CN107664258B - 一种城市门站中bog气体回收系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种城市门站中BOG气体回收系统，包括LNG气化站BOG回收系统和LNG加气站BOG回收系统；所述LNG气化站BOG回收系统包括增压器、LNG槽车、LNG储罐、BOG加热器、空温汽化器、稳压撬、BOG缓冲罐、BOG压缩机和输配区；所述LNG加气站BOG回收系统包括增压器、LNG槽车、LNG潜液泵、LNG加液机、汽化器、LNG储罐、BOG缓冲罐、BOG压缩机和输配区；通过在BOG系统中增加BOG气体回收及增压设备，提高BOG气体压力，达到1.0MPa之后进入门站撬装设备的分气缸从而进入输气管网，其整个BOG回收系统采用PLC进行控制，实施自动提示、报警及人工启动相结合，安全性高，可以使LNG系统的BOG得到最大的回收利用，利于企业的长远发展，从而节约资源，节约经济损耗。

Description

一种城市门站中BOG气体回收系统
技术领域
本发明涉及液化气体回收技术领域，具体为一种城市门站中BOG气体回收系统。
背景技术
BOG(Boil-Off Gas蒸发气体，简称BOG)是指气体在其临界温度以下经加压被液化后的低温液体，因难以与环境绝对绝热，吸收外界热量而蒸发出的气体。
BOG产生主要是外界能量的输入造成，如泵运转、外界热量传入、大气压变化、环境的影响及LNG送入储罐时造成的罐内LNG体积的变化等因素，对LNG接收站产生BOG的原因分析归纳如下：(1)在卸液的过程中，由于LNG车内的蒸气气压提高导致的储罐LNG闪蒸；(2)在卸液的过程中，由于外界环境温度漏热引起BOG的产生；(3)LNG储罐冷损产生的BOG量；(4)LNG低压泵和高压泵运行产生的BOG的量；(5)管道冷损产生的BOG量；(6)天然气最小外输时产生的BOG量；(7)LNG装槽车产生的BOG量。
目前，LNG气化站及LNG加气站工艺流程参见说明书附图5和图6：
LNG气化站及LNG加气站BOG产生量：
1、气化站贮罐按《固定式真空绝热深冷压力容器》GB18442.2中100m3罐蒸发率为每日0.2％，即每罐每日蒸发量为0.2m3；共四台罐，蒸发量为0.8m 3，气体量为480Nm3。
2、加气站贮罐按《固定式真空绝热深冷压力容器》GB18442.2中60m3罐蒸发率为每日0.316％，即每罐每日蒸发量为0.2m3；气体量为120Nm3。
3、槽车卸车产生BOG，按0.6MPa工作压力，则每车BOG量应为350Nm3，液体量为0.58m3。
随着国家燃气大管道的建设，各地门站纷纷建立，同时作为调峰、应急气源LNG储气设备也随之配套产生，均需解决BOG回收问题；由于无法计算未来槽车卸车频度及准确损耗，暂以气化站及加气站储罐的BOG产生量作为主要BOG来源。根据计算每日产生的BOG约为600m3，年产生BOG为219000m 3，如果不进行回收每年造成的经济损失按照LNG全年平均价格4000元/吨计算，每年的经济损失约为63万元。
BOG的主要成分是甲烷，需要进行有效地利用。对于BOG的利用，在日常运行式的接收站，一般采取两种方式：一是BOG通过管道去往汽化器进入城市管网；二是直接被释放到掉。由于从门站输出压力为1.0MPa，BOG产生的压力0.7MPa，因此BOG无法直接进入高压管网，不采取相应回收措施就只能放掉，造成严重的经济损失和资源浪费等问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种城市门站中BOG气体回收系统，在BOG系统中增加BOG气体回收及增压设备，提高BOG气体压力，达到1.0MPa之后进入门站撬装设备的分气缸从而进入输气管网，以解决上述背景技术中提出的经济损失和资源浪费等问题。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种城市门站中BOG气体回收系统，包括液化天然气(简称LNG)气化站BOG回收系统和LNG加气站 BOG回收系统；
所述LNG气化站BOG回收系统包括增压器、LNG槽车、LNG储罐、BOG加热器、空温汽化器、稳压撬、BOG缓冲罐、BOG压缩机和输配区；所述增压器与LNG槽车的输入/输出端口双向连接；所述LNG槽车的一输出端口连接在LNG 储罐上，LNG储罐的一端双向连接有增压器；所述LNG储罐上的BOG气体输出端与BOG加热器连接，LNG储罐的另一输出端口与空温汽化器连接；所述空温汽化器的输出端连接稳压撬，稳压撬的输出端连接输配区；所述空温汽化器与稳压撬连接的管道之间并联有水浴复热器；所述水浴复热器的另一端并联在BOG加热器的输出管道上，BOG加热器的输出管道连接至BOG缓冲罐，BOG 缓冲罐的气体输出管道插接在BOG压缩机上，BOG压缩机的输出端连接输配区；
