CN107726045A - 一种液化天然气的bog液化再回收系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种液化天然气的BOG液化再回收系统，包括低温液体储罐、LNG过滤器、主喷射混合器、次喷射混合器、LNG储罐、BOG压力监测装置和DCS控制系统；当DCS控制系统判断BOG压力值超过预设值时，关闭第一截止阀、开启第二截止阀、排液阀和止回阀，使LNG储罐中产生的气态BOG和低温液体储罐中的低温液体共同引入主喷射混合器中进行一次冷却液化；之后，使主喷射混合器输出冷却液体与LNG输入端的LNG共同引入次喷射混合器中进行二次冷却，完成BOG完全液化流回LNG储罐中，实现了BOG液化再回收，从而达到BOG“零排放”。本发明无需配备压缩机和泵，系统投资成本低、工艺系统简单、操作维护费用低。

Description

一种液化天然气的BOG液化再回收系统

技术领域

本发明涉及液化天然气中的BOG液化处理技术，特别涉及一种液化天然气的BOG液化再回收系统。

背景技术

液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)是一种优质清洁能源，其体积约为气态天然气体积的1/625，主要成分为甲烷，燃烧热值大，燃烧后对环境污染小，近年来需求量呈快速增长趋势，已广泛用于城市燃气、发电、燃料汽车、船舶等工业领域。目前，我国已建成大量LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等接收终端，有利于我国能源稳定供应和能源多元化。

LNG储罐是LNG接收终端的核心设备，属于低温、常压储罐。在储运和操作过程中，由于LNG在常压下沸点(-162℃)极低，即使对储罐使用新型高性能绝热材料，外界热量总会侵入储罐内，LNG不可避免蒸发产生大量蒸发气(Boil-Off Gas，BOG)，导致储罐压力升高，这部分BOG日产生量约占LNG的0.1％～0.3％(质量比率)。当储罐压力大于安全阀整定压力时，需打开放空阀将BOG放散，从能源再利用角度来看，BOG直接放散造成大量能源耗散。以日加气能力为1.5×10⁴Nm³/d的LNG加气站为例，BOG产生量约为300kg/d，按国内加气站LNG平均销售价计算，月经济损失为2.8×10⁴元，截止2017年，我国共2460座LNG加气站，年经济损失高达8.3×10⁸元。从生产安全和环保角度来说，大量BOG放散可能造成火灾或爆炸，且BOG产生的温室效应是二氧化碳的21倍。

为了减少能源浪费和环境污染，有必要对BOG这种优质能源再利用回收。目前，常见的BOG回收技术主要有：

(1)复热后送火炬系统或直接放空：该方法虽然简单，但安全性较差，没有经济效益。

(2)用BOG填充储罐隔热层：虽然利用了BOG的显热，提高了隔热层的隔热效率，但可操作性差；对大型LNG储罐产生的BOG，只能利用部分BOG，再利用率较低。

(3)直接压缩工艺：BOG经缓冲罐后直接压缩加压至外输管网所需压力，计量、加臭后输出至民用燃气管网。一方面，该方法核心设备为低温压缩机，目前，国内没有制造可处理介质温度为-162℃的压缩机；另一方面，仅限于附近有燃气管网的LNG接收终端，可操作性差，应用范围受到了限制。

(4)BOG级联式再液化工艺：该方法采用制冷剂为丙烷、乙烯和甲烷的9个换热器，构成三个独立的再液化单元，逐级降低BOG温度直至全部再液化。该方法投资成本高，工艺流程复杂，运行时需配备大型压缩机、消耗大量的制冷剂，维护较困难。

国内相关公司及研究部门针对上述方法存在的问题，出现了多种液化天然气BOG回收方法。如中海石油气电集团有限责任公司的发明专利《一种LNG接收终端BOG回收处理方法及系统CN104964161A》、中国寰球工程公司的发明专利《一种蒸发气零排放系统和方法CN102261560A》等将储罐产生的BOG直接经低温压缩机增压后进入再冷凝器，该回收方法仍需配备大型进口低温压缩机以及再冷凝设备，投资成本较大。广州华丰能源科技有限公司的发明专利《一种回收BOG的工艺及其装置CN103343881A》虽然未使用进口低温压缩机，但该装置需1台泵、2台常温压缩机、2台膨胀机和4台换热器达到BOG再液化的目的，设备成本高，工艺流程复杂，运行时需较高的电耗。中国海洋石油总公司的发明专利《一种LNG接收站利用压力能的BOG处理系统CN103225704A》虽然利用气-液引射混合器完成高压LNG与BOG的充分混合，但这种方法仅利用LNG提供的冷量再液化部分BOG，未能全部再液化储罐产生的BOG，且只适用于LNG接受站，使用范围有一定的局限性。

与此同时，通过比较分析国内外不同地区LNG组分及主要特性发现，不同地区的LNG组分有所不同，有时差异很大。由于组分的不同，同样体积的天然气高位热值也不相同，例如美国天然气高位热值最小为36.1MJ/m³，最大为45MJ/m³，二者相差24.6％；我国天然气的高位热值最小为33.9MJ/m³，最大为45MJ/m³，二者间的差异高达31％。若外输LNG高位热值高于国内高位热值标准要求，需对高位热值进行调整，以避免能源浪费、增加企业成本。对LNG高位热值调整工艺，我国尚未进行专项研究。

鉴于以上传统的BOG回收方法，有必要寻求一种投资成本低、操作维护方便、能耗低，可广泛应用于回收LNG接收终端的BOG及调整LNG高位热值的系统。

发明内容

鉴于上述现有技术的不足之处，本发明的目的在于提供一种液化天然气的BOG液化再回收系统，该系统的投资成本低、操作维护方便、能耗低，能实现OGB完全液化及再回收。

为了达到上述目的，本发明采取了以下技术方案：

一种液化天然气的BOG液化再回收系统，其包括：低温液体储罐(1)、LNG过滤器(2)、主喷射混合器(3)、次喷射混合器(4)、LNG储罐(6)、BOG压力监测装置和DCS控制系统；LNG输入端通过第一LNG进液管(61)与LNG储罐的第一进液口相连，所述低温液体储罐的排液口(11)通过排液管(11)与主喷射混合器的主流入口(31)相连，所述主喷射混合器的次流入口(32)通过BOG引出管(62)与LNG储罐的BOG引出口相连，所述主喷射混合器的出口(33)与次喷射混合器的次流入口(42)相连，所述次喷射混合器的主流入口(41)通过第二LNG进液管(63)与LNG输入端相连，所述次喷射混合器的出口(43)通过第三LNG进液管(64)与LNG储罐(6)的第二进液口相连，LNG过滤器(2)设置于第一LNG进液管(61)上，所述第一LNG进液管(61)上设置有第一截止阀(V1)、第二LNG进液管(63)设置有第一截止阀(V2)、排液管(11)上设置有止回阀(V3)，第一截止阀(V1)、第一截止阀(V2)、止回阀(V3)和BOG压力监测装置与DCS控制系统连接。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述第三LNG进液管(64)上设置有在线分析装置(5)、其与DCS控制系统连接，用于分析次喷射混合器输出的冷却液体组分。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述排液管(11)上设置有防爆电磁流量调节阀(V4)、其与DCS控制系统连接，用于根据LNG储罐的BOG含量及次喷射混合器输出的LNG含量及高位热值调节再液化BOG所需的低温液体的流量。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述LNG储罐(6)上设置有液位监测装置(7)，所述第一LNG进液管(61)上设置有LNG紧急切断装置(71)，所述排液管(11)上设置有低温液体紧急切断装置(72)，所述液位监测装置(7)、LNG紧急切断装置(71)、低温液体紧急切断装置(72)与均与DCS控制系统连接，用于实时监测LNG储罐的液位，当LNG储罐的液位超出最高液位时，输出报警信息，并启动LNG紧急切断装置和低温液体紧急切断装置动作。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述第一LNG进液管(61)、排液管(11)、BOG引出管(62)上均设置有流量监测及调节装置。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述第三LNG进液管(64)上还设置有压力监测装置(8)和温度监测装置(9)。

所述的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述主喷射混合器和次喷射混合器均采用高真空绝热喷射混合器。

相较于现有技术，本发明提供的液化天然气的BOG液化再回收系统，其包括低温液体储罐、LNG过滤器、主喷射混合器、次喷射混合器、LNG储罐、BOG压力监测装置和DCS控制系统；LNG输入端通过第一LNG进液管与LNG储罐的第一进液口相连，所述低温液体储罐的排液口通过排液管与主喷射混合器的主流入口相连，所述主喷射混合器的次流入口通过BOG引出管与LNG储罐的BOG引出口相连，所述主喷射混合器的出口与次喷射混合器的次流入口相连，所述次喷射混合器的主流入口通过第二LNG进液管与LNG输入端相连，所述次喷射混合器的出口通过第三LNG进液管与LNG储罐的第二进液口相连，所述第一LNG进液管上设置有第一截止阀、第二LNG进液管设置有第一截止阀、排液管上设置有止回阀，第一截止阀、第一截止阀、止回阀和BOG压力监测装置与DCS控制系统连接。当DCS控制系统判断BOG压力值低于预设值时，开启第一LNG进液管的第一截止阀、关闭第二LNG进液管的第二截止阀，LNG输入端的液体经LNG过滤器过滤流入LNG储罐中；当DCS控制系统判断BOG压力值超过预设值时，关闭第一LNG进液管的第一截止阀、开启第二LNG进液管的第二截止阀、排液管的排液阀和BOG引出管的止回阀，使LNG储罐中产生的气态BOG和低温液体储罐中的低温液体共同引入主喷射混合器中，并使低温液体以喷射的方式与BOG混合，进行一次冷却液化；之后，由主喷射混合器输出的冷却液体与LNG输入端的LNG共同引入次喷射混合器中进行二次冷却，并在次喷射混合器中完成BOG完全液化，再经第二截止阀流回第二LNG进液管流回LNG储罐中，实现了BOG液化再回收，从而达到BOG“零排放”。而且在再液化过程中利用BOG自身的压力及主喷射混合器具有的低压吸入功能作为流体在管道流动的动力，无运动部件便于生产过程的连续化，无需配备压缩机和泵，其投资成本低、工艺系统简单、操作维护费用低，适合应用于LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等接收终端。

附图说明

图1为本发明提供液化天然气的BOG液化再回收系统管路结构示意图。

具体实施方式

鉴于上述现有技术的不足之处，本发明的目的在于提供一种液化天然气的BOG液化再回收系统，可对LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等LNG接收终端实现回收BOG，其采用低温液体提供的冷量将BOG进行一级液化，经一级液化后混合液吸收LNG冷量再液化为全为液相状态、无气相的LNG。本发明仅利用LNG储罐中气态BOG自身的压力及主喷射混合器和次喷射混合器具有的低压吸入功能作为流体在管道流动的动力，优化了BOG再液化流程，无需配备低温压缩机、泵和再冷凝器等设备，节约了电耗，降低了运行维护成本，而且可达到BOG零排放，可广泛应用于LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等接收终端。

为使本发明的目的、技术方案及效果更加清楚、明确，以下参照附图并举实施例对本发明进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

请参阅图1，本发明提供的液化天然气的BOG液化再回收系统，包括：低温液体储罐1、LNG过滤器2、主喷射混合器3、次喷射混合器4、LNG储罐6、BOG压力监测装置和DCS控制系统。

其中，LNG输入端通过第一LNG进液管61与LNG储罐的第一进液口相连，所述低温液体储罐的排液口11通过排液管11与主喷射混合器的主流入口31相连，所述主喷射混合器的次流入口32通过BOG引出管62与LNG储罐的BOG引出口相连，所述主喷射混合器的出口33与次喷射混合器的次流入口42相连，所述次喷射混合器的主流入口41通过第二LNG进液管63与LNG输入端相连，所述次喷射混合器的出口43通过第三LNG进液管64与LNG储罐6的第二进液口相连。

所述第一LNG进液管61上设置有第一截止阀V1、第二LNG进液管63设置有第一截止阀V2、排液管11上设置有止回阀V3，第一截止阀V1、第一截止阀V2、止回阀V3和BOG压力监测装置与DCS控制系统连接，如图1中的虚线，表示电气连接，实线表示管路连接。

在具体实施过程中，所述BOG压力监测装置用于实时监测LNG储罐6的BOG压力值，并将压力值反馈至DCS控制系统，通过DCS控制系统判断LNG储罐6中产生的BOG压力值是否超出预设值。

当DCS控制系统判断BOG压力值低于预设值时，开启第一LNG进液管61的第一截止阀V1、关闭第二LNG进液管62的第二截止阀V2，LNG输入端的液体经LNG过滤器2过滤流入LNG储罐6中。

当DCS控制系统判断BOG压力值超过预设值时，关闭第一LNG进液管61的第一截止阀V1、开启第二LNG进液管62的第二截止阀V2、排液管11的排液阀和BOG引出管的止回阀，使LNG储罐中产生的气态BOG和低温液体储罐中的低温液体共同引入主喷射混合器中，并使低温液体以喷射的方式与BOG混合，进行一次冷却液化。

之后，由主喷射混合器3输出的冷却液体与LNG输入端的LNG共同引入次喷射混合器4中进行二次冷却，并在次喷射混合器4中完成BOG完全液化，再第三LNG进液管64流回LNG储罐6中，实现了BOG液化再回收，从而达到BOG“零排放”。

本实施例中，所述低温流体在标准状况下的沸点温度为-162℃以下，低温流体只要与BOG气态温度存在一定温差，能使其变为液态即可。本发明仅利用储罐BOG自身的压力和主喷射混合器3具有的低压吸入功能作为流体在管道流动的动力，采用低温液体提供的冷量以喷射方式与储罐BOG充分接触将储罐BOG进行液化，实现了LNG储罐6的BOG液化再回收。而且在再液化过程中无运动部件，便于生产过程的连续化，并且无需配备压缩机和泵，其投资成本低、工艺系统简单、操作维护费用低，适合应用于LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等接收终端。

本实施例中，所述低温液体在标准状况下的沸点为-162℃以下，低温液体只要与BOG气态温度存在一定温差，能使其变为液态即可。所述主喷射混合器3采用高真空绝热喷射混合器，尽可能减少过程冷量损耗。在主喷射混合器3中，主流入口流入的低温液体经过主流入口的喷嘴以其高速在锥型入口形成低压，从而使次流入口的BOG被抽吸进入主喷射混合器，在主喷射混合器中产生高度漩涡并进行能量的充分交换，然后混合流体以一定的速度从主喷射混合器3的出口喷出。

在次喷射混合器4中，主喷射混合器3输出的混合液体经次喷射混合器4的次流入口流入次喷射混合器4中，LNG输入端输出的LNG经过滤器2过滤后流入次喷射混合器4的主流入口中以喷射的方式与所述混合液体混合使BOG再液化。本发明通过次喷射混合器使主喷射混合器4输出的残留的气态BOG再液化，从而获得符合相关标准的LNG，实现BOG“零排放”。由于次喷射混合器的冷却原理与主喷射混合器相同，此处不再赘述。

本发明一方面利用低温液体提供的显热将LNG储罐6产生的BOG进行一次冷却，另一方面又利用LNG潜热对BOG进行二次冷却，最终实现LNG储罐6的BOG完全液化及再回收，完全实现了BOG“零排放”，同时根据外输需求调整了LNG高位热值；通过控制低温液体储罐1和LNG储罐输出流量、温度和压力等参数，使得BOG再液化为LNG后其特性符合GB/T 19204-2003《液化天然气的一般特性》要求。

为进一步使液化天然气BOG再液化过程稳定可靠的进行，所述第三LNG进液管64上设置有在线分析装置5、其与DCS控制系统连接，用于分析次喷射混合器输出的冷却液体组分。所述排液管11上设置有防爆电磁流量调节阀V4、其与DCS控制系统连接，用于根据LNG储罐6的BOG含量及次喷射混合器4输出的LNG含量及高位热值调节再液化BOG所需的低温液体的流量。

本发明根据LNG储罐6中的BOG量和次喷射混合器4输出口的LNG含量及高位热值，控制低温防爆电磁流量调节阀V4调节排液管的低温液体的流量，使BOG一级液化需要的低温液体流量，满足BOG充分液化的同时节省低温液体的用量。

为确保安全可靠，本发明的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述LNG储罐6上设置有液位监测装置7，所述第一LNG进液管61上设置有LNG紧急切断装置71，所述排液管11上设置有低温液体紧急切断装置72，所述液位监测装置7、LNG紧急切断装置71、低温液体紧急切断装置72与均与DCS控制系统连接，用于实时监测LNG储罐6的液位，当LNG储罐6的液位超出最高液位时，输出报警信息，并启动LNG紧急切断装置和低温液体紧急切断装置动作，避免因液位超限造成安全事故。

进一步地，本发明的液化天然气的BOG液化再回收系统中，所述第三LNG进液管64上还设置有压力监测装置8和温度监测装置9，由有压力监测装置8和温度监测装置9实时监测LNG储罐中的LNG组分和温度，当LNG组分或温度不在预设范围时，输出报警信号。具体还可在次喷射混合器的出口管路上设置多组分在线分析系统、压力监测装置和温度监测装置，以分别监测LNG的组分、压力和温度，保证BOG再液化，为LNG后其特性符合GB/T 19204-2003《液化天然气的一般特性》要求。

本发明采用DCS(DIstributed Control System，分散控制系统)控制系统对液位监测装置、紧急切断装置、多组分在线分析系统、压力监测装置和温度监测装置进行控制，无需人工操作，保证系统安全稳定运行。

进一步的，本发明还可在LNG进液管、排液管和BOG引出管上均设置有流量监测及调节装置(图中未标号)，以根据LNG储罐的BOG产生量调节LNG流量及低温液体流量，完全实现自动调节功能，节省人工。

