CN106402644A - 一种lng油气合建站bog、油气联合回收系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统。本发明同步回收BOG、油气：油气回收中，混合气压缩后经水冷、载冷剂预冷后，依次经由低温BOG提供冷量的一般冷凝环节和深冷环节回收油气，得到低温油气尾气送入预冷换热器，减少预冷用载冷剂量和制冷能耗；BOG回收中，低温BOG经深冷环节、一般冷凝环节换热后升至常温，由普通压缩机压缩后经水冷、低温油气尾气和载冷剂联合冷却、低温BOG冷却、一次节流膨胀降温、过冷LNG冷却逐级降温，最后经二次节流膨胀冷凝成LNG。本发明充分利用BOG冷量回收油气、BOG，无需尾气吸附环节，无需BOG压缩机，冷量逐级交换，操作方便，节能降耗，安全性高，设备投资小。
Description
技术领域
本发明涉及LNG油气合建站油气及BOG处理领域，具体地，涉及利用LNG油气合建站BOG冷量回收油气及BOG的新型节能工艺及装置。
背景技术
在新建LNG加气站面临选址难、城市土地紧张等困难时，利用原有加油站覆盖优势，在加油站基础上改建油气合建站成为众多油气销售企业的首选。目前全国约10万座加油站处于合建之列。在LNG油气合建站中，LNG以0.1MPa，-163℃条件储存于常压低温LNG储罐中，在储存以及装卸过程中，会受环境漏热、装卸设备运行生成热、装卸时储存压力变化等作用产生BOG气体。为避免站场储罐内压力增高过快威胁储罐安全，或阻碍卸车速度，当LNG储罐压力达到气相管线阀门设定值时，将低温BOG排出LNG储罐，造成天然气和冷量的双重严重损失。此外，合建站内汽、柴油等轻质油品属易挥发油品，在罐车卸油、汽车加油、油品储运等过程中累计产生大量油气－空气混合气，由于目前油品储存和装卸还未能实现全密闭操作，油气损失非常严重。因此，针对LNG油气合建站，找出切实可行、能全面处理两种能源气体排放、安全节能的方法，最大限度地同时减少或限制BOG、油气损耗，必然会在不久的将来体现出社会效益、环境效益及经济效益。
目前，BOG常见处理方法有：
1)将低温BOG排至加热器加热至常温后储存以备站内利用或排至大气。传统LNG合建站中，低温BOG的常温储存和放空均造成不少冷量的损失，同时BOG放空还进一步带来严重的环境污染、环境安全和资源浪费问题。
2)将低温BOG排至加热器加热至常温后加压输入城市燃气管网。该方法BOG冷量完全损失，并要求合建站附近存在城市燃气管网接入口，存在一定局限性，且敷设管道需投入较高成本。
3)将低温BOG重新液化回收。重新液化方法主要有：(1)将低温BOG通过BOG压缩机压缩后预冷，再利用加压后过冷LNG将BOG重新液化；(2)常温氮气经重复压缩后膨胀成为低温氮气，从而提供冷量重新液化BOG；(3)将液氮通入冷凝器，冷凝液化进入其中的BOG。对于方法(1)，由于LNG油气合建站BOG排放不连续，相比LNG接收站一次排放量较小，不适合采用BOG压缩机。对于方法(2)，由于所处理BOG排放量较小，且不连续，对应所需冷源氮气量也较小，若冷源氮气制造过程也设置为不连续，则为达到重新液化目的，氮气最后一次压缩前温度通常处于-130℃左右，需采用的低温压缩机，即BOG压缩机不适合用于上述工况，若冷源氮气制造过程设置为连续，则造成冷量和运营成本浪费。对于方法(3)，需不断消耗液氮，且液氮在储存过程中也存在自然损耗，长期积累，形成较大经济损失。
由于LNG油气合建站单次产生的油气-空气混合气总量不大，油气-空气混合气常见处理方法有：
1)将油气-空气混合气直接排放至大气，但日积月累，会造成严重的环境污染及安全问题和巨大的能源浪费。
2)采用油罐车密闭卸油、汽车密闭装车方式，即在油罐车卸油过程中，地下油罐的油气经由油罐排气管与油罐车气相管的连通管线返回到油槽车，实现油气的气相平衡式回收；在加油机加油时，利用加油机和油罐之间安装的真空辅助设备将产生的油气吸入至地下油罐中，用以回收加油时产生的油气。但该种方法仅将油气转变至油罐车或油罐中储存，并未对其进行处理，油气仍可能通过后端呼吸阀或阻火器排放到空气中。
3)采用油气处理方法，主要有吸附法、冷凝法、吸收法、膜分离等，其中冷凝-吸附法应用较广泛，即将油气-空气混合气经集气管线收集送入缓冲罐后，在负压作用下进入冷凝器冷却至-50℃左右，使大多数油气组分冷凝液化，未液化气体经冷凝器排出进入吸附塔进一步被处理，使尾气达到排放标准排放。但该种方法冷凝运营成本高，且冷凝段油气回收率远低于排放标准对应回收率，需设置较大规模吸附段，长期以往，还带来较高解吸运营费用和吸附材料投入费用。
此外，目前油气、BOG回收各成系统，存在设备重复设置，冷量不能充分利用等问题。
