CN105627096A - Lng储罐 - Google Patents
Lng储罐 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105627096A CN105627096A CN201510577460.5A CN201510577460A CN105627096A CN 105627096 A CN105627096 A CN 105627096A CN 201510577460 A CN201510577460 A CN 201510577460A CN 105627096 A CN105627096 A CN 105627096A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- storage tank
- heat exchanger
- lng storage
- pipe
- 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.)
- Pending
Links
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 27
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 8
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 13
- 238000002309 gasification Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 abstract 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 206010020852 Hypertonia Diseases 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007907 direct compression Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/32—Hydrogen storage
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明提出一种LNG储罐,包括储罐体和BOG回收装置,BOG回收装置包括管式换热器,管式换热器包括换热管,该换热管设在储罐体内的气相空间中。该管式换热器只有管程,管程介质为液氮,而LNG储罐的气相空间为管式换热器的壳程,壳程介质为天然气。由于管程介质和壳程介质存在温差,根据传热学理论,管程内液氮吸热进行蒸发气化,壳程内(气相空间)天然气冷凝放热液化成LNG,从而实现BOG的罐内回收,随着BOG的冷凝液化,储罐气相空间压力会逐渐降低。本发明中的BOG回收装置结构简单,制造成本低,工作过程不耗电,既节能又环保。
Description
技术领域
本发明涉及大型LNG储罐领域,具体涉及一种带BOG回收装置的大型LNG储罐。
背景技术
LNG储罐(液化天然气储罐)是低温储存罐,温度在-160℃左右。LNG储罐常常会受外界环境的影响使热量传入至罐内,从而使LNG气化产生BOG,即闪蒸气,该闪蒸气主要成份为甲烷。LNG进液闪蒸和LNG槽车内的BOG返回储罐均会造成储罐压力的升高,为了维持储罐的安全性,通常升至一定压力之后进行BOG的排出。对于大型LNG储罐,由于其容积大,储存压力低,产生的BOG量较大,如果按照上述方法进行BOG的放空会造成大量的浪费。因此,常常会进行BOG的回收处理。
目前,BOG的处理工艺方案一般分为两种:直接压缩工艺和再冷凝液化工艺。直接压缩工艺是利用压缩机将LNG储罐的BOG压缩至用户所需压力后进入外输;再冷凝液化工艺是将储罐内的BOG经压缩机增压后,进入再冷凝器,与由LNG储罐泵加压排出的LNG进行冷量交换,使BOG在再冷凝器中液化,液化后的LNG经高压泵增压后进入储罐。上述两种处理工艺方法均是在LNG储罐之外进行,需配置成套的BOG处理设备和装置,而且压缩机、低温泵等设备消耗大量的电能,投资过高、运行成本也很高。
发明内容
本发明的目的是提供一种LNG储罐,以解决现有技术中BOG回收设备成本高,耗能高且结构复杂等问题。
为解决上述技术问题,本发明采用如下技术方案:一种LNG储罐,包括储罐体以及BOG回收装置;所述BOG回收装置包括管式换热器,所述管式换热器包括换热管;所述换热管设在所述储罐体内的气相空间中;所述管式换热器的管程介质为-165℃以下的换热介质,所述气相空间为所述管式换热器的壳程,所述壳程介质为天然气;所述管程和所述壳程进行热交换后能够使所述壳程介质液化,实现BOG回收。
在一个优选的实施例中,所述管式换热器还包括从所述储罐体外部伸入至所述储罐体内部的进口管和出口管,所述进口管和出口管分别与所述换热管连接。
在一个优选的实施例中,所述进口管和出口管分别设在所述储罐体的两侧。
在一个优选的实施例中,所述进口管与所述换热管连接位置设有液相汇聚管。
在一个优选的实施例中,所述出口管与所述换热管连接位置设有气相汇聚管。
在一个优选的实施例中,所述换热管包括多根连接在所述液相汇聚管和所述气相汇聚管之间的换热子管。
在一个优选的实施例中,所述换热子管上设置有换热翅片。
在一个优选的实施例中,所述储罐体包括外罐、内罐以及所述外罐和内罐之间的绝热层。
