由LPG低温储罐1、LPG低温泵2、BOG再冷凝器3、LPG加热器4以及各种阀（18-22）等构成岸基LPG冷冻库，LPG低温储罐1可以是单容罐、双容罐或全容罐等。LPG低温泵2可以是潜液泵、离心泵等。BOG再冷凝器3，负责将低温LPG与再冷冻装置返回的高温BOG混合复热，LPG加热器4负责在系统开车时加热和运行过程中复热温度不达标时进行加热。
具体地，
1）低温储罐1内设置有LPG低温泵2，低温泵2出口分两路（将根据再冷凝器液位实时进行流量分配），一路经LV阀20连入再冷凝器3上部入口以再冷凝高温BOG（即三级气液分离器的出口气），一路经LV阀21直接连至再冷凝器3出口作为旁通。
2）BOG再冷凝器3的液相出口连接LPG加热器4的入口，LPG加热器出口与液相海底管道6相连；BOG再冷凝器3的气相出口经PV阀19返回低温储罐1以平衡储罐压力。
其中：
由气相海底管道5、液相海底管道6和单点系泊装置7构成单点系泊系统，其负责将物料通过海底输送至再冷冻装置。其中单点系泊装置7可以是悬链式锚泊系统式（CALM），或塔式（软刚臂等），或转塔式（内转塔\外转塔）。
具体地，
1）LPG加热器出口经液相海底管道6、单点系泊装置7送至二级气液分离器11。
2）三级分离器气相出口依次经单点系泊装置7，气相海底管道5 、FV阀18送回至BOG再冷凝器3。
其中：
由一级压缩机8、二级压缩机9、一级气液分离器10、二级气液分离器 11、三级气液分离器 12、低温泵 13、冷却器14以及各种阀（16-17）构成了再冷冻装置，其负责再冷冻LPG并最终输送至全冷式LPG运输船，冷冻装置优选安装于再冷冻船上。冷却器14可以是空温冷却器或循环水冷却器，主要控制装载热平衡的热量流出；每台气液分离器均配套有JT阀等节流降温措施，最低温度的一级分离器10还配套有一台低温泵13。
具体地，
1）二级气液分离器11的气相出口与二级压缩机9连接，二级压缩机9的出口经冷却器14接入三级气液分离器12；二级气液分离器11的液相出口经JT阀18接入一级气液分离器10。
2）三级气液分离器12的气相出口与单点系泊装置7连接，三级气液分离器12的液相出口经JT阀19接入二级气液分离器11。
3）一级气液分离器10的气相出口连接至一级压缩机8，一级压缩机8出口接入二级气液分离器11；一级气液分离器10的液相出口经低温泵13送至全冷式LPG运输船15。
4) 全冷式LPG运输船15的气相出口与一级气液分离器10相连；而全冷式LPG运输船15气液相口的连接都可以通过装船臂或装船软管实现。
利用上述装船系统进行装船的方法，包括如下步骤：
步骤一、LPG低温储罐1内的低温LPG经LPG低温泵2增压至0.35～0.46MPa(G)后，在BOG再冷凝器3中与再冷冻装置返回的高温BOG混合复热，经过LPG加热器4调整温度至0～10℃，再通过气相海底管道5和单点系泊装置7经海底输往再冷冻装置。
步骤二、由岸基LPG冷冻库输过来的LPG在再冷冻船上被冷冻至低温常压平衡状态（根据组分不同，所处低温状态不同，如纯丙烷是-42.07℃,纯丁烷是-0.5℃），具体为：
来自岸基LPG冷冻库的LPG经压力控制阀16减压后首先送至二级气液分离器11，二级气液分离器11减压闪蒸产生的气相通过管道被吸入二级压缩机9压缩，二级气液分离器11积累的液体，经JT阀18降温减压至成为温度为-6～-40℃、压力为5～10KPa(G)的饱和气液两相流后再进入一级气液分离器10闪蒸；二级压缩机9出口气通过冷却器14降温冷却至40～60℃之间，再进入三级气液分离器12分离，三级气液分离器的气相出口的高温BOG通过单点系泊装置7和气相海底管道5返输回岸基冷冻库从而与低温储罐输送的低温LPG在BOG再冷凝器3中混合冷凝，返回冷冻库的高温BOG量是根据原料LPG组成不同及整个输送系统的热量平衡需要自动调整，例如通常可占二级压缩机出口气质量比的80～100%；三级气液分离器12的液相经JT阀17降温减压至成为压力为0.35～0.46MPa(G)的饱和气液两相流后进入二级气液分离器11与来自岸基LPG冷冻库的LPG混合并闪蒸；一级气液分离器10的气相送至通过管道进入一级压缩机8压缩，一级压缩机8出口气体通过管道送至二级气液分离器11中部由三级气液分离器12送来的低温LPG液体洗涤；
步骤三、一级气液分离器10的液相则通过低温泵13被增压后输送至全冷式LPG运输船15进行装载，全冷式LPG运输船15在装载过程中产生的装船BOG反输回与一级气液分离器10的闪蒸气混合送至一级压缩机压缩10。
本发明并不局限于前述的具体实施方式。本发明扩展到任何在本说明书中披露的新特征或任何新的组合，以及披露的任一新的方法或过程的步骤或任何新的组合。
Claims (9)
1.一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，其特征在于，包括岸基LPG冷冻库、单点系泊系统、LPG再冷冻装置，以及全冷式LPG运输船，所述岸基LPG冷冻库通过单点系泊系统与LPG再冷冻装置相连，所述LPG再冷冻装置与全冷式LPG运输船相连，
其中，
所述岸基LPG冷冻库包括依次相连的低温储罐、再冷凝器和加热器；
所述单点系泊系统包括气相海底管道、液相海底管道和单点系泊装置；
所述LPG再冷冻装置包括一级压缩机、二级压缩机、一级气液分离器、二级气液分离器、三级气液分离器、低温泵、冷却器，
其中，
所述加热器和二级气液分离器通过海底管道连接，二级气液分离器分别与二级压缩机和一级气液分离器连接，二级压缩机通过冷却器与三级气液分离器连接，三级气液分离器再分别与二级气液分离器和气相海底管道连接，一级气液分离器的液相出口与全冷式LPG运输船相连，一级气液分离器的气相出口依次与一级压缩机和二级气液分离器连接，并且一级气液分离器的气相出口设置一个BOG缓冲罐与一级压缩机相连接。
2.如权利要求1所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，其特征在于，所述LPG再冷冻装置设置于船上。
3.如权利要求1所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，其特征在于，所述低温储罐内还设置有低温泵。
4.如权利要求1所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，其特征在于，所述全冷式LPG运输船气相返回口与一级气液分离器连接。