由此建立一种能够高效联合回收BOG、油气并充分回收利用BOG冷量的气体联合回收方法，对LNG油气合建站解决BOG、油气放空带来严重的环境污染、环境安全和资源浪费问题更具经济技术意义。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术缺陷，提供一种BOG冷能利用率高、能耗低、能实现LNG油气合建站所产BOG气体、油气同时回收的气体联合回收系统。该系统在回收过程中，将LNG储罐排出BOG与油气通过换热器换热，自然形成深度冷凝环节，油气回收无需设置尾气吸附环节，消除了尾气吸附环节吸附热可能带来的安全隐患，并利用油气低温尾气冷量降低油气冷凝环节所需额外提供冷量能耗；同时BOG经多次换热后，温度接近常温，无需使用BOG压缩机。BOG经普通压缩机压缩后采用按级用能节能原理，经历水冷、油气尾气联合压缩制冷系统冷却、压缩前BOG冷却逐级冷却，提高冷量利用效率。压缩BOG经逐级冷却后，温度较低，大幅减少BOG回收中压缩制冷系统能耗和所需制冷剂用量以及冷凝BOG所需过冷LNG的用量，进一步降低运行成本。
本发明的目的通过如下技术方案实现：
一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统将来自于LNG储罐的低温BOG气体先作为油气冷凝回收中深冷回收环节的冷量源，经两次冷量放出后，BOG的温度接近常温，采用普通压缩机进行压缩，压缩BOG经历三个冷却环节冷却至较低温度，第一预冷环节采用水冷，第二冷却环节利用油气深冷环节产生的低温油气尾气联合压缩制冷系统作为冷量源，第三环节利用压缩前BOG所携冷量冷却，然后经历一次节流膨胀降至更低温度后再经过冷LNG冷凝，最后经过二次节流膨胀阀节流膨胀成LNG。同时来自油气缓冲罐的油气经压缩机压缩后先经过水冷冷却至常温，再经过由油气尾气联合压缩制冷系统提供冷量源的预冷环节，最后依次经过由压缩前BOG提供冷量源的一般冷凝过程和深冷环节，产生符合环保排放标准的低温尾气，排放前将低温尾气冷量加以利用，如前所述，先作为压缩BOG第二冷却环节的冷量源之一，再作为油气空气混合气体预冷环节的部分冷量来源，减少所述压缩制冷系统能耗。
上述BOG、油气联合回收方案，进一步包括以下步骤：
步骤1：LNG储罐气相出口管线上设置有BOG压力检测系统、第一控制阀和第一单向阀，BOG压力检测系统与第一控制阀和油气缓冲罐出口第二控制阀实现联动；
1)BOG回路后续步骤：
步骤1-2：当LNG储罐气相出口管线达到0.6～0.8MPa之上时，同时打开第一控制阀，BOG由LNG储罐气相出口流入一号换热器，对一号换热器进行预冷；在一号换热器第一出口设置温度检测系统，并与一号换热器BOG旁接管路上的第三控制阀实现联动，当一号换热器出口温度低于设定温度时，打开第三控制阀，BOG通过旁接管路回流至一号换热器第一进口端再次进入一号换热器进行换热升温，当出口温度高于设定温度时，一号换热器第一出口与二号换热器第一进口间的连接管上的第四控制阀打开，BOG进入二号换热器第一入口；
步骤1-3：BOG从二号换热器第一出口流入三号换热器第一入口，进一步提高其温度至常温后进入所述普通压缩机中进行压缩，将得到的高温高压BOG输送到所述BOG水冷器冷却至常温；
步骤1-4：经过水冷后的常温高压BOG流动至所述四号换热器，利用所述压缩制冷系统产生的低温载冷剂以及所述油气第三分离罐气相出口流出的低温油气尾气对所述水冷后的常温高压BOG进行冷却；冷却后的低温高压BOG分别依次经过所述二号换热器第二进口和一号换热器第二进口，逐级利用所述LNG储罐气相出口排出低温BOG提供的冷量对经所述四号换热器冷却后的低温高压BOG进一步冷凝后；流动至BOG一号节流膨胀阀适当节流降温后进入BOG冷凝器；
步骤1-5：所述BOG冷凝器利用经LNG低温泵加压形成的过冷LNG的冷量对经过一号节流膨胀阀适当节流降温后的低温高压BOG进行冷凝降温，换热完成后的加压LNG回流至LNG储罐；冷凝降温后的低温高压BOG流入BOG二号节流膨胀阀进一步节流降温液化为LNG，节流降温所得LNG流动至所述LNG储罐液相入口；所述LNG泵加压所需LNG来源于LNG储罐液相出口。
2)油气回路后续步骤：
步骤2-2：当LNG储罐气相出口管线达到0.6～0.8MPa之上时，打开第二控制阀，油气缓冲罐的油气空气混合气体经第二控制阀送入油气压缩机加压后进入油气水冷器冷却至常温，水冷后的常温油气空气混合气体进入五号换热器经油气空气混合气体尾气和四号换热器流出的低温载冷剂的冷量联合降温后，通过油气第一分离罐排除凝液后进入三号换热器；
步骤2-3：所述三号换热器利用二号换热器流出的低温BOG的冷量将经油气第一分离罐引入的油气空气混合气体冷凝至-20～-30℃，将冷凝后的油气空气混合气体流入二号换热器利用一号换热器流出的低温BOG的冷量进一步降温至-30～-60℃，经油气第二分离罐排除凝液后输送到一号换热器第二进口利用LNG储罐排出的低温BOG的冷量进一步深冷，实现LNG储罐排出低温BOG的冷量逐级利用以及油气空气混合气体的逐级降温；在一号换热器第二出口设置温度检测系统，与一号换热器油气旁接管路上的第五控制阀实现联动，当一号换热器第二出口温度高于设定温度时，打开第五控制阀，油气通过旁接管路回流至一号换热器第二进口端再次进入一号换热器进行换热冷凝，当第二出口温度低于设定温度时，一号换热器第二出口与油气第三分离罐连接管上的第六控制阀打开，油气空气混合气体进入油气第三分离罐排除凝液，油气第三分离罐气相出口排出的低温混合气尾气经油气节流膨胀阀进一步节流降温后进入四号换热器第二进口；