在一个优选的实施例中,所述进口管和所述出口管均由所述外罐的下部进入所述绝热层,并经由所述绝热层从所述内罐的上部进入所述气相空间。
在一个优选的实施例中,所述储罐体为平底立式储罐体。
由上述技术方案可知,本发明的优点和积极效果在于:本发明的BOG回收装置的换热管设在储罐体内的气相空间中,管程介质为-165℃以下的换热介质,壳程介质为气相空间的天然气,由于管程介质和壳程介质存在温差,根据传热学理论,管程内换热介质吸热进行蒸发气化,壳程内(气相空间)天然气冷凝放热液化成LNG,从而实现BOG的罐内回收,随着储罐体内BOG的冷凝液化,储罐气相空间压力也会逐渐降低。本发明的BOG回收装置与现有的其他BOG处理设备相比,一次性设备投资低,经济效益好,安全性能大大提高。
附图说明
图1是本发明实施例的LNG储罐的结构示意图。
附图标记说明如下:2、储罐体;21、外罐;22、内罐;23、绝热层;24、液相空间;25、气相空间;31、进口管;32、液相汇聚管;33、换热管;34、气相汇聚管;35、出口管。
具体实施方式
以下结合一优选实施例对本发明的LNG储罐的结构、功能和原理作出详细的说明。
参阅图1,本实施例LNG储罐为大型LNG储罐,包括储罐体2和BOG回收装置,该BOG回收装置可以直接在储罐体2内将BOG冷凝液化,实现BOG在储罐体2内的回收。
储罐体2是平底立式储罐体,呈圆筒状,该LNG储罐的工作压力一般为20kPa。
储罐体2包括外罐21、内罐22以及外罐21和内罐22之间的绝热层23。内罐22用以储存LNG,内罐22的空间分为液相空间24和气相空间25。
在其他实施例中,储罐体2也可以是其他结构的大型LNG储罐,此处不作限定。
BOG回收装置包括管式换热器,该管式换热器包括进口管31、液相汇聚管32、换热管33、气相汇聚管34和出口管35。
进口管31和出口管35分别从储罐体2外部的两侧位置伸入至储罐体2内部。在进口管31和出口管35之间依次连接有液相汇聚管32、换热管33和气相汇聚管34,其中,换热管33设在储罐体2内的气相空间25中。较优地,进口管31和出口管35分别设在储罐体2的两侧,进口管31和出口管35均由外罐21的下部进入绝热层23,并经由绝热层23从内罐22的上部进入气相空间25,从而减小管路介质的热量损失。液相汇聚管32和气相汇聚管34设在靠近内罐22的内壁位置,能够使换热管33在气相空间25布设的范围更大。
进一步地,换热管33包括多根换热子管,换热子管上还可设置换热翅片,设置换热翅片的换热子管有效地增大了换热管33的换热面积,提高了换热效率。
在其他实施例中,进口管31和出口管35还可以设在储罐体2的同侧,此处不作限定。
接下来对BOG回收装置的工作原理做具体的阐述:该管式换热器只有管程,管程介质为-165℃以下的换热介质,本实施例为液氮(温度-196℃)且增压至0.6MPa,LNG储罐的气相空间为管式换热器的壳程,壳程介质为天然气(天然气的主要成分是甲烷),在LNG储罐的工作压力(20kPa)下甲烷对应的饱和温度为-159℃。由于管程介质和壳程介质存在温差,根据传热学理论,管程内液氮吸热进行蒸发气化,壳程内(气相空间)天然气冷凝放热液化成LNG,从而实现BOG的罐内回收,随着储罐体2内BOG的冷凝液化,储罐气相空间压力会逐渐降低。本发明的BOG回收装置结构简单,制造成本低,工作过程不耗电,既节能又环保。
在其他实施例中,换热介质还可以是液氧、液氩或液氢,以及其他-165℃以下的换热介质,此处不作限定。
需要说明的是,本实施例中的BOG回收装置可根据BOG的最大产生量来设计管式换热器所需要的换热面积,确保管式换热器的换热能力,避免由于BOG的产生造成气相空间的压力过高和出现超压排放的问题。
在实际使用中,假定LNG储罐内BOG的产生量为500Nm3/h,在储罐内设置换热能力为500Nm3/h的管式热交换器,当储罐气相压力升至20kPa时,将0.6MPa的液氮(过冷态,约-196℃)从该管式换热器通过,由于液氮温度为-196℃,20kPa甲烷的饱和温度为-159℃,所以液氮吸热蒸发气化,甲烷放热冷凝液化,从而达到BOG的有效回收。
本实施例中的BOG回收装置还具有很好的经济效益:过冷液氮释放的潜热为209kj/kg,甲烷的气化潜热为507kj/kg,因此,根据理论计算,每1kg的液氮能够回收0.41kg甲烷。由于单位质量LNG的价格为液氮的价格四倍左右,即使液氮气化之后放空,该部分价值回收率也在40%左右,且氮气为非可燃气体,提高了直接排放的安全性。
从出口管排出的氮气还可以通过两种方式进行有效利用。第一,氮气气化之后进行复热处理,可以作为LNG站公用工程氮气系统的气源;第二,转换成液氮进行回收,既节省又环保,且具有较大的经济价值。
可见,本发明的BOG回收装置与现有的其他BOG处理设备相比,一次性设备投资低,能耗低,经济效益好,且由于氮气为非可燃性气体,因此排放的安全性能大大提高。
虽然已参照典型实施方式描述了本发明,但应当理解,所用的术语是说明和示例性、而非限制性的术语。由于本发明能够以多种形式具体实施而不脱离发明的精神或实质,所以应当理解,上述实施方式不限于任何前述的细节,而应在随附权利要求所限定的精神和范围内广泛地解释,因此落入权利要求或其等效范围内的全部变化和改型都应为随附权利要求所涵盖。
Claims (11)
1.一种LNG储罐,其特征在于,包括储罐体以及BOG回收装置;所述BOG回收装置包括管式换热器,所述管式换热器包括换热管;所述换热管设在所述储罐体内的气相空间中;