所述LNG加气站BOG回收系统包括增压器、LNG槽车、LNG潜液泵、LNG 加液机、汽化器、LNG储罐、BOG缓冲罐、BOG压缩机和输配区；所述增压器与LNG槽车的输入/输出端口双向连接；所述LNG槽车的一输出端口连接在LNG 潜液泵上，LNG潜液泵的一端双向连接LNG加液机，另一输出端口连接在汽化器上，汽化器的输出端连接LNG储罐，LNG储罐上的双向端口与LNG潜液泵连接；所述LNG储罐的BOG气体输出管道并联LNG槽车的BOG气体输出端，其 BOG气体输出管道插接在BOG缓冲罐上，BOG缓冲罐的输出端依次连接BOG压缩机和输配区。
优选的，所述BOG缓冲罐选用容积为1m3的储罐用于存储系统输出的BOG 气体。
优选的，所述BOG缓冲罐及BOG气体输出管道上均设置有压力传感器，在压力达到0.7MPa时，BOG压缩机启动进行回收，在压力降为0.4MPa时， BOG压缩机停止工作。
优选的，所述BOG压缩机选用功率为22KW，处理量为500Nm3/h。
优选的，所述BOG回收系统均采用PLC进行控制，具备实施自动提示、报警及人工启动功能。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本城市门站中BOG气体回收系统，目前已投入使用，使用平稳，效果明显，通过在BOG系统中增加BOG气体回收及增压设备，提高BOG气体压力，达到1.0MPa之后进入门站撬装设备的分气缸从而进入输气管网，其整个BOG 回收系统采用PLC进行控制，实施自动提示、报警及人工启动相结合，安全性高，可以使LNG系统的BOG得到最大的回收利用，利于企业的长远发展，从而节约资源，节约经济损耗。
附图说明
图1为本发明LNG气化站BOG回收系统流程图；
图2为本发明LNG加气站BOG回收系统流程图；
图3为传统LNG气化站BOG回收系统流程图；
图4为传统LNG加气站BOG回收系统流程图；
图5为现有技术中LNG气化站工艺流程；
图6为现有技术中LNG加气站工艺流程；
图中：1增压器、2 LNG槽车、3 LNG储罐、4 BOG加热器、5空温汽化器、 6稳压撬、7BOG缓冲罐、8 BOG压缩机、9输配区、10水浴复热器、11 LNG 潜液泵、12 LNG加液机、13汽化器。
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做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。
请参阅图1-2，本发明实施例中：一种城市门站中BOG气体回收系统，包括液化天然气(简称LNG)气化站BOG回收系统和LNG加气站BOG回收系统，该系统均采用PLC进行控制，具备实施自动提示、报警及人工启动功能；
其中，LNG气化站BOG回收系统包括增压器1、LNG槽车2、LNG储罐3、 BOG加热器4、空温汽化器5、稳压撬6、BOG缓冲罐7、BOG压缩机8和输配区9；增压器1与LNG槽车2的输入/输出端口双向连接；LNG槽车2的一输出端口连接在LNG储罐3上，LNG储罐3的一端双向连接有增压器1；LNG储罐3上的BOG气体输出端与BOG加热器4连接，LNG储罐3的另一输出端口与空温汽化器5连接；空温汽化器5的输出端连接稳压撬6，稳压撬6的输出端连接输配区9；空温汽化器5与稳压撬6连接的管道之间并联有水浴复热器10；水浴复热器10的另一端并联在BOG加热器4的输出管道上，BOG加热器 4的输出管道连接至BOG缓冲罐7，BOG缓冲罐7选用容积为1m3的储罐用于存储系统输出的BOG气体，BOG缓冲罐7的气体输出管道插接在BOG压缩机8上， BOG压缩机8选用功率为22KW，处理量为500Nm3/h，BOG压缩机8的输出端连接输配区9，BOG缓冲罐7及BOG气体输出管道上均设置有压力传感器，在压力达到0.7MPa时，BOG压缩机8启动进行回收，在压力降为0.4MPa时， BOG压缩机8停止工作。
LNG加气站BOG回收系统包括增压器1、LNG槽车2、LNG潜液泵11、LNG 加液机12、汽化器13、LNG储罐3、BOG缓冲罐7、BOG压缩机8和输配区9；增压器1与LNG槽车2的输入/输出端口双向连接；LNG槽车2的一输出端口连接在LNG潜液泵11上，LNG潜液泵11的一端双向连接LNG加液机12，另一输出端口连接在汽化器13上，汽化器13的输出端连接LNG储罐3，LNG储罐3上的双向端口与LNG潜液泵11连接；LNG储罐3的BOG气体输出管道并联LNG槽车2的BOG气体输出端，其BOG气体输出管道插接在BOG缓冲罐7 上，BOG缓冲罐7的输出端依次连接BOG压缩机8和输配区9。