步骤2-4：混合气体尾气在四号换热器中联合压缩制冷系统产生的低温载冷剂将冷量提供给水冷后的常温高压BOG，仍保留一定冷量的混合气体尾气经四号换热器第二出口流入五号换热器第二入口，在五号换热器中联合四号换热器第三出口流出的低温载冷剂的剩余冷量将进入五号换热器第一入口的常温高压油气空气混合气体降温至2～3℃，换热完成后，五号换热器第二出口所连放空管上的第七控制阀打开，常温混合气尾气由五号换热器第二出口进入放空管排入大气。
实现所述的BOG、油气联合回收工艺的装置包括：LNG储罐、一号换热器、二号换热器、三号换热器、普通压缩机、BOG水冷器、四号换热器、BOG一号节流膨胀阀、LNG低温泵、BOG冷凝器、BOG二号节流膨胀阀、油气缓冲罐、油气压缩机、油气水冷器、五号换热器、油气第一分离罐、油气第二分离罐、油气第三分离罐、油气节流膨胀阀、放空管、压缩制冷系统、第一控制阀、第一单向阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀、第五控制阀、第六控制阀、第七控制阀。
其中，所述的LNG储罐气相出口与一号换热器第一进口相连，一号换热器第一出口与二号换热器第一进口相连，二号换热器第一出口与三号换热器第一进口相连，压缩机入口与三号换热器第一出口相连，压缩机出口与BOG水冷器进口相连，BOG水冷器出口与四号换热器第一进口相连，四号换热器第一出口与二号换热器第二进口相连，二号换热器第二出口与一号换热器第二进口相连，一号换热器第二出口与BOG一号节流膨胀阀进口相连，BOG一号节流膨胀阀出口与BOG冷凝器BOG进口相连，BOG冷凝器BOG出口与BOG二号节流膨胀阀入口相连，BOG二号节流膨胀阀出口与LNG储罐液相入口相连，LNG储罐液相出口与LNG低温泵入口相连，LNG低温泵出口与BOG冷凝器LNG进口相连，BOG冷凝器LNG出口与LNG储罐液相进口相连；油气缓冲罐气相出口与油气压缩机入口相连，油气压缩机出口与油气水冷器入口相连，油气水冷器出口与五号换热器第一入口相连，五号换热器第一出口与油气第一分离罐入口相连，油气第一分离罐气相出口与三号换热器第二入口相连，三号换热器第二出口与二号换热器第三入口相连，二号换热器第三出口与油气第二分离罐入口相连，油气第二分离罐气相出口与一号换热器第三入口相连，一号换热器第三出口与油气第三分离罐入口相连，油气第三分离罐气相出口与油气节流膨胀阀入口相连，油气节流膨胀阀出口与四号换热器第二进口相连，四号换热器第二出口与五号换热器第二进口相连，五号换热器第二出口与放空管相连；四号换热器的第三入口与压缩制冷系统出口相连，四号换热器的第三出口与五号换热器的第三入口相连，五号换热器的第三出口与压缩制冷系统入口相连。
进一步，所述的LNG储罐气相出口管线上依次设置有第一控制阀和第一单向阀；油气缓冲罐出口管线上设置有第二控制阀；所述的一号换热器第一出口两条连接管线上设置有第三控制阀、第四控制阀；一号换热器第二出口两条连接管线上设置有第五控制阀、第六控制阀；其中：第一控制阀、第二控制阀受所述LNG储罐上装设的压力检测装置信号控制；第三控制阀、第四控制阀受所述一号换热器第一出口管道装设的温度检测装置信号控制；第五控制阀、第六控制阀受所述一号换热器第二出口管道装设的温度检测装置信号控制。
进一步，所述的一号换热器、二号换热器、三号换热器、四号换热器和五号换热器均为板式换热器。
进一步，所述的油气第一分离罐、油气第二分离罐和油气第三分离罐液相出口管线为坡度为5‰的水平倾斜管，坡向各自管线的出口端，且出口端分别设置有可快速装卸的凝液收集器。
进一步，所述的压缩制冷系统包括：载冷剂罐、调节阀、一次压缩机、一次水冷器、二次压缩机、二次水冷器、载冷剂节流膨胀阀，其中载冷剂罐出口与调节阀进口相连，调节阀出口与一次压缩机进口相连，一次压缩机出口与一次水冷器进口相连，一次水冷器出口与二次压缩机进口相连，二次压缩机出口与二次水冷器进口相连，二次水冷器出口与载冷剂节流膨胀阀进口相连，载冷剂节流膨胀阀出口与四号换热器的第三进口相连，四号换热器的第三出口与五号换热器的第三入口相连，五号换热器的第三出口与载冷剂罐入口相连，进入下一次压缩制冷循环流动。所述的载冷剂由50％乙烷和50％丙烷混合而成。
进一步，所述的压缩制冷系统载冷剂供应管线上设置自动调节型调节阀，调节阀开度受五号换热器第二入口所设置流量检测设备信号控制，系统初始运行阶段，调节阀开度设置为最大，当四号换热器在第二入口处检测出流量时，调节载冷剂供应管线上调节阀开度，减少所述压缩制冷系统载冷剂流量，实现-90～-120℃混合气尾气和低温载冷剂联合冷凝油气、压缩后BOG。
本发明的有益效果是：本发明利用LNG储罐排出低温BOG冷凝加油过程所排油气，自然形成深度冷凝环节，油气直接分离回收，油气回收率达到99％，因此本发明联合回收工艺中，油气回收无需设置尾气吸附环节，消除了尾气吸附环节吸附热可能带来的安全隐患。本发明设备均为普通的膨胀、压缩和换热设备，国内市场上都很常见，使整个工艺设备投入大大降低。且LNG储罐所产生低温BOG冷量依据能量逐级利用原则实现高效利用，压缩后BOG采用按级用能节能原理，经历水冷、油气尾气联合压缩制冷系统冷却、压缩前BOG冷却逐级冷却，提高冷量利用效率，也大幅减少BOG回收中压缩制冷系统能耗和所需制冷剂用量以及冷凝BOG所需过冷LNG的用量，进一步降低运行成本。因此，本发明充分利用了LNG油气合建站的BOG冷能，降低了BOG、油气回收的资金投入和运行能耗，提高了回收工艺的安全稳定性，实现了BOG、油气的低价、节能、安全的联合回收，具有良好的工业推广和市场应用前景。