所述管式换热器的管程介质为-165℃以下的换热介质,所述气相空间为所述管式换热器的壳程,所述壳程介质为天然气;所述管程和所述壳程进行热交换后能够使所述壳程介质液化,实现BOG回收。
2.如权利要求1所述的LNG储罐,其特征在于,所述管式换热器还包括从所述储罐体外部伸入至所述储罐体内部的进口管和出口管,所述进口管和出口管分别与所述换热管连接。
3.如权利要求2所述的LNG储罐,其特征在于,所述进口管和出口管分别设在所述储罐体的两侧。
4.如权利要求2所述的LNG储罐,其特征在于,所述进口管与所述换热管连接位置设有液相汇聚管。
5.如权利要求3所述的LNG储罐,其特征在于,所述出口管与所述换热管连接位置设有气相汇聚管。
6.如权利要求5所述的LNG储罐,其特征在于,所述换热管包括多根连接在所述液相汇聚管和所述气相汇聚管之间的换热子管。
7.如权利要求6所述的LNG储罐,其特征在于,所述换热子管上设置有换热翅片。
8.如权利要求2所述的LNG储罐,其特征在于,所述储罐体包括外罐、内罐以及所述外罐和内罐之间的绝热层。
9.如权利要求8所述的LNG储罐,其特征在于,所述进口管和所述出口管均由所述外罐的下部进入所述绝热层,并经由所述绝热层从所述内罐的上部进入所述气相空间。
10.如权利要求1所述的LNG储罐,其特征在于,所述换热介质是液氮、液氧、液氩或液氢。
11.如权利要求1所述的LNG储罐,其特征在于,所述储罐体为平底立式储罐体。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510577460.5A CN105627096A (zh) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Lng储罐 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510577460.5A CN105627096A (zh) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Lng储罐 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105627096A true CN105627096A (zh) | 2016-06-01 |
Family
ID=56042284
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201510577460.5A Pending CN105627096A (zh) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Lng储罐 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN105627096A (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107062799A (zh) * | 2017-03-17 | 2017-08-18 | 国能信通(延川)能源技术有限公司 | 一种天然气液化的方法和装置 |
CN109404715A (zh) * | 2018-10-29 | 2019-03-01 | 四川美丰化工股份有限公司 | 一种大型液化天然气储罐及其预冷方法 |
WO2019230603A1 (ja) * | 2018-06-01 | 2019-12-05 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス供給ユニット及び混焼発電装置 |
CN113324167A (zh) * | 2021-05-19 | 2021-08-31 | 上海汇舸环保科技有限公司 | 船舶lng发动机供气系统 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5121609A (en) * | 1991-05-17 | 1992-06-16 | Minnesota Valley Engineering | No loss fueling station for liquid natural gas vehicles |
CN1510328A (zh) * | 2002-12-20 | 2004-07-07 | 中国科学院理化技术研究所 | 零排放液化天然气的贮罐装置 |
CN102011939A (zh) * | 2010-10-28 | 2011-04-13 | 华南理工大学 | 一种液化天然气储罐降温稳压系统及方法 |
CN102155615A (zh) * | 2011-01-24 | 2011-08-17 | 成都深冷科技有限公司 | 具有bog回收功能的lng无泵加气方法及设备 |
CN203202629U (zh) * | 2013-04-28 | 2013-09-18 | 江苏安普特防爆科技有限公司 | 小型存放lng的低温储罐 |
CN103742784A (zh) * | 2014-01-18 | 2014-04-23 | 福州大学 | 一种液化天然气储罐零排放装置及其工艺 |
CN103759135A (zh) * | 2014-01-09 | 2014-04-30 | 华南理工大学 | 一种bog零排放的lng储存方法及装置 |
-
2015