5.如权利要求1-4中任一权利要求所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船系统，其特征在于，所述二级气液分离器气相出口与二级压缩机连接，二级气液分离器的液相出口与一级气液分离器连接，二级压缩机通过冷却器与三级气液分离器连接，三级气液分离器的液相出口与二级气液分离器连接，三级气液分离器的气相出口与气相海底管道连接，一级气液分离器的液相出口通过低温泵与全冷式LPG运输船相连，一级气液分离器的气相出口依次与一级压缩机和二级气液分离器连接。
6.一种基于单点系泊的液化石油气装船方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一、LPG低温储罐内的低温LPG在再冷凝器中与再冷冻装置返回的三级气液分离器的出口气混合复热，经过加热器调整温度后再通过单点系泊系统输往再冷冻装置；
步骤二、接收岸基LPG冷冻库输出的LPG在再冷冻装置中被冷冻至常压液体平衡状态，其中：
来自岸基LPG冷冻库的LPG首先送至二级气液分离器，在进入二级气液分离器时减压闪蒸的效应，产生的气相进入二级压缩机压缩，累积的液相进入一级气液分离器闪蒸；二级压缩机出口气降温冷却后，进入三级气液分离器分离，三级气液分离器的出口气经单点系泊系统输回再冷凝器与低温储罐外送的LPG混合复热，三级气液分离器累积的液相进入二级气液分离器闪蒸；一级气液分离器闪蒸产生的气相送至一级压缩机压缩，一级压缩机出口气体送至二级气液分离器经由三级气液分离器送来的低温LPG液体洗涤；
步骤三、一级气液分离器累积的液相增压后输送至全冷式LPG运输船进行装载。
7.如权利要求6所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船方法，其特征在于，LPG低温储罐内的低温LPG经低温泵增压后在再冷凝器中与再冷冻装置返回的三级气液分离器的出口气混合复热。
8.如权利要求6所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船方法，其特征在于，来自岸基LPG冷冻库的LPG减压后首先送至二级气液分离器，二级气液分离器减压闪蒸产生的气相进入二级压缩机压缩，二级气液分离器积累的液相，经降温减压后进入一级气液分离器闪蒸；二级压缩机出口气降温冷却后，进入三级气液分离器分离，三级气液分离器的出口气经单点系泊系统输回再冷凝器与低温储罐输送的LPG混合复热，三级气液分离器的液相降温减压后进入二级气液分离器闪蒸；一级气液分离器的气相将送至一级压缩机压缩，一级压缩机出口气体送至二级气液分离器中部由三级气液分离器送来的低温LPG液体洗涤；一级气液分离器的液相则输送至全冷式LPG运输船。
9.如权利要求6-8中任一权利要求所述的一种基于单点系泊的液化石油气装船方法，其特征在于，所述全冷式LPG运输船的装船BOG返回一级气液分离器。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410108918.8A CN103867884B (zh) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410108918.8A CN103867884B (zh) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103867884A CN103867884A (zh) | 2014-06-18 |
| CN103867884B true CN103867884B (zh) | 2015-08-12 |
Family
ID=50906724
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410108918.8A Active CN103867884B (zh) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103867884B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP3434959A1 (en) * | 2017-07-28 | 2019-01-30 | Cryostar SAS | Method and apparatus for storing liquefied gas in and withdrawing evaporated gas from a container |
| CN107588320A (zh) * | 2017-10-18 | 2018-01-16 | 上海宏华海洋油气装备有限公司 | 海上液化天然气生产、储存、转运装置和方法 |
| CN108020022B (zh) * | 2017-11-24 | 2024-06-28 | 南通象屿海洋装备有限责任公司 | 一种用于化学品船的货油温控系统和温控方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2004125039A (ja) * | 2002-10-01 | 2004-04-22 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２運搬方法、流体貯蔵装置、プラグ発射装置、プラグ回収装置及び流体貯蔵方法 |
| CN2674255Y (zh) * | 2004-01-17 | 2005-01-26 | 张兆骅 | 冷冻运输罐中低温丙烷卸入陆地常温储罐的装置系统 |
| JP5800620B2 (ja) * | 2011-07-25 | 2015-10-28 | 日本エア・リキード株式会社 | 低温物質の移送装置およびこれを用いた低温液化ガス供給システム |
| CN102322567B (zh) * | 2011-09-09 | 2013-01-16 | 中国寰球工程公司 | 液化天然气卸船和装船系统及装船方法 |
| KR20130065026A (ko) * | 2011-12-09 | 2013-06-19 | 현대자동차주식회사 | Ｌｐｇ 기화 잠열을 이용한 봄베 온도 저감 장치 및 그 제어방법 |
| KR101664508B1 (ko) * | 2011-12-12 | 2016-10-11 | 현대자동차주식회사 | Ｌｐｇ 기화 잠열을 이용한 봄베 온도 저감 장치 및 방법 |
| CN202381982U (zh) * | 2011-12-27 | 2012-08-15 | 成都华气厚普机电设备股份有限公司 | 趸船lng加气装置 |