附图说明
图1为本发明LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统和回收方法的流程说明。
图2为本发明压缩制冷系统的流程说明。
附图标记列示如下：
101—LNG储罐，102—一号换热器，103—普通压缩机，104—BOG水冷器，105—二号换热器，106—三号换热器，107—四号换热器，108—BOG一号节流膨胀阀，109—BOG冷凝器，110—BOG二号节流膨胀阀，111—LNG低温泵，201—油气缓冲罐，202—油气压缩机，203—油气水冷器，204—五号换热器，205—油气第一分离罐，206—油气第二分离罐，207—油气第三分离罐，208—油气节流膨胀阀，209—放空管，300—压缩制冷系统，F1-1—第一控制阀，F1-2—第一单向阀，F2-1—第二控制阀，F1-3—第三控制阀，F1-4—第四控制阀，F1-5—第五控制阀，F1-6—第六控制阀，F2-2—第七控制阀，301—载冷剂罐，F3-1—调节阀，302—一次压缩机，303—一次水冷器，304—二次压缩机，305—二次水冷器，306—载冷剂节流膨胀阀
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，本实施例的装置包括LNG储罐(101)、一号换热器(102)、二号换热器(105)、普通压缩机(103)、BOG水冷器(104)、三号换热器(106)、四号换热器(107)、BOG一号节流膨胀阀(108)、BOG冷凝器(109)、BOG二号节流膨胀阀(110)、LNG低温泵(111)、油气缓冲罐(201)、油气压缩机(202)、油气水冷器(203)、五号换热器(204)、油气第一分离罐(205)、油气第二分离罐(206)、油气第三分离罐(207)、油气节流膨胀阀(208)、放空管(209)、压缩制冷系统(300)、第一控制阀(F1-1)、第一单向阀(F1-2)、第二控制阀(F2-1)、第三控制阀(F1-3)、第四控制阀(F1-4)、第五控制阀(F1-5)、第六控制阀(F1-6)、第七控制阀(F2-2)；LNG储罐(101)上装有压力检测装置，一号换热器(102)、五号换热器(204)上均装有温度感应装置。
LNG储罐(101)气相出口与一号换热器(102)第一进口A-1相连，一号换热器(102)第一出口A-2与二号换热器(105)第一进口D-1相连，二号换热器(105)第一出口D-2与三号换热器(106)第一进口G-1相连，普通压缩机(103)入口与三号换热器(106)第一出口G-2相连，普通压缩机(103)出口与BOG水冷器(104)进口相连，BOG水冷器(104)出口与四号换热器(107)第一进口I-1相连，四号换热器(107)第一出口I-2与二号换热器(105)第二进口E-1相连，二号换热器(105)第二出口E-2与一号换热器(102)第二进口B-1相连，一号换热器(102)第二出口B-2与BOG一号节流膨胀阀(108)进口相连，BOG一号节流膨胀阀(108)出口与BOG冷凝器(109)BOG进口相连，BOG冷凝器(109)BOG出口与BOG二号节流膨胀阀(110)入口相连，BOG二号节流膨胀阀(110)出口LNG储罐(101)液相入口相连，LNG储罐(101)液相出口与LNG低温泵(112)入口相连，LNG低温泵(112)出口与BOG冷凝器(109)LNG进口相连，BOG冷凝器(109)LNG出口与LNG储罐(101)液相进口相连用于回流。
油气缓冲罐(201)气相出口与油气压缩机(202)入口相连，油气压缩机(202)采用离心式压缩机；油气压缩机(202)出口与油气水冷器(203)入口相连，油气水冷器(203)出口与五号换热器(204)第一入口L-1相连，五号换热器(204)第一出口L-2与油气第一分离罐(205)入口相连，油气第一分离罐(205)气相出口与三号换热器(106)第二入口H-1相连，三号换热器(106)第二出口H-2与二号换热器(105)第三入口F-1相连，二号换热器(105)第三出口F-2与油气第二分离罐(206)入口相连，油气第二分离罐(206)气相出口与一号换热器(102第三入口C-1相连，一号换热器(102第三出口C-2与油气第三分离罐(207入口相连，油气第三分离罐(207)气相出口与油气节流膨胀阀(208)入口相连，油气节流膨胀阀(208)出口与四号换热器(107)第二进口J-1相连，四号换热器(107)第二出口J-2与五号换热器(204)第二进口M-1相连，五号换热器(204)第二出口M-2与放空管(209)相连，放空尾气。
一号换热器(102)、二号换热器(105)、三号换热器(106)、四号换热器(107)和五号换热器(204)均为板式换热器。
油气第一分离罐(205)、油气第二分离罐(206)和油气第三分离罐(207)各自液相出口分别设置有排液管和凝液收集器。