与现有技术相比本发明具有以下有益效果：

1、本发明无需配备低温压缩机、泵和再冷凝器等设备，仅利用LNG储罐BOG自身的压力及主喷射混合器和次喷射混合器具有的低压吸入功能作为流体在管道流动的动力，优化了BOG再液化流程，节约了电耗，降低了运行维护成本。

2、本发明具有结构简单紧凑、能耗低、投资小、操作弹性大等优点，可广泛应用于LNG接收站、天然气液化站和LNG加气站等接收终端。采用新型高效的BOG再液化设备，简单易行，再液化过程中无运动部件，便于生产过程的连续化。完全实现了BOG“零排放”，同时根据外输需求调整了LNG高位热值；BOG再液化为LNG后其特性符合GB/T 19204-2003《液化天然气的一般特性》要求。

3、本发明通过设置LNG紧急切断装置和低温液体紧急切断装置，实现了对LNG储罐的液位控制，避免因液位超限酿成安全事故。

4、本发明在低温液体储罐排液口管路设置低温防爆电磁流量调节阀，通过控制其开度调节再液化BOG所需低温液体流量以及调整LNG高位热值，完全实现了该系统的稳定运行。

5、本发明在次喷射混合器出口管路设置有多组分在线分析系统、压力监测装置和温度监测装置，以监测再液化后LNG的组分含量、压力及温度，保证LNG特性符合GB/T19204-2003《液化天然气的一般特性》要求。

综上所述，本发明提供的一种混合式液化天然气BOG再液化系统及方法，可将LNG接收终端产生的BOG全部再液化为LNG，实现了BOG“零排放”，同时根据外输需求调整了LNG高位热值，达到了节能减排的目的。

可以理解的是，对本领域普通技术人员来说，可以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，而所有这些改变或替换都应属于本发明所附的权利要求的保护范围。

Claims (7)

1.一种液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，包括：低温液体储罐(1)、LNG过滤器(2)、主喷射混合器(3)、次喷射混合器(4)、LNG储罐(6)、BOG压力监测装置和DCS控制系统；LNG输入端通过第一LNG进液管(61)与LNG储罐的第一进液口相连，所述低温液体储罐的排液口(11)通过排液管(11)与主喷射混合器的主流入口(31)相连，所述主喷射混合器的次流入口(32)通过BOG引出管(62)与LNG储罐的BOG引出口相连，所述主喷射混合器的出口(33)与次喷射混合器的次流入口(42)相连，所述次喷射混合器的主流入口(41)通过第二LNG进液管(63)与LNG输入端相连，所述次喷射混合器的出口(43)通过第三LNG进液管(64)与LNG储罐(6)的第二进液口相连，LNG过滤器(2)设置于第一LNG进液管(61)上，所述第一LNG进液管(61)上设置有第一截止阀(V1)、第二LNG进液管(63)设置有第一截止阀(V2)、排液管(11)上设置有止回阀(V3)，第一截止阀(V1)、第一截止阀(V2)、止回阀(V3)和BOG压力监测装置与DCS控制系统连接。

2.根据权利要求1所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述第三LNG进液管(64)上设置有在线分析装置(5)、其与DCS控制系统连接，用于分析次喷射混合器输出的冷却液体组分。

3.根据权利要求2所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述排液管(11)上设置有防爆电磁流量调节阀(V4)、其与DCS控制系统连接，用于根据LNG储罐的BOG含量及次喷射混合器输出的LNG含量及高位热值调节再液化BOG所需的低温液体的流量。

4.根据权利要求1所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述LNG储罐(6)上设置有液位监测装置(7)，所述第一LNG进液管(61)上设置有LNG紧急切断装置(71)，所述排液管(11)上设置有低温液体紧急切断装置(72)，所述液位监测装置(7)、LNG紧急切断装置(71)、低温液体紧急切断装置(72)与均与DCS控制系统连接，用于实时监测LNG储罐的液位，当LNG储罐的液位超出最高液位时，输出报警信息，并启动LNG紧急切断装置和低温液体紧急切断装置动作。

5.根据权利要求1所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述第一LNG进液管(61)、排液管(11)、BOG引出管(62)上均设置有流量监测及调节装置。

6.根据权利要求1所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述第三LNG进液管(64)上还设置有压力监测装置(8)和温度监测装置(9)。

7.根据权利要求1至6任意一项所述的液化天然气的BOG液化再回收系统，其特征在于，所述主喷射混合器和次喷射混合器均采用高真空绝热喷射混合器。