| CN203771023U (zh) * | 2014-03-24 | 2014-08-13 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统 |
-
2014
- 2014-03-24 CN CN201410108918.8A patent/CN103867884B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103867884A (zh) | 2014-06-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102116718B1 (ko) | 액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법 | |
| US6237347B1 (en) | Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers | |
| EP1459006B1 (en) | Method for warming and storage of cold fluids | |
| AU2013251088B2 (en) | Floating LNG plant comprising a first and a second converted LNG carrier and a method for obtaining the floating LNG plant | |
| CN106287213B (zh) | 一种近海离岸lng接收系统及方法 | |
| EP3914848A1 (en) | Process and method for transporting liquid hydrocarbon and co2 for producing hydrogen with co2 capture | |
| CN1139741C (zh) | 输送低温流体的系统和方法 | |
| JP6726201B2 (ja) | 液化ガスを冷却するための方法 | |
| KR20170077558A (ko) | 액화가스 처리 시스템 | |
| CN101787314B (zh) | 紧凑式天然气液化浮式生产工艺 | |
| CN103867884B (zh) | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统及方法 | |
| AU2001238661A1 (en) | System and method for transferring cryogenic fluids | |
| CN106440656B (zh) | 一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统 | |
| CN107620863B (zh) | 一种船用液化烃类bog再液化系统和工艺 | |
| KR101765385B1 (ko) | 액화가스 처리 시스템 | |
| CN203771023U (zh) | 一种基于单点系泊的液化石油气装船系统 | |
| WO2014086413A1 (en) | Integrated and improved system for sea transportation of compressed natural gas in vessels, including multiple treatment steps for lowering the temperature of the combined cooling and chilling type | |
| KR102150153B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 선박 | |
| CN206093505U (zh) | 一种近海离岸lng接收系统 | |
| KR102239826B1 (ko) | 해상 천연가스 액화 및 저장 구조물 및 방법 | |
| KR102150152B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 선박 | |
| JP2019516917A (ja) | ガス貯蔵および処理設備 | |
| CN207881346U (zh) | 适用于海上的天然气液化系统 | |
| KR102595979B1 (ko) | 선박의 증발가스 재액화 시스템 및 방법 | |
| KR102614526B1 (ko) | 선박의 증발가스 재액화시스템 |
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: 20180115 Address after: 610041 Chengdu high tech Zone, Sichuan province sublimation Road No. 6 Patentee after: China Petroleum Engineering Construction Co Ltd Address before: 610041 Chengdu high tech Zone, Sichuan province sublimation Road No. 6 Patentee before: Engineering Design Co., Ltd., China Petroleum Group |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20210225 Address after: 100007 No. 9 North Main Street, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CHINA PETROLEUM ENGINEERING & CONSTRUCTION Corp. Address before: No. 6, Sichuan hi tech Zone, sublime Road, Chengdu, Sichuan Patentee before: CHINA PETROLEUM ENGINEERING & CONSTRUCTION Corp. |