具体实施例：系统设定如下：
第一步：回收系统的设定，首先选用一台1m3的储罐作为BOG气体储罐，同时也作为BOG压缩机8的缓冲罐；
第二步：设置合理的控制系统，在BOG管道及储罐设置压力传感器，当压力达到0.7MPa时，BOG压缩机启动进行回收，在管道及储罐压力降为0.4 MPa时，压缩机停止工作；
第三步：系统费用预算，压缩机的运行费用，压缩机功率为22KW，处理量为500Nm3/h；按照压缩机处理气量的话，如果共计两部分气量为600Nm3，共计用时1.2小时，用电量26.4度，按1元每度电，也只要26.4元，运行成本几乎可以忽略；其次，每日回收BOG约为600m3，
年回收BOG为219000m3，企业每年节约的经济损失约为63万元。
综上所述：本城市门站中BOG气体回收系统，目前已投入使用，使用平稳，效果明显，通过在BOG系统中增加BOG气体回收及增压设备，提高BOG 气体压力，达到1.0MPa之后进入门站撬装设备的分气缸从而进入输气管网，其整个BOG回收系统采用PLC进行控制，实施自动提示、报警及人工启动相结合，安全性高，可以使LNG系统的BOG得到最大的回收利用，利于企业的长远发展，从而节约资源，节约经济损耗。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种城市门站中BOG气体回收系统，其特征在于，包括液化天然气(简称LNG)气化站BOG回收系统和LNG加气站BOG回收系统；
所述LNG气化站BOG回收系统包括增压器(1)、LNG槽车(2)、LNG储罐(3)、BOG加热器(4)、空温汽化器(5)、稳压撬(6)、BOG缓冲罐(7)、BOG压缩机(8)和输配区(9)；所述增压器(1)与LNG槽车(2)的输入/输出端口双向连接；所述LNG槽车(2)的一输出端口连接在LNG储罐(3)上，LNG储罐(3)的一端双向连接有增压器(1)；所述LNG储罐(3)上的BOG气体输出端与BOG加热器(4)连接，LNG储罐(3)的另一输出端口与空温汽化器(5)连接；所述空温汽化器(5)的输出端连接稳压撬(6)，稳压撬(6)的输出端连接输配区(9)；所述空温汽化器(5)与稳压撬(6)连接的管道之间并联有水浴复热器(10)；所述水浴复热器(10)的另一端并联在BOG加热器(4)的输出管道上，BOG加热器(4)的输出管道连接至BOG缓冲罐(7)，BOG缓冲罐(7)的气体输出管道插接在BOG压缩机(8)上，BOG压缩机(8)的输出端连接输配区(9)；
所述LNG加气站BOG回收系统包括增压器(1)、LNG槽车(2)、LNG潜液泵(11)、LNG加液机(12)、汽化器(13)、LNG储罐(3)、BOG缓冲罐(7)、BOG压缩机(8)和输配区(9)；所述增压器(1)与LNG槽车(2)的输入/输出端口双向连接；所述LNG槽车(2)的一输出端口连接在LNG潜液泵(11)上，LNG潜液泵(11)的一端双向连接LNG加液机(12)，另一输出端口连接在汽化器(13)上，汽化器(13)的输出端连接LNG储罐(3)，LNG储罐(3)上的双向端口与LNG潜液泵(11)连接；所述LNG储罐(3)的BOG气体输出管道并联LNG槽车(2)的BOG气体输出端，其BOG气体输出管道插接在BOG缓冲罐(7)上，BOG缓冲罐(7)的输出端依次连接BOG压缩机(8)和输配区(9)。
2.根据权利要求1所述的一种城市门站中BOG气体回收系统，其特征在于，所述BOG缓冲罐(7)选用容积为1m3的储罐用于存储系统输出的BOG气体。
3.根据权利要求1所述的一种城市门站中BOG气体回收系统，其特征在于，所述BOG缓冲罐(7)及BOG气体输出管道上均设置有压力传感器，在压力达到0.7MPa时，BOG压缩机(8)启动进行回收，在压力降为0.4MPa时，BOG压缩机(8)停止工作。
4.根据权利要求1所述的一种城市门站中BOG气体回收系统，其特征在于，所述BOG压缩机(8)选用功率为22KW，处理量为500Nm3/h。
5.根据权利要求1所述的一种城市门站中BOG气体回收系统，其特征在于，所述BOG回收系统均采用PLC进行控制，具备实施自动提示、报警及人工启动功能。
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