五号换热器(204)利用四号换热器(107)第二出口J-2、第三出口K-2分别流出的油气尾气和压缩制冷系统(300)制冷剂低温载冷剂的剩余冷量预冷分离油气空气混合气体中的水蒸汽，防止水分使后续油气处理系统结冰，在油气第一分离罐(205)液相出口管线末端设有排液口和凝液收集器，用于排出冷凝水和少量冷凝油。五号换热器(204)在第二入口J-1处设置流量检测设备，在未检测到尾气流量的系统初始运行阶段，预冷所需冷凝冷量由所述压缩制冷系统全部提供，当检测到尾气流量后，减少压缩制冷系统(300)载冷剂流量，预冷所需冷凝冷量由四号换热器(107)第二出口J-2、第三出口K-2分别流出的油气尾气和压缩制冷系统制(300)冷剂低温载冷剂联合提供。
所述的压缩制冷系统(300)包括：载冷剂罐(301)、调节阀(F3-1)、一次压缩机(302)、一次水冷器(303)、二次压缩机(304)、二次水冷器(305)、载冷剂节流膨胀阀(306)，其中载冷剂罐(301)出口与调节阀(F3-1)进口相连，调节阀(F3-1)出口与一次压缩机(302)进口相连，一次压缩机(302)出口与一次水冷器(303)进口相连，一次水冷器(303)出口与二次压缩机(304)进口相连，二次压缩机(304)出口与二次水冷器(305)进口相连，二次水冷器(305)出口与载冷剂节流膨胀阀(306)进口相连，载冷剂节流膨胀阀(306)出口与四号换热器(107)的第三进口K-1相连，四号换热器(107)的第三出口K-2与五号换热器(204)的第三入口M-1相连，五号换热器(204)的第三出口M-2与载冷剂罐(301)入口相连，进入下一次压缩制冷循环流动；所述载冷剂由50％乙烷和50％丙烷混合而成。
第一控制阀(F1-1)、第二控制阀(F2-1)、第三控制阀(F1-2)、第四控制阀(F1-3)、第五控制阀(F1-4)、第六控制阀(F1-5)均为自动控制阀门，其中：第一控制阀(F1-1)、第二控制阀(F2-1)受所述LNG储罐(101)上装设的压力检测装置信号控制；第三控制阀(F1-2)、第四控制阀(F1-3)受所述一号换热器(102)第一出口A-2管道装设的温度检测装置信号控制；第五控制阀(F1-4)、第六控制阀(F1-5)受所述一号换热器(102)第二出口B-1管道装设的温度检测装置信号控制。
压缩制冷系统(300)载冷剂供应管线上设置自动调节型调节阀(F3-1)，调节阀(F3-1)开度受所述五号换热器(204)第二入口J-1所设置流量检测设备信号控制，系统初始运行阶段，四号换热器(107)、五号换热器(204)所需冷凝冷量由所述压缩制冷系统(300)全部提供，当四号换热器(204)在第二入口J-1处检测出流量时，调节载冷剂供应管线上调节阀(F3-1)开度，减少所述压缩制冷系统载冷剂流量，实现-114.3℃、0.25MPa、35.38kg/h混合气尾气和低温载冷剂联合冷凝油气、压缩后BOG。
利用上述装置联合回收BOG、油气的工艺包括以下步骤：
步骤1：所述LNG储罐(101)气相出口管线上设置有BOG压力检测系统和第一控制阀(F1-1)，BOG压力检测系统信号控制第一控制阀(F1-1)和油气缓冲罐出口第二控制阀(F2-1)启闭；
1)BOG回路后续步骤：
步骤1-2：当所述LNG储罐(101)气相出口管线达到0.6MPa时，打开第一控制阀(F1-1，-143℃BOG以80kg/h流量由LNG储罐(101)气相出口流入一号换热器(102)，对一号换热器(102)进行预冷；在一号换热器(102)第一出口A-2端设置温度检测系统，并与一号换热器(102)BOG旁接管路上的第三控制阀(F1-2)实现联动，当一号换热器(102)出口温度低于设定温度-45℃时，打开第三控制阀(F1-2)，BOG通过旁接管路回流至一号换热器(102)第一进口端A-1再次进入一号换热器(102)进行换热升温，当出口温度高于设定温度-45℃时，一号换热器(102)第一出口A-2与二号换热器(105)第一进口D-1间的连接管上的第四控制阀(F1-3)打开，BOG进入二号换热器(105)第一进口D-1；
步骤1-3：-45℃BOG依次流入二号换热器(105)进口D-1、三号换热器(106)第一进口G-1使BOG温度逐级升至-2.4℃后，进入所述普通压缩机(103)中进行压缩压力升至4MPa，得到的260℃、4MPaBOG输送到所述BOG水冷器(104)冷却至20℃、3.99MPa；
步骤1-4：所述压缩制冷系统(300)中，20℃、0.18MPa、18.3kg/h载冷剂由载冷剂罐(301)进入一次压缩机(302)加压至111.3℃、1MPa，经一次水冷器(303)降温至20℃后，进入二次压缩机(304)加压至130.2℃、5MPa，再经二次水冷器(303)降温至20℃后成为液态载冷剂，液态载冷剂进入载冷剂节流膨胀阀(304)进一步节流降温至-50.48℃、0.2MPa后进入四号换热器(107)第三进口K-1；
步骤1-5：所述四号换热器(107)利用所述油气节流膨胀阀(208)出口流出的-110℃、0.25MPa混合气尾气以及四号换热器(107)第三进口K-1流入的-50.5℃、0.2MPa、18.3kg/h载冷剂的冷量，将流动至所述四号换热器(107)第一进口I-1的20℃、3.99MPa BOG冷却至-31℃、3.98MPa后送入所述二号换热器(105)第二进口E-1；所述二号换热器(105)利用所述一号换热器(102)第一出口A-2流出的-45℃、0.59MPa BOG将-31℃、3.98MPa BOG降温至-45℃后送入一号换热器(102)第二进口B-1进一步冷却至-100.7℃，送入BOG一号节流膨胀阀(108)节流降压至3MPa；
步骤1-5：所述BOG冷凝器(109)利用LNG低温泵(112)加压后的-159℃、1.6MPa、18m3/h LNG的冷量对所述BOG一号节流膨胀阀(108)节流后的-111.2℃、3MPa BOG进行冷凝液化，将得到的-157.9℃、1.59MPa、18m3/h LNG输送到所述LNG储罐(101)液相入口；BOG冷凝器(108)BOG出口-140℃、2.99MPa BOG流入所述二级节流膨胀阀(110)节流至1.59MPa得到-147℃、1.59MPa LNG后流入LNG储罐(101)液相入口；所述LNG低温泵(112)加压LNG来源于LNG储罐(101)液相出口。
2)油气回路后续步骤：
步骤2-2：当LNG储罐(101)气相出口管线达到0.6MPa时，同步打开第二控制阀(F2-1)，油气缓冲罐(201)的油气空气混合气体经第二控制阀(F2-1)被吸入油气压缩机(202)加压后送入油气水冷器(203)冷却至20℃，水冷后的20℃、1.6MPa、86kg/h油气空气混合气体进入五号换热器(204)第一入口L-1经-38.4℃、0.25MPa、35.41kg/h油气空气混合气体尾气和四号换热器(107)流出的-38.4℃、0.19MPa、18.3kg/h载冷剂的冷量联合降温至2℃后，通过油气第一分离罐(205)排除冷凝水和其他凝液，剩余的2℃、1.59MPa、39.92kg/h油气空气混合气体经油气第一分离罐(205)气相出口进入三号换热器(106)第二入口H-1；
步骤2-3：经所述油气第一分离罐(205)引入三号换热器(106)第二进口H-1的2℃、1.59MPa、39.92kg/h油气空气混合气体依次流过三号换热器(106)第二进口H-1、二号换热器(105)第二进口E-1，在一号换热器流出的-45℃、0.79MPa、80kg/h BOG冷量作用下逐级冷凝至-45℃后，经油气第二分离罐(206)排除凝液后，-45℃、1.57MPa、36.39kg/h油气空气混合气体输送到一号换热器(102)第二进口B-1利用LNG储罐101气相出口排出的-143℃、0.6MPa BOG的冷量进一步深冷至-100.7℃，实现LNG储罐(101)排出BOG冷量的逐级利用以及油气空气混合气体的逐级降温；在一号换热器(102)第二出口B-2设置温度检测系统，与一号换热器(102)油气旁接管路上的第五控制阀(F1-5)实现联动，当一号换热器102第二出口B-2温度高于设定温度-45℃时，打开第五控制阀(F1-5)，油气通过旁接管路回流至一号换热器(102)第二出口B-1端再次进入一号换热器(102)进行换热冷凝，当第二出口B-2温度低于-45℃时，一号换热器(102)第二出口B-2与油气第三分离罐(207)连接管上的第六控制阀(F1-6)打开，-100℃、1.56MPa、36.39kg/h油气空气混合气体进入油气第三分离罐(207)排除凝液后形成的-100℃、1.56MPa、35.41kg/h混合气体尾气进入四号换热器(107)第二进口J-1；
步骤2-4：利用所述油气节流膨胀阀(208)将-100℃、1.56MPa、35.41kg/h混合气尾气节流降温为-109.8℃、0.25MPa后，进入四号换热器(107)第二进口J-1，联合进入四号换热器(107)第三进口K-1的-50.48℃、0.2MPa、18.3kg/h载冷剂将20℃、3.99MPa BOG降温至-31℃，换热结束后，四号换热器(107)第二出口J-2流出的-38.4℃、0.24MPa、35.41kg/h混合气体尾气、四号换热器(107)第三出口K-2流出的-38.4℃、0.19MPa载冷剂分别流入五号换热器(204)第二进口M-1、五号换热器(204)第三进口N-1，将进入五号换热器(204)第一进口L-1的20℃、1.6MPa、86kg/h油气空气混合气体联合降温至2℃，换热完成后，五号换热器(204)第二出口M-2所连放空管(209)上的第七控制阀(F1-7)打开，20℃、0.23MPa、35.41kg/h混合气尾气由五号换热器(204)第二出口M-2进入放空管(209)排入大气。
步骤2-5：五号换热器(204)第三出口N-2流出的19.93℃、0.18MPa、18.3kg/h载冷剂流入载冷剂罐(301)，进入下一次压缩制冷循环。
进一步，采用该BOG、油气联合回收系统，油气回收率达到99％，BOG液化回收率达到100％。
以上实施例中的设定温度、压力参数为理想或最优状态下的值，实际操作时受环境因素影响，本领域技术人员能做相应调整，以达到同时回收BOG、油气的目的。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统，其特征在于将来自于LNG储罐的低温BOG气体先作为油气冷凝回收中深冷回收环节的冷量源，经两次冷量放出后，BOG的温度接近常温，采用普通压缩机进行压缩，压缩BOG经历三个冷却环节冷却至较低温度，第一预冷环节采用水冷，第二冷却环节利用深冷后的油气尾气联合配套压缩制冷系统作为冷量源，第三环节如前所述利用压缩前BOG所携冷量冷却，然后经历一次节流膨胀降至更低温度后再经过冷LNG冷凝，最后经过节流膨胀阀进一步节流膨胀液化，未液化BOG尾气回到LNG储罐气相出口重新进入BOG回收系统再次回收；同时将来自油气缓冲罐的油气经油气压缩机压缩后先经过水冷至常温，再经过由油气尾气及配套压缩制冷系统提供冷量源的预冷环节，然后依次经过由压缩前BOG提供冷量源的一般冷凝过程和深冷环节，产生符合环保排放标准的低温尾气，排放前将低温尾气冷量加以利用，先作为压缩BOG第二冷却环节的冷量源之一，再作为油气空气混合气体预冷环节的部分冷量来源的工艺过程。
2.实现权利要求1所述的一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统，其特征在于包括：LNG储罐、一号换热器、二号换热器、三号换热器、普通压缩机、BOG水冷器、四号换热器、BOG一号节流膨胀阀、LNG低温泵、BOG冷凝器、BOG二号节流膨胀阀、油气缓冲罐、油气压缩机、油气水冷器、五号换热器、油气第一分离罐、油气第二分离罐、油气第三分离罐、油气节流膨胀阀、放空管、压缩制冷系统、第一控制阀、第一单向阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀、第五控制阀、第六控制阀、第七控制阀。
3.根据权利要求1所述的一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统，其特征在于LNG储罐气相出口与一号换热器第一进口相连，一号换热器第一出口与二号换热器第一进口相连，二号换热器第一出口与三号换热器第一进口相连，压缩机入口与三号换热器第一出口相连，压缩机出口与BOG水冷器进口相连，BOG水冷器出口与四号换热器第一进口相连，四号换热器第一出口与二号换热器第二进口相连，二号换热器第二出口与一号换热器第二进口相连，一号换热器第二出口与BOG一号节流膨胀阀进口相连，BOG一号节流膨胀阀出口与BOG冷凝器BOG进口相连，BOG冷凝器BOG出口与BOG二号节流膨胀阀入口相连，BOG二号节流膨胀阀出口与LNG储罐液相入口相连，LNG储罐液相出口与LNG低温泵入口相连，LNG低温泵出口与BOG冷凝器LNG进口相连，BOG冷凝器LNG出口与LNG储罐液相进口相连；油气缓冲罐气相出口与油气压缩机入口相连，油气压缩机出口与油气水冷器入口相连，油气水冷器出口与五号换热器第一入口相连，五号换热器第一出口与油气第一分离罐入口相连，油气第一分离罐气相出口与三号换热器第二入口相连，三号换热器第二出口与二号换热器第三入口相连，二号换热器第三出口与油气第二分离罐入口相连，油气第二分离罐气相出口与一号换热器第三入口相连，一号换热器第三出口与油气第三分离罐入口相连，油气第三分离罐气相出口与油气节流膨胀阀入口相连，油气节流膨胀阀出口与四号换热器第二进口相连，四号换热器第二出口与五号换热器第二进口相连，五号换热器第二出口与放空管相连；四号换热器的第三入口与压缩制冷系统出口相连，四号换热器的第三出口与五号换热器的第三入口相连，五号换热器的第三出口与压缩制冷系统入口相连；所述一号换热器、二号换热器、三号换热器、四号换热器和五号换热器均为板式换热器。
4.根据权利要求1所述的装置，其特征在于所述油气第一分离罐、油气第二分离罐和油气第三分离罐液相出口管线为坡度为5‰的水平倾斜管，坡向各自管线的出口端，且出口端分别设置有可快速装卸的凝液收集器。
5.根据权利要求1所述的装置，其特征在于所述第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀、第五控制阀、第六控制阀均为自动控制阀门，其中：第一控制阀、第二控制阀受所述LNG储罐上装设的压力检测装置信号控制；第三控制阀、第四控制阀受所述一号换热器第一出口管道装设的温度检测装置信号控制；第五控制阀、第六控制阀受所述一号换热器第二出口管道装设的温度检测装置信号控制。
6.根据权利要求1所述的装置，其特征在于所述压缩制冷系统包括：载冷剂罐、调节阀、一次压缩机、一次水冷器、二次压缩机、二次水冷器、载冷剂节流膨胀阀，其中载冷剂罐出口与调节阀进口相连，调节阀出口与一次压缩机进口相连，一次压缩机出口与一次水冷器进口相连，一次水冷器出口与二次压缩机进口相连，二次压缩机出口与二次水冷器进口相连，二次水冷器出口与载冷剂节流膨胀阀进口相连，载冷剂节流膨胀阀出口与四号换热器的第三进口相连，四号换热器的第三出口与五号换热器的第三入口相连，五号换热器的第三出口与载冷剂罐入口相连，进入下一次压缩制冷循环流动；所述载冷剂由50％乙烷和50％丙烷混合而成。
7.根据权利要求1所述的装置，其特征在于压缩制冷系统载冷剂供应管线上设置自动调节型调节阀，调节阀开度受所述五号换热器第二入口所设置流量检测设备信号控制，系统初始运行阶段，四号换热器、五号换热器所需冷凝冷量由所述压缩制冷系统全部提供，当四号换热器在第二入口处检测出流量时，调节载冷剂供应管线上调节阀开度，减少压缩制冷系统载冷剂流量，实现-90～-120℃混合气尾气和低温载冷剂联合冷凝油气、压缩后BOG。
8.根据权利要求1所述的一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统，其特征在于其回收工艺包括以下步骤：
步骤一：LNG储罐气相出口管线上设置有BOG压力检测系统、第一控制阀和第一单向阀，BOG压力检测系统与第一控制阀和油气缓冲罐出口第二控制阀实现联动；
步骤二：BOG回路：当LNG储罐气相出口管线达到0.6～0.8MPa之上时，同时打开第一控制阀，BOG由LNG储罐气相出口流入一号换热器，对一号换热器进行预冷；在一号换热器第一出口设置温度检测系统，并与一号换热器BOG旁接管路上的第三控制阀实现联动，当一号换热器出口温度低于设定温度时，打开第三控制阀，BOG通过旁接管路回流至一号换热器第一进口端再次进入一号换热器进行换热升温，当出口温度高于设定温度时，一号换热器第一出口与二号换热器第一进口间的连接管上的第四控制阀打开，BOG进入二号换热器第一入口；油气回路：当LNG储罐气相出口管线达到0.6～0.8MPa之上时，打开第二控制阀，油气缓冲罐的油气空气混合气体经第二控制阀送入油气压缩机加压后进入油气水冷器冷却至常温，水冷后的常温油气空气混合气体进入五号换热器经油气空气混合气体尾气和四号换热器流出的低温载冷剂的冷量联合降温后，通过油气第一分离罐排除凝液后进入三号换热器；
步骤三：BOG回路：BOG从二号换热器第一出口流入三号换热器第一入口，进一步提高其温度至常温后进入所述普通压缩机中进行压缩，将得到的高温高压BOG输送到所述BOG水冷器冷却至常温；油气回路：所述三号换热器利用二号换热器流出的低温BOG的冷量将经油气第一分离罐引入的油气空气混合气体冷凝至-20～-30℃，将冷凝后的油气空气混合气体流入二号换热器利用一号换热器流出的低温BOG的冷量进一步降温至-30～-60℃，经油气第二分离罐排除凝液后输送到一号换热器第二进口利用LNG储罐排出的低温BOG的冷量进一步深冷，实现LNG储罐排出低温BOG的冷量逐级利用以及油气空气混合气体的逐级降温；在一号换热器第二出口设置温度检测系统，与一号换热器油气旁接管路上的第五控制阀实现联动，当一号换热器第二出口温度高于设定温度时，打开第五控制阀，油气通过旁接管路回流至一号换热器第二进口端再次进入一号换热器进行换热冷凝，当第二出口温度低于设定温度时，一号换热器第二出口与油气第三分离罐连接管上的第六控制阀打开，油气空气混合气体进入油气第三分离罐排除凝液，油气第三分离罐气相出口排出的低温混合气尾气经油气节流膨胀阀进一步节流降温后进入四号换热器第二进口；
步骤四：BOG回路：经过水冷后的常温高压BOG流动至所述四号换热器，利用所述压缩制冷系统产生的低温载冷剂以及所述油气第三分离罐气相出口流出的低温油气尾气对所述水冷后的常温高压BOG进行冷却；冷却后的低温高压BOG分别依次经过所述二号换热器第二进口和一号换热器第二进口，逐级利用所述LNG储罐气相出口排出低温BOG提供的冷量对经所述四号换热器冷却后的低温高压BOG进一步冷凝后；流动至BOG一号节流膨胀阀适当节流降温后进入BOG冷凝器；油气回路：混合气体尾气在四号换热器中联合压缩制冷系统产生的低温载冷剂将冷量提供给水冷后的常温高压BOG，仍保留一定冷量的混合气体尾气经四号换热器第二出口流入五号换热器第二入口，在五号换热器中联合四号换热器第三出口流出的低温载冷剂的剩余冷量将进入五号换热器第一入口的常温高压油气空气混合气体降温至2～3℃，换热完成后，五号换热器第二出口所连放空管上的第七控制阀打开，常温混合气尾气由五号换热器第二出口进入放空管排入大气；
步骤五：BOG回路：所述BOG冷凝器利用经LNG低温泵加压形成的过冷LNG的冷量对经过一号节流膨胀阀适当节流降温后的低温高压BOG进行冷凝降温，换热完成后的加压LNG回流至LNG储罐；冷凝降温后的低温高压BOG流入BOG二号节流膨胀阀进一步节流降温液化为LNG，节流降温所得LNG流动至所述LNG储罐液相入口；所述LNG泵加压所需LNG来源于LNG储罐液相出口。
9.根据权利要求1所述的一种LNG油气合建站BOG、油气联合回收系统，其特征在于LNG储罐气相出口管线上设置有BOG压力检测系统，当LNG储罐气相出口管线达到0.6～0.8MPa之上时，同步打开LNG储罐气相出口管线上第一控制阀和油气缓冲罐出口第二控制阀；一号换热器第一出口设置温度检测系统，并与一号换热器BOG旁接管路上的第三控制阀实现联动，当一号换热器出口温度低于设定温度时，打开第三控制阀，BOG通过旁接管路回流至一号换热器第一进口端再次进入一号换热器进行换热升温，当出口温度高于设定温度时，一号换热器第一出口与二号换热器第一进口间的连接管上的第四控制阀打开，BOG进入二号换热器第一进口；在一号换热器第二出口设置温度检测系统，与一号换热器油气旁接管路上的第五控制阀实现联动，当一号换热器第二出口温度高于设定温度时，打开第五控制阀，油气通过旁接管路回流至一号换热器第二进口端再次进入一号换热器进行换热冷凝，当第二出口温度低于设定温度时，一号换热器第二出口与油气第三分离罐连接管上的第六控制阀打开，油气空气混合气体进入油气第三分离罐排除凝液。
10.根据权利要求1所述的一种LNG油气合建站BOG气体、油气联合回收系统，其特征在于在实现了LNG储罐排出低温BOG的冷量逐级利用以及油气空气混合气体的逐级降温。
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