- 2015-09-11 CN CN201510577460.5A patent/CN105627096A/zh active Pending
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5121609A (en) * | 1991-05-17 | 1992-06-16 | Minnesota Valley Engineering | No loss fueling station for liquid natural gas vehicles |
CN1510328A (zh) * | 2002-12-20 | 2004-07-07 | 中国科学院理化技术研究所 | 零排放液化天然气的贮罐装置 |
CN102011939A (zh) * | 2010-10-28 | 2011-04-13 | 华南理工大学 | 一种液化天然气储罐降温稳压系统及方法 |
CN102155615A (zh) * | 2011-01-24 | 2011-08-17 | 成都深冷科技有限公司 | 具有bog回收功能的lng无泵加气方法及设备 |
CN203202629U (zh) * | 2013-04-28 | 2013-09-18 | 江苏安普特防爆科技有限公司 | 小型存放lng的低温储罐 |
CN103759135A (zh) * | 2014-01-09 | 2014-04-30 | 华南理工大学 | 一种bog零排放的lng储存方法及装置 |
CN103742784A (zh) * | 2014-01-18 | 2014-04-23 | 福州大学 | 一种液化天然气储罐零排放装置及其工艺 |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107062799A (zh) * | 2017-03-17 | 2017-08-18 | 国能信通(延川)能源技术有限公司 | 一种天然气液化的方法和装置 |
WO2019230603A1 (ja) * | 2018-06-01 | 2019-12-05 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス供給ユニット及び混焼発電装置 |
CN109404715A (zh) * | 2018-10-29 | 2019-03-01 | 四川美丰化工股份有限公司 | 一种大型液化天然气储罐及其预冷方法 |
CN113324167A (zh) * | 2021-05-19 | 2021-08-31 | 上海汇舸环保科技有限公司 | 船舶lng发动机供气系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10138810B2 (en) | Method and apparatus for power storage | |
CN105627096A (zh) | Lng储罐 | |
CN104033727A (zh) | 一种lng接收站回收冷量用于处理bog的工艺及装置 | |
CN102230570A (zh) | 一种液化天然气转运站的蒸发气回收系统和方法 | |
CN102269327B (zh) | 一种储罐中的蒸发气的回收系统和回收方法 | |
CN103759135B (zh) | 一种bog零排放的lng储存方法及装置 | |
CN107461601A (zh) | 一种用于lng接收站非正常操作工况下的bog处理工艺及装置 | |
CN101344354A (zh) | 一种lng冷能利用新方法 | |
CN205156507U (zh) | 一种bog再液化设备 | |
CN208058421U (zh) | 氢气压缩液化耦合的变负荷系统 | |
CN203274393U (zh) | 一种液化天然气冷量回收系统 | |
CN109372603A (zh) | 一种发电系统及动力系统 | |
CN109027660A (zh) | 一种超临界氢的存储方法及超临界氢的应用 | |
CN103288085B (zh) | 利用低温液体汽化冷能干冰发生器 | |
CN105546934B (zh) | 一种空气液化装置及其能量转换贮存和利用方法 | |
CN203979877U (zh) | 一种lng接收站回收冷量用于处理bog的装置 | |
CN213514660U (zh) | 一种天然气气化过程中的冷能回收利用装置 | |
CN109386326A (zh) | 一种气体冷凝及低温工质发电系统和工艺 | |
CN105952504B (zh) | 一种余热增压型的深冷液态空气储能系统 | |
CN104329561B (zh) | 一种液氮液化天然气的系统及其方法 | |
CN204552851U (zh) | 一种利用液化天然气冷能发电的工艺系统 | |
CN207471915U (zh) | 一种bog压缩装置 | |
CN203686564U (zh) | 一种bog零排放的lng储存装置 | |
CN209196539U (zh) | 一种接收站用lng储存设备 | |
CN207716087U (zh) | 一种低温液氩增压系统 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20160601 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |