CN109163215A - 一种油气合建站储能型油气回收装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油气合建站储能型油气回收装置及方法，包括储冷气体罐、一号压缩机、储冷气体预冷器、对叉梳齿型相变储冷器、油气罐、二号压缩机、储冷型油气预冷器，对叉梳齿型相变储冷器具有对叉梳齿型的储冷腔、迂回式的混合气微通道流道及内插多孔材料的迂回式的LNG微通道流道；本发明能将加压储冷气体分两级高效吸收LNG气化冷能后，液化沉降于对叉梳齿型相变储冷器中，产生的低温的CNG经储冷型油气预冷器进一步储冷；回收油气时，加压混合气先后经储冷型油气预冷器、对叉梳齿型相变储冷器两级储冷高效冷凝，回收油气。本发明打破LNG气化与油气回收异步限制，实现了油气的高效低耗回收，适用性强，易操控。

Description

一种油气合建站储能型油气回收装置及方法

技术领域

本发明涉及冷能利用和油气回收技术领域，特别是涉及一种高效储存LNG气化冷量来替代传统冷凝模块，实现L-CNG油气合建站油气回收的装置和方法。

背景技术

油气属于典型的挥发性有机物(Volatile Organic Compounds，VOCs)，是国家明确关注和监测的一类大气污染物。加油站作为产生油气的主要源头之一，当前广泛使用的油气回收方法主要有冷凝法和吸附法。其中，冷凝法净化程度受冷凝温度限制，冷凝温度要达到-110℃左右才可保证回收率达到国家排放标准。传统的油气冷凝模块采用机械制冷系统作为冷源，相应的制冷系统比较复杂。对净化程度要求高的场合或处理低浓度气时，需要将油气冷却到很低的温度，能耗非常大，运行成本相当高。

近年来，我国汽车能源消费结构中天然气消费量激增。随着多省份LNG项目的规划和建设，为减少占地和经济投资，不少加油站与L-CNG加气站合建成了L-CNG油气合建站。

现有的L-CNG油气合建站通常直接用空温式加热器对高压过冷LNG进行加热气化。LNG气化过程中释放出的大量低温优质冷能，最终全部散失于大气中，造成能源浪费。

鉴于以上技术现状，针对L-CNG油气合建站，考虑将LNG气化释放的大量优质冷能用于回收油气。但由于LNG气化流程与油气冷凝流程均具有间歇运行特征，很难实现同步，换热效率也比较低。因此，为达到节能降耗、安全环保的目的，需要提出一种能够协调LNG与油气换热不同步且高效利用LNG气化过程中浪费的冷量回收油气的装置及方法，该装置及方法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。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术缺陷，提供一种新型的储能型油气回收装置。该装置中的储冷设备采用一种新型的对叉梳齿型储能结构，配合迂回式混合气微通道流道、内插多孔材料的迂回式LNG微通道流道以及螺旋式层间连接结构，可以大大提高装置的冷能回收率和储存率，且结构紧凑，体积小，广泛适用于需要LNG气化冷能或低温BOG冷能回收和利用的各种场合。

本发明的目的还在于提供一种打破冷能回收与冷能利用的非同步性，能耗小、生产成本低、流程简单、高效回收低浓度油气的油气合建站储能型油气回收方法。该方法在回收过程中不需要配备冷凝动力装置，仅利用油气合建站LNG的气化冷能来冷凝回收混合气中的油气，用储冷气体的相变储能解决LNG冷能释放与冷凝回收混合气中油气不同步的问题，实现资源合理利用不浪费，且解决了冷污染问题。该方法可大大降低油气冷凝回收所需的能耗，降低回收成本，简化操作流程，节能环保。

本发明涉及的油气回收装置通过以下技术方案来实现：一种油气合建站储能型油气回收装置，包括：储冷气体罐、一号控制阀、一号压缩机、储冷气体预冷器、低温高压LNG进液管、常温高压CNG出气管、对叉梳齿型相变储冷器、压力检测系统、二号控制阀、油气罐、三号控制阀、二号压缩机、储冷型油气预冷器、一级凝液罐、二级凝液罐、排气阀、四号控制阀、五号控制阀、放空管和自动控制系统；

所述储冷气体罐设有气体进口、气体出口及带有关闭和开启功能的气体补给接口，所述储冷气体罐的气体补给进口用于储冷气体补充；所述储冷气体预冷器设有储冷气体进口、储冷气体出口、液态LNG进口及气态LNG出口；所述对叉梳齿型相变储冷器设有液态LNG进口、气态LNG出口、混合气进口、混合气出口、储冷气体进口及储冷气体出口；所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进、出口所接管道上均装有控制气体流动方向的止回阀；所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体出口所连的管道上旁接所述排气阀；所述储冷型油气预冷器设有混合气进口、混合气出口、CNG进口及CNG出口；所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐均设有进口、气体出口及凝液排放口，所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐的凝液排放口均是设置在罐底部的带有关闭和开启功能的接口，用于定期排液；所述储冷气体罐、所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐的顶部均设有安全阀；所述储冷气体罐、所述油气罐均设有压力检测系统；所述储冷气体预冷器、所述储冷型油气预冷器、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐均设有保温层；

所述储冷气体罐的气体出口通过管道和所述一号控制阀连接至所述一号压缩机的进气端，所述一号压缩机的出气端与所述储冷气体预冷器的储冷气体进口连接，所述储冷气体预冷器的储冷气体出口通过止回阀和保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体出口分为两路，一路与所述排气阀连接，用于向大气排气，另一路通过管道依次与所述二号控制阀、止回阀及所述储冷气体罐的气体进口连接；

所述低温高压LNG进液管的进口端用于接收合建站内LNG气化流程中的低温高压泵产生的低温高压的LNG，所述低温高压LNG进液管临近进口端的管段上设有入口阀，所述低温高压LNG进液管的出口端分为两路，一路通过真空保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG进口连接，另一路通过真空保温管道与所述储冷气体预冷器的液态LNG进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的气态LNG出口及所述储冷气体预冷器的气态LNG出口均分别通过真空保温管道连接至所述储冷型油气预冷器的CNG进口，所述储冷型油气预冷器的CNG出口与所述常温高压CNG出气管的进气口连接，所述常温高压CNG出气管的出气口与合建站内LNG气化流程中的CNG调压储气装置入口连接；

所述油气罐的气体出口通过管道和所述三号控制阀与所述二号压缩机的进气端连接，所述二号压缩机的出气端与所述储冷型油气预冷器的混合气进口连接，所述储冷型油气预冷器的混合气出口通过真空保温管道与所述一级凝液罐的进口连接，所述一级凝液罐的气体出口通过真空保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气出口通过真空保温管道与所述二级凝液罐的进口连接，所述二级凝液罐的气体出口分为两路，一路通过所述五号控制阀与放空管连接，用于放空，另一路通过真空保温管道和所述四号控制阀与所述油气罐的进口连接，所述油气罐的进口还用于接收合建站内油气收集系统所收集的混合气。

进一步地，所述对叉梳齿型相变储冷器为相变储能型的微通道换热器，包括储冷腔、LNG流道、混合气流道、金属隔板、储冷腔四周和顶底部的保温包覆板、液态LNG进口接管、气态LNG出口接管、混合气进口接管、混合气出口接管、储冷气体进口接管、储冷气体出口接管及压力检测系统组成；

进一步地，所述对叉梳齿型储冷器的储冷腔，由一个水平布置得中空顶板连接两个中空梳状板而成，两个所述中空梳状板呈相对交叉布置，其交叉间隙为迂回式的微型间隙，宽度优选为0.9～2.0mm，所述中空梳状板的交叉间隙的迂回拐角处均设置为圆角迂回；所述LNG流道及所述混合气流道是内嵌于两个所述中空梳状板的交叉间隙内的迂回式的微通道流道，实现LNG、混合气在微通道流道中迂回流动，所述LNG流道及所述混合气流道与两个所述中空梳状板的交叉间隙的壁面间采用真空钎焊形成一体；两个所述中空梳状板均由一个中空背板和与中空背板垂直的一排相互平行布置的同尺寸的中空梳齿组成，两个所述中空梳状板的中空梳齿均是中空的细微型梳齿，截面中空宽度优选为6.0～15.0mm，两个所述中空梳状板中的中空背板均是中空垂直平板，中空截面厚度优选为12.0～25.0mm；所述中空顶板是中空水平平板，中空截面厚度优选为12.0～25.0mm，所述中空顶板的下板设有交叉的梳状通气口，其形状、大小与两个所述中空梳状板的交叉布置的中空腔的水平截面一致，使两个所述中空梳状板的中空腔能与所述中空顶板的下板的梳状通气口严密对接，两个所述中空梳状板的中空腔与所述中空顶板的中空腔形成贯穿，构成所述储冷腔的腔体，所述中空顶板的上板设置有2个气体流动接口，分别与所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进口接管和储冷气体出口接管连接，所述中空顶板的上板还安装有1个压力检测仪；所述中空顶板与两个所述中空梳状板间通过钎焊形成一体。

进一步地，所述LNG流道包括3层LNG微通道(A)和2个用于层间连接的LNG螺旋管组成，每层LNG微通道(A)之间均采用LNG螺旋管进行连接，所述混合气流道包括3层混合气微通道(B)和2个用于层间连接的混合气螺旋管组成，每层混合气微通道(B)之间采用混合气螺旋管连接；LNG微通道(A)及混合气微通道(B)均为在所述中空梳状板的交叉间隙内，紧贴间隙内壁而水平延伸的一单层、迂回式的微型通道，各层LNG微通道(A)和各层混合气微通道(B)在所述中空梳状板的交叉间隙内自下而上布置时，以BABABA的间隔布置方式，重叠布置在所述中空梳状板的交叉间隙内；每层LNG微通道(A)及每层混合气微通道(B)均为流动截面宽0.4～1.0mm、侧壁厚0.2～0.25mm、顶底壁厚0.6～0.65mm的矩形微通道，每层LNG微通道(A)及每层混合气微通道(B)均沿各自通道截面方向具有1‰～3‰的坡度，均坡向各自通道的出口，LNG微通道(A)与临近层的混合气微通道(B)之间用厚度为0.6～0.8mm的流道金属隔板相隔，流道金属隔板的上下板均和与之相邻的微通道具有相同的坡度值，坡度方向相反，使得流道金属隔板能够填充各单层微通道间的层间间隙；所述中空梳形板的高度与内嵌在其对叉间隙内的所有微通道和流道金属隔板高度叠加后的总高度相等；

进一步地，所述LNG流道在两个竖直的内壁面处，均紧贴壁面内插一片厚度为0.05～0.20mm的多孔薄膜材料，薄膜厚度使所述LNG流道中间留有一定孔隙，从而使LNG流道内存在毛细管力差异，使液态LNG贴壁向前流动，多孔薄膜材料可通过在所述LNG流道上下壁面边缘设置微型卡槽的方法固定，也可通过钎焊固定。

进一步地，所述对叉梳齿型相变储冷器的LNG流道的下部端口与所述对叉梳齿型相变储冷器的液相LNG进口接管连接，LNG流道的上部端口与所述对叉梳齿型相变储冷器的气相LNG出口接管连接；所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气进口接管与所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气流道的上部端口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气出口接管与所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气流道的下部端口连接。

进一步地，所述储冷型油气预冷器还包括保温壳体、内部混合气流动管道、内部CNG流动管道及保温壳体与上述流动管道间的砂质储冷材料组成。

本发明涉及的油气回收方法通过以下技术方案来实现：一种油气合建站储能型油气回收方法，所述油气合建站储能型回收方法采用上述的油气合建站储能型油气回收装置，它包括如下步骤：

步骤一：通过控制系统同时打开所述一号控制阀和所述排气阀，从所述储冷气体罐流出的储冷气体经所述一号压缩机压缩后，依次流入所述储冷气体预冷器、所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进口，进行储冷气体的预灌气，1～3min后关闭所述排气阀和所述一号控制阀，储冷气体的预灌气过程结束；

步骤二：控制系统同时打开所述低温高压LNG进液管的入口阀和所述一号控制阀，所述储冷气体罐的储冷气体被引入所述一号压缩机加压后，流入所述储冷气体预冷器，被从所述低温高压LNG进液管流入所述储冷气体预冷器的液态LNG预冷却，然后流入所述对叉梳齿型相变储冷器，被从所述低温高压LNG进液管流入所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG进一步冷凝液化，并沉降储存于所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔中，实现液态LNG气化冷能的存储，当所述一号压缩机工作过程中，所述储冷气体罐的压力低于最低安全工作压力时，控制系统打开所述储冷气体罐的气体补给接口，进行补气；

步骤三：通过所述低温高压LNG进液管流入所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG，冷能释放后，形成低温高压的CNG，与流入所述储冷气体预冷换热器的液态LNG气化后形成的低温高压的CNG汇合，然后一起流入所述储冷型油气预冷器中，将CNG的低温冷量存储于所述储冷型油气预冷器内的砂质储冷材料中后，得到的常温高压的CNG，经所述常温高压CNG出气管流入合建站内的CNG调压储气装置的入口；

步骤四：当所述油气罐的压力高于安全工作压力(0.8～1.2MPa)时，控制系统打开所述三号控制阀，使混合气流入所述二号压缩机加压后，流入所述储冷型油气预冷器中吸收砂质储冷材料中存储的冷量，冷却后的混合气进入所述一号凝液罐排除凝液后，从所述一号凝液罐的气体出口流入所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气进口，通过吸收储存在所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔中的液态储冷气体的冷量来进一步冷凝，使冷凝后的混合气经所述第二凝液罐脱除烃类凝液后，成为VOC含量达到排放标准的混合气，然后VOC含量达到排放标准的混合气经所述四号控制阀流入所述油气罐的进口，利用其低温，直接接触和冷凝所述油气罐中的混合气，高效去除所述油气罐内所储存的混合气中的易凝组分，当所述油气罐的压力升高到设定值时，控制系统关闭所述四号控制阀，打开所述五号控制阀，所述第二凝液罐排出的气体经所述五号控制阀流入所述放空管，实现放空；

步骤五：储存在所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔中的液态储冷气体与流入所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气换热后，得到气态储冷气体，当所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔的压力升高到设定值时，控制系统自动打开所述二号控制阀，使气态储冷气体依次通过所述二号控制阀、止回阀及所述储冷气体罐的气体进口回流入所述储冷气体罐。

为保证液化的储冷气体在冷凝混合气时能使混合气在冷凝后达到排放标准，储冷气体的液化温度要处于80～130℃，可采用的储冷气体有CO₂(二氧化碳)、R23制冷剂(三氯甲烷)、R503制冷剂、PFC-14制冷剂(四氟甲烷)。

有益效果：

(1)本发明流程简单、原理清晰，利用LNG气化冷能冷凝回收混合气中的油气，可以解决目前油气合建站油气冷凝回收方法中普遍存在的能耗较高的问题，通过储冷气体相变，高效储存LNG冷能，高效释放LNG冷能，继而高效冷凝回收油气，可以解决目前油气合建站LNG气化工艺与油气冷凝回收工艺不同步以及LNG气化冷能利用效率低的问题。

(2)本发明中的油气回收设备是一种新型的对叉梳齿型相变储冷的冷凝回收装置，对叉微型梳齿结构中的背板结构，将LNG包裹在内，起到保冷层的作用，减少换热过程中的冷量损失；对叉微型梳齿结构中与中空顶板连通的微型梳齿结构，既便于储冷气体的液化储存，又加大储冷腔的传热面积和壁面传热系数，与现有的储冷型油气回收装置相比储冷效率更高。

(3)本发明中的油气回收设备，混合气和LNG在迂回式微通道流道中流动，储冷气体在微型梳齿结构中流动，使得设备结构紧凑、体型小、流动换热效率高、热通量高，LNG迂回式微通道流道贴壁内嵌多孔金属材料，相比现有微通道回收设备，微通道两相流动阻力更小，传热效率更高，有广泛适用性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明L-CNG油气合建站储能型油气回收方法的流程说明。

图2为对叉梳齿型相变储冷器的内部结构示意图。

图3为对叉梳齿型相变储冷器的微通道流道的整体结构示意图

图4为对叉梳齿型相变储冷器的微通道流道的进口截面结构示意图。

图5为对叉梳齿型相变储冷器的外部结构示意图。

附图标记列示如下：

储冷气体罐101、一号控制阀102、一号压缩机103、储冷气体预冷器104、低温高压LNG进液管105、常温高压CNG出气管106、对叉梳齿型相变储冷器107、二号控制阀108、油气罐109、三号控制阀110、二号压缩机111、储冷型油气预冷器112、一级凝液罐113、二级凝液罐114、排气阀115、四号控制阀116、五号控制阀117、放空管118、油气罐109的进口管109-A；储冷腔1、LNG流道2、油气流道3、流道金属隔板4、保温包覆板5、泡沫铜薄片6、中空顶板1(1)、中空梳型板1(2)、LNG微通道2(1)、LNG螺旋管2(2)、混合气微通道3(1)、混合气螺旋管3(2)；液态LNG进口接管108-A、气态LNG出口接管108-B、混合进口接管108-C、混合气出口接管108-D、储冷气体进口接管108-E、储冷气体出口接管108-F。

具体实施方式

以下结合附图和实例对本发明的实施做进一步说明，但本发明的实施和保护不限于此。

如图1所示，一种油气合建站储能型油气回收装置，包括：储冷气体罐101、一号控制阀102、一号压缩机103、储冷气体预冷器104、低温高压LNG进液管105、常温高压CNG出气管106、对叉梳齿型相变储冷器107、二号控制阀108、油气罐109、三号控制阀110、二号压缩机111、储冷型油气预冷器112、一级凝液罐113、二级凝液罐114、排气阀115、四号控制阀116、五号控制阀117和放空管118；储冷气体罐101、油气罐109、一级凝液罐113、二级凝液罐114的顶部均设有安全阀；对叉梳齿型相变储冷器107的储冷气体进、出口所接管道上均装有控制气体流动方向的止回阀；储冷气体预冷器104、储冷型油气预冷器112、一级凝液罐113、二级凝液罐114均设有保温层，防止冷量散失；油气罐109、一级凝液罐113及二级凝液罐114的底部均设置有带有关闭和开启功能的凝液排放口，用于定期排液；

储冷气体罐101的气体出口通过管道和一号控制阀102连接至一号压缩机103的进气端，一号压缩机103的出气端与储冷气体预冷器104的储冷气体进口连接，储冷气体预冷器104的储冷气体出口通过止回阀和保温管道与对叉梳齿型相变储冷器107的储冷气体进口连接，对叉梳齿型相变储冷器107的储冷气体出口分为两路，一路与排气阀115连接，用于向大气排气，另一路通过管道依次与二号控制阀108、止回阀及储冷气体罐101的气体进口连接；储冷气体罐101上方还设置有带有关闭和开启功能的气体补给接口用于补充储冷气体；

低温高压LNG进液管105的进口端用于接收合建站内LNG气化流程中的低温高压泵产生的-150～-140℃、25MPa的LNG，在低温高压LNG进液管105临近进口端的管段上设有入口阀，低温高压LNG进液管105的出口端分为两路，一路通过真空保温管道与对叉梳齿型相变储冷器107的液态LNG进口连接，另一路通过真空保温管道与储冷气体预冷换热器104的液态LNG进口连接，对叉梳齿型相变储冷器107的气态LNG出口及储冷气体预冷器104的气态LNG出口均分别通过真空保温管道连接至储冷型油气预冷器112的CNG进口，储冷型油气预冷器112的CNG出口与常温高压CNG出气管106的进气口连接，常温高压CNG出气管106的出气口与合建站内LNG气化流程中的CNG调压储气装置入口连接；

油气罐109的气体出口通过管道和三号控制阀110与二号压缩机111的进气端连接，二号压缩机111的出气端与储冷型油气预冷器112的混合气进口连接，储冷型油气预冷器112的混合气出口通过真空保温管道与一级凝液罐113的进口连接，一级凝液罐113的气体出口通过真空保温管道与对叉梳齿型相变储冷器107的混合气进口连接，对叉梳齿型相变储冷器107的混合气出口通过真空保温管道与二级凝液罐114的进口连接，二级凝液罐114的气体出口分为两路，一路通过五号控制阀117与放空管118的进口连接，放空管118的出口与大气相通，用于放空，另一路通过真空保温管道和四号控制阀116与油气罐109的进口管109-A连接，用于冷凝油气罐109中所储存的混合气中的水蒸气，继而脱除其中的冷凝水，油气罐109的进口管109-A还用于接收合建站内油气收集系统所收集的混合气。

具体的，如图2所示，对叉梳齿型相变储冷器107为相变储能型的微通道换热器，包括储冷腔1、LNG流道2、混合气流道3、流道金属隔板4、储冷腔四周及顶底部的保温包覆板5构成；储冷腔1由水平布置得中空顶板1(1)连接两个中空梳状板1(2)而成，两个中空梳状板1(2)呈相对交叉布置，其交叉间隙为迂回式的微型间隙，宽度为1.05～1.1mm，中空梳状板1(2)的交叉间隙的迂回拐角处均设置为圆角迂回，从而减少内嵌微通道流道内的流体流动阻力，LNG流道2及混合气流道3是内嵌于两个中空梳状板1(2)的交叉间隙内的迂回式的微通道流道，使得LNG、混合气在微通道流道中迂回流动，大大提高传热系数，同时流道左右两侧壁面均为传热壁面，增加了传热通量，此外迂回式的流道也使得对叉梳齿型相变储冷器107在内部冷量得以充分传递的基础上，设备结构更紧凑，LNG流道2及混合气流道3与中空梳状板1(2)交叉间隙的壁面间采用真空钎焊形成一体；两个中空梳状板1(2)均由一个中空背板和与中空背板垂直的一排相互平行布置的同尺寸的中空梳齿组成，两个中空梳状板1(2)的中空梳齿均是中空的细微型梳齿，截面中空宽度为9.5～10.0mm，两个中空梳状板1(2)中的中空背板均是中空垂直平板，中空截面厚度为19.5～20.0mm，中空梳状板1(2)的中空背板和中空顶板1(1)在LNG流道2及混合气流道3的四周和上部将其进行包裹，起到保冷层的作用，减少换热过程中的冷量损失；中空顶板1(1)是上下板间的中空厚度为19.5～20.0mm的中空水平平板，中空顶板1(1)的下板设有交叉的梳状通气口，其形状、大小与两个中空梳状板1(2)的交叉布置的中空腔的水平截面一致，使两个中空梳状板1(2)的中空腔与中空顶板1(1)的下板的梳状通气口严密对接，并通过钎焊形成一体，两个中空梳状板1(2)的中空腔与中空顶板1(1)的中空腔贯穿后，构成储冷腔1的腔体，中空顶板1(1)的上板设置有2个气体流动端口，中空顶板1(1)的上板还安装有1个压力检测仪，用于检测对叉梳齿型相变储冷器108的储冷腔1的腔体压力；

进一步的，如图3所示，LNG流道2包括3层LNG微通道2(1)和2个用于层间连接的LNG螺旋管2(2)组成，每层LNG微通道2(1)之间均采用LNG螺旋管2(2)连接，混合气流道3包括3层混合气微通道3(1)和2个用于层间连接的混合气螺旋管3(2)组成，每层混合气微通道3(1)之间采用混合气层间螺旋管3(2)连接；LNG微通道2(1)及混合气微通道3(1)均为在两个中空梳状板1(2)的交叉间隙内，紧贴间隙内壁而水平延伸的一单层、迂回式的微型通道，各层LNG微通道2(1)和各层混合气微通道3(1)在中空梳状板1(2)的交叉间隙内自下而上布置时，以3(1)2(1)3(1)2(1)3(1)2(1)的间隔布置方式，重叠布置在两个中空梳状板1(2)的交叉间隙内，间隔布置的方式减少了换热过程中各单层微通道的层间温度影响，自下而上各3层的迂回流动方式，使得换热过程中，中空梳形板1(2)各梳齿内的压力变化相对均衡，储冷气体流动较为稳定；每层LNG微通道2(1)及每层混合气微通道3(1)均优选为内高20.0mm、内宽0.6mm、侧壁厚0.2～0.25mm、顶底壁厚0.6～0.65mm的矩形截面通道，均沿各自流道截面方向具有1‰～3‰的坡度，均坡向各自流道的出口，LNG微通道2(1)与相邻混合气微通道3(1)间用厚度优选为0.6～0.8mm的流道金属隔板4相隔，流道金属隔板4的上下板均和与之相邻的微通道具有相同的坡度值，坡度方向相反，使得流道金属隔板4能够填充相邻微通道的层间间隙，保证微通道结构的支撑强度和稳定性；中空梳形板1(2)的高度即内嵌在其对叉间隙内的所有微通道及流道金属隔板4叠加的总高度，自下而上各3层的布置高度保证了中空梳形板1(2)的对叉间隙具有足够高的高度，继而使储冷腔的有足够的储液容积；

进一步的，如图4所示，LNG流道2的两竖直内壁上各紧贴1片厚度为0.15mm的泡沫铜薄片6，通过设置在LNG流道2上下壁面边缘处的0.15mm深的卡槽固定，使LNG流道2中间留有0.3mm的微型间隙，从而利用毛细管力差异，使液态LNG贴壁向前流动，促使LNG在换热过程中气液分离，减小壁面换热热阻，并防止积液，进一步提高传热效率。

如图5所示，对叉梳齿型相变储冷器107外部的各流体连接管，包括液态LNG进口接管108-A、气态LNG出口接管108-B、混合气进口接管108-C、混合气出口接管108-D、储冷气体进口接管108-E和储冷气体出口接管108-F；储冷气体进口接管108-E和储冷气体出口接管108-F分别与中空梳形板1(2)的上板上设置的2个气体流动端口连接；液相LNG进口接管108-A与LNG流道2的下部端口连接，LNG流道2的上部端口与气相LNG出口接管108-B连接，可使得储冷过程中，对叉梳齿型相变储冷器107的储冷腔压力从下部开始降低，与储冷腔上部的储冷气体进口形成有利于储冷气体向下流动的负压差；混合气进口接管108-C与混合气流道3的上部端口连接，混合气流道3的下部端口与混合气出口接管108-D连接，可使得冷凝回收油气过程中，对叉梳齿型相变储冷器107的储冷腔的压力从上部开始上升，有利于储冷气体的快速排出，继而有利于储冷腔下部的液态储冷气体的冷能释放。

进一步地，储冷型油气预冷器112包括卧式圆柱形的保温壳体、内部混合气流动管道、内部低温CNG流动管道，在卧式圆柱形保温壳体与上述两种内部流动管道间填充细砂来进行储冷。

本实施例中，基于上述油气合建站储能型油气回收装置的一种油气合建站储能型油气回收方法，采用制冷剂R23作为储冷气体，该方法包括如下步骤：

步骤一：通过控制系统同时打开一号控制阀105和排气阀115，从储冷气体罐101流出的R23，经储冷气体压缩机103压缩后，依次流入储冷气体预冷换热器104、对叉梳齿型相变储冷器107的储冷气体进口，进行储冷气体的预灌气，1min后关闭一号控制阀105和排气阀115，储冷气体的预灌气过程结束；

步骤二：控制系统同时打开低温高压LNG进液管105的入口阀和一号控制阀105，储冷气体罐101的流量为1.285kmol/h的R23经一号控制阀102被引入一号压缩机103加压成0.5MPa后，流入储冷气体预冷换热器104，被从低温高压LNG进液管105的支管流入储冷气体预冷换热器104的-142℃、25.0MPa、0.723kmol/h的液态LNG冷却至41.6℃，冷却后的41.6℃、0.5MPa、1.285kmol/h的R23流入对叉梳齿型相变储冷器107，被从低温高压LNG进液管105的主管流入对叉梳齿型相变储冷器107的-142℃、25.0MPa、4.157kmol/h的液态LNG冷凝成-102.6℃的液态R23，并以液态形式沉降储存在对叉梳齿型相变储冷器107的储冷腔中，实现液态LNG的气化冷能的储存；当一号压缩机103工作过程中，储冷气体罐101的压力低于最低安全工作压力时，控制系统打开储冷气体罐101的气体补给接口，进行补气；

步骤三：通过低温高压LNG进液管105的主管流入对叉梳齿型相变储冷器107的液态LNG经冷能释放后，形成-13℃、25MPa的CNG；通过低温高压LNG进液管105的支管流入储冷气体预冷换热器104的液态LNG经冷能释放后也形成-13℃、25MPa的CNG，两股CNG汇合后，流入储冷型油气预冷器112中，将冷量传递给储冷型油气预冷器112内的常温的细砂，实现低温高压CNG冷能的储存，将得到的20℃、25MPa的CNG通过常温高压CNG出气管106流入合建站内的CNG调压储气装置的入口；

步骤四：当油气罐109的压力高于安全工作压力(0.8～1.2MPa)时，控制系统打开三号控制阀110，20℃的混合气以1.975kmol/h流量由油气罐109的气相出口流入二号压缩机111中，加压至0.5MPa，得到的101.4℃、0.5MPa的混合气输送到储冷型油气预冷器112中经已吸冷的细砂冷却，冷却后的46.2℃的混合气进入一号凝液罐115排除凝液后，从一号凝液罐115的气体出口流入对叉梳齿型相变储冷器107的混合气进口；流入对叉梳齿型相变储冷器107的混合气与储存在对叉梳齿型相变储冷器107储冷腔中的液态R23进行换热，换热后得到的-80℃、0.49MPa的混合气经第二凝液罐116脱除凝液后，产生的-80℃、VOC含量达到排放标准的混合气由第二凝液罐116的气体出口经过四号控制阀116流入油气罐109的进口，利用产生的-80℃混合气直接接触冷凝油气罐109中所储存的混合气，高效去除所储存的混合气中的易凝组分，当油气罐109的压力升高到设定值时，控制系统关闭四号控制阀116，打开五号控制阀117，上述-80℃、VOC含量达到排放标准的混合气由第二凝液罐116的气体出口经五号控制阀117流入放空管118，实现放空；

步骤五：储存在对叉梳齿型相变储冷器107的储冷腔中的液态储冷气体与流入对叉梳齿型相变储冷器107的混合气换热后，换热后得到的20.4℃的气态R23使对叉梳齿型相变储冷器107的储冷腔压力升高到设定值时，控制系统自动打开对叉梳齿型相变储冷器107的储冷气体出口所连接管道上的二号控制阀108，使气态R23依次通过二号控制阀108、二号止回阀110及储冷气体罐101的气体进口回流入储冷气体罐101。

以上实施例中的设定温度、压力、流量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，以达到高效利用LNG冷能回收油气的目的。

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 (7)

1.一种油气合建站储能型油气回收装置，其特征在于，包括储冷气体罐、一号控制阀、一号压缩机、储冷气体预冷器、低温高压LNG进液管、常温高压CNG出气管、对叉梳齿型相变储冷器、压力检测系统、二号控制阀、油气罐、三号控制阀、二号压缩机、储冷型油气预冷器、一级凝液罐、二级凝液罐、排气阀、四号控制阀、五号控制阀、放空管和自动控制系统；

所述储冷气体罐设有气体进口、气体出口及带有关闭和开启功能的气体补给接口，所述储冷气体罐的气体补给接口用于储冷气体补充；所述储冷气体预冷器设有储冷气体进口、储冷气体出口、液态LNG进口及气态LNG出口；所述对叉梳齿型相变储冷器设有液态LNG进口、气态LNG出口、混合气进口、混合气出口、储冷气体进口及储冷气体出口；所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进、出口所接管道上均装有控制气体流动方向的止回阀；所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体出口所连的管道上旁接所述排气阀；所述储冷型油气预冷器设有混合气进口、混合气出口、CNG进口及CNG出口；所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐均设有进口、气体出口及凝液排放口，所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐的凝液排放口均是设置在罐底部的带有关闭和开启功能的接口，用于定期排液；所述储冷气体罐、所述油气罐、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐的顶部均设有安全阀；所述储冷气体罐、所述油气罐均设有压力检测系统；所述储冷气体预冷器、所述储冷型油气预冷器、所述一级凝液罐及所述二级凝液罐均设有保温层；

所述储冷气体罐的气体出口通过管道和所述一号控制阀连接至所述一号压缩机的进气端，所述一号压缩机的出气端与所述储冷气体预冷器的储冷气体进口连接，所述储冷气体预冷器的储冷气体出口通过止回阀和保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体出口分为两路，一路与所述排气阀连接，用于向大气排气，另一路通过管道依次与所述二号控制阀、止回阀及所述储冷气体罐的气体进口连接；

所述低温高压LNG进液管的进口端用于接收合建站内LNG气化流程中的低温高压泵产生的低温高压的LNG，所述低温高压LNG进液管临近进口端的管段上设有入口阀，所述低温高压LNG进液管的出口端分为两路，一路通过真空保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG进口连接，另一路通过真空保温管道与所述储冷气体预冷器的液态LNG进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的气态LNG出口及所述储冷气体预冷器的气态LNG出口均分别通过真空保温管道连接至所述储冷型油气预冷器的CNG进口，所述储冷型油气预冷器的CNG出口与所述常温高压CNG出气管的进气口连接，所述常温高压CNG出气管的出气口与合建站内LNG气化流程中的CNG调压储气装置入口连接；

所述油气罐的气体出口通过管道和所述三号控制阀与所述二号压缩机的进气端连接，所述二号压缩机的出气端与所述储冷型油气预冷器的混合气进口连接，所述储冷型油气预冷器的混合气出口通过真空保温管道与所述一级凝液罐的进口连接，所述一级凝液罐的气体出口通过真空保温管道与所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气进口连接，所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气出口通过真空保温管道与所述二级凝液罐的进口连接，所述二级凝液罐的气体出口分为两路，一路通过所述五号控制阀与放空管连接，用于放空，另一路通过真空保温管道和所述四号控制阀与所述油气罐的进口连接，所述油气罐的进口还用于接收合建站内油气收集系统所收集的混合气；

所述对叉梳齿型相变储冷器为相变储能型的微通道换热器，包括储冷腔、LNG流道、混合气流道、金属隔板、储冷腔四周和顶底部的保温包覆板、液态LNG进口接管、气态LNG出口接管、混合气进口接管、混合气出口接管、储冷气体进口接管、储冷气体出口接管及压力检测系统组成，液相LNG进口接管与LNG流道的下部端口连接，LNG流道的上部端口与气相LNG出口接管连接；混合气进口接管与混合气流道的上部端口连接，混合气流道的下部端口与混合气出口接管连接。

2.根据权利要求1所述的一种油气合建站储能型油气回收装置，其特征在于：所述储冷腔由一个水平布置的中空顶板和两个相对交叉布置的中空梳状板钎焊而成，两个中空梳状板的交叉间隙为迂回式的微型间隙，间隙宽度优选为0.9～2.0mm，中空梳状板的交叉间隙的迂回拐角处均设置为圆角迂回；两个中空梳状板均由一个中空背板和一系列平行布置的同尺寸的中空梳齿组成，两个中空梳状板的梳齿均是中空的细微型梳齿，截面中空宽度优选为6.0～15.0mm，中空梳状板中的中空背板均是中空垂直平板，中空截面厚度优选为12.0～25.0mm；中空顶板是中空截面厚度优选为12.0～25.0mm的中空水平平板，中空顶板的下板设有交叉的梳状通气口，其形状、大小与两个中空梳状板的相对交叉布置的中空腔的水平截面一致，使两个中空梳状板的中空腔能与中空顶板的下板的梳状通气口严密对接，两个中空梳状板的中空腔与中空顶板的中空腔形成贯穿，构成所述储冷腔的腔体，中空顶板的上板设置有2个气体流动接口，分别与所述储冷气体进口接管和储冷气体出口接管连接，所述中空顶板的上板还安装有1个压力检测仪。

3.根据权利要求1至2之一所述的一种油气合建站储能型油气回收装置，其特征在于：所述LNG流道包括3层LNG微通道(A)和2个用于层间连接的LNG螺旋管组成，每层LNG微通道(A)之间均采用LNG螺旋管进行连接，所述混合气流道包括3层混合气微通道(B)和2个用于层间连接的混合气螺旋管组成，每层混合气微通道(B)之间采用混合气螺旋管连接；LNG微通道(A)及混合气微通道(B)均为在所述中空梳状板的交叉间隙内，紧贴间隙内壁而水平延伸的一单层、迂回式的微型通道，各层LNG微通道(A)和各层混合气微通道(B)在所述中空梳状板的交叉间隙内自下而上布置时，以BABABA的间隔布置方式重叠布置在所述中空梳状板的交叉间隙内；每层LNG微通道(A)及每层混合气微通道(B)均为流动截面宽400～1000μm、侧壁厚0.2～0.25mm、顶底壁厚0.6～0.65mm的矩形微通道，每层LNG微通道(A)及每层混合气微通道(B)均沿各自通道截面方向具有1‰～3‰的坡度，均坡向各自通道的出口，LNG微通道(A)与临近层混合气微通道(B)间用厚度为0.6～0.8mm的流道金属隔板相隔，流道金属隔板的上下板均和与之相邻的微通道具有相同的坡度值，坡度方向相反，使得流道金属隔板能够填充各单层微通道间的层间间隙；所述中空梳形板的垂直高度等同于内嵌在其对叉间隙内的所有微通道和流道金属隔板高度叠加后的总高度。

4.根据权利要求1～3之一所述的一种油气合建站储能型油气回收装置，其特征在于：所述LNG流道在两个竖直的内壁面处，均紧贴壁面内插一片厚度为0.05～0.20mm的多孔薄膜材料，薄膜厚度使所述LNG流道中间留有一定孔隙，从而使LNG流道内存在毛细管力差异，使液态LNG贴壁向前流动，多孔薄膜材料可通过在所述LNG流道上下壁面边缘设置微型卡槽的方法固定，也可通过钎焊固定。

5.一种油气合建站储能型油气回收方法，其特征在于，所述油气合建站储能型回收方法，采用如权利要求1～4中任一项所述的油气合建站储能型油气回收装置，利用储冷气体的相变来储存LNG的气化冷能，利用砂质储冷材料的显冷来储存LNG气化后的低温的CNG的显冷，继而来冷凝混合气，解决油气合建站LNG冷能释放与冷凝回收混合气中油气不同步的问题，实现资源合理利用不浪费，所述油气合建站储能型回收方法，包括如下步骤：

步骤一：通过控制系统同时打开所述一号控制阀和所述排气阀，从所述储冷气体罐流出的储冷气体经所述一号压缩机压缩后，依次流入所述储冷气体预冷器、所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷气体进口，进行储冷气体的预灌气，1～3min后关闭所述排气阀和所述一号控制阀，储冷气体的预灌气过程结束；

步骤二：控制系统同时打开所述低温高压LNG进液管的入口阀和所述一号控制阀，所述储冷气体罐的储冷气体被引入所述一号压缩机加压后，流入所述储冷气体预冷器，被从所述低温高压LNG进液管流入所述储冷气体预冷器的液态LNG预冷却，然后流入所述对叉梳齿型相变储冷器，被从所述低温高压LNG进液管流入所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG进一步冷凝液化，并沉降储存于所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔中，实现液态LNG气化冷能的存储，当所述一号压缩机工作过程中，所述储冷气体罐的压力低于最低安全工作压力时，控制系统打开所述储冷气体罐的气体补给接口，进行补气；

步骤三：通过所述低温高压LNG进液管流入所述对叉梳齿型相变储冷器的液态LNG，经冷能释放后，形成低温高压的CNG，与流入所述储冷气体预冷换热器的液态LNG气化后形成的低温高压的CNG汇合，然后一起流入所述储冷型油气预冷器中，将CNG的低温冷量存储于所述储冷型油气预冷器内的砂质储冷材料中后，得到的常温高压的CNG，经所述常温高压CNG出气管流入合建站内的CNG调压储气装置的入口。

步骤四：当所述油气罐的压力高于安全工作压力(0.8～1.2MPa)时，控制系统打开所述三号控制阀，使混合气流入所述二号压缩机加压后，流入所述储冷型油气预冷器中吸收砂质储冷材料中存储的冷量，冷却后的混合气进入所述一号凝液罐排除凝液后，从所述一号凝液罐的气体出口流入所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气进口，通过吸收储存在所述对叉梳齿型相变储冷器储冷腔中的液态储冷气体的冷量来进一步冷凝，使冷凝后的混合气经所述第二凝液罐脱除烃类凝液后，成为VOC含量达到排放标准的混合气，然后该VOC含量达到排放标准的混合气经所述四号控制阀流入所述油气罐的进口，利用其低温，直接接触和冷凝所述油气罐中的混合气，高效去除所述油气罐内所储存的混合气中的易凝组分，当所述油气罐的压力升高到设定值时，控制系统关闭所述四号控制阀，打开所述五号控制阀，所述第二凝液罐排出的气体经所述五号控制阀流入所述放空管，实现放空；

步骤五：储存在所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔中的液态储冷气体与流入所述对叉梳齿型相变储冷器的混合气换热后，得到气态储冷气体，当所述对叉梳齿型相变储冷器的储冷腔的压力升高到设定值时，控制系统自动打开所述二号控制阀，使气态储冷气体依次通过所述二号控制阀、止回阀及所述储冷气体罐的气体进口回流入所述储冷气体罐。

6.根据权利要求5所述的一种油气合建站储能型油气回收方法，其特征在于：利用储冷气体液化来存储低温高压的LNG的气化冷能，为保证液化的储冷气体在冷凝混合气时能使混合气在冷凝后达到排放标准，储冷气体的液化温度要处于80～130℃，可采用的储冷气体有CO₂(二氧化碳)、R23制冷剂(三氯甲烷)、R503制冷剂、PFC-14制冷剂(四氟甲烷)。

7.根据权利要求5所述的一种油气合建站储能型油气回收方法，其特征在于：所述储冷型油气预冷器用于储存LNG气化后的低温的CNG的显冷，从而充分储存和利用进入所述油气合建站储能型油气回收装置内的低温高压的LNG中所蕴含的冷能。