CN109404079A - 一种用于lng接收站的bog再冷凝与lng冷能发电集成系统 - Google Patents

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Abstract

本发明属于液化天然气LNG能源利用技术领域，一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统。采用BOG再冷凝系统回收LNG储罐中产生的BOG，采用朗肯循环发电系统用于回收LNG汽化过程释放的冷能，利用LNG冷能产生的电能用于供应BOG再冷凝回收过程中所需要的能耗，剩余电能用于LNG接收站的照明工作。本发明实现对BOG的回收和对LNG冷能的有效利用，大幅度降低了LNG接收站的能耗，达到节能减排，保护环境的目的。同时该系统的灵活性高，适用于不同工况下对BOG和LNG冷能的回收利用，根据工况对BOG回收系统和LNG冷能利用系统进行组合，广泛应用于LNG接收站对BOG和LNG冷能的回收利用。

Description

一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统
技术领域
本发明涉及一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统，属于液化天然气LNG能源利用技术领域。
背景技术
随着世界经济的发展，石油危机的冲击和煤、石油所带来的环境污染问题日益严重，世界能源格局正在向更低碳的能源结构转型。天然气作为高效、优质、清洁的能源，其开发与应用越来越受到重视，在能源供应中的比例将迅速增加。
为了便于储存和运输通常要将天然气液化-162℃，大气压的状态，称之为液化天然气，液化后的体积约为原体积的1/600。液化天然气主要通过海上运输至世界各地的LNG接收站。LNG接收站是LNG产业链中的重要环节，它即是海运液化天然气的接收终端,同时也是陆上天然气供应的重要气源之一。
但是目前LNG接收站存在两大问题：
1.液化天然气的温度很低，在LNG接收站中储罐和管道等设备达不到绝对的绝热，不可避免的产生闪蒸气BOG。如果储罐中的BOG不及时处理会导致储罐温度升高继而导致压力升高，过高的压力会破坏储罐的结构，对其维护系统造成危险。在工业生产中为了保证正常的运行安全，对BOG常用的处理办法是进行放空或火炬点燃，这种方式不仅会对能源造成极大的浪费，还会对环境造成严重的污染。
2.液化天然气在送到用户之前，还需要将其汽化，在汽化过程中LNG会释放大量的冷能，其值约为830-860KJ/Kg。LNG冷能是一种优质的清洁能源，若LNG具有的冷能以100％的效率转化为电能,那么1tLNG的冷能相当于240kW·h的电能。但在传统的LNG汽化工艺中，LNG携带的冷量被海水或空气带走，造成了能源的极度浪费，同时使得附近海域或站区环境受到严重的冷污染。
因此采用有效的手段回收利用BOG和LNG冷能，将对能源的充分利用和缓解环境污染的紧张局面具有重要意义。
发明内容
为了解决上述LNG接收站存在的BOG和LNG冷能浪费的问题，本发明提出一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统。该系统采用BOG再冷凝系统回收LNG储罐中产生的BOG，采用朗肯循环发电系统用于回收LNG汽化过程释放的冷能，利用LNG冷能产生的电能用于供应BOG再冷凝回收过程中所需要的能耗，实现了对BOG的回收和对LNG冷能的利用，同时大幅度降低了LNG接收站的能耗，达到节能减排，保护环境的目的。
本发明的技术方案：
一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统，包括LNG储罐1、LNG低压泵2、分流器3、第一换热器4、压缩机5、第二换热器6、混合器7、再冷凝器8、LNG高压泵9、冷凝器10、工质泵11、第一海水泵12、蒸发器13、膨胀机14、发电机15、第二海水泵16和LNG汽化器17；
LNG储罐1中的BOG进入第一换热器4，与分流器3分出的一股LNG支路进行换热降温；降温后的BOG进入压缩机5压缩，再进入第二换热器6与LNG高压泵9出口的LNG进行换热，最后进入再冷凝器8与混合器7出来的LNG换热后全部冷凝；
LNG储罐1中的LNG进入LNG低压泵2加压，再进入分流器3；分流器3分出的一股LNG和在第一换热器4换热后的另一股LNG支路共同在混合器7中进行混合，混合后的LNG进入再冷凝器8中将BOG全部冷凝；再冷凝器8出口通入至LNG高压泵9，LNG通过LNG高压泵9加压至管网压力；LNG加压后进入第二换热器6换热，然后进入冷凝器10与循环工质进行换热；LNG换热后进入LNG汽化器17中与第二海水泵16出来的海水换热后，输送至管网；
循环工质与LNG在冷凝器10中换热后，进入工质泵11加压；工质从工质泵11进入蒸发器13与第一海水泵12出口的海水换热变成饱和气体；然后进入膨胀机14做功带动发电机15发电；从膨胀机14出来的工质进入冷凝器10与LNG进行换热后变成饱和液体，然后进入工质泵11进入下一轮循环；海水由第一海水泵12加压后进入蒸发器13与工质换热。
利用BOG再冷凝工艺回收BOG，利用朗肯循环回收LNG汽化过程释放的冷能。
LNG冷能发电系统产生的电能用于供应BOG再冷凝工艺所需要的能耗，剩余电能用于LNG接收站的照明工作。
所述的LNG支路在第一换热器4中预冷压缩机5的进口气体。
所述的LNG高压泵出口LNG在第二换器6中用于冷却压缩机5出口气体。
所述的LNG冷能发电系统中的循环工质为R41。
本发明的有益效果：
1.本发明采用BOG再冷凝系统回收LNG储罐中产生的BOG，采用朗肯循环发电系统用于回收LNG汽化过程释放的冷能，利用LNG冷能产生的电能用于供应BOG再冷凝系统所需的能耗。这种系统集成方式实现了对BOG的回收和对LNG冷能的利用，同时大幅度降低了LNG接收站的能耗，达到节能减排，保护环境的目的。
2.本发明利用LNG支路预冷进入压缩机的BOG，降低了压缩机进口气体的温度，有效的减少了压缩机的能耗。
3.本发明利用被LNG高压泵加压的LNG冷却从压缩机出口的高温气体，降低了进入再冷凝器的BOG的温度。所述的再冷凝器中的BOG温度降低，再冷凝中所需要的冷凝压力降低，进而降低了压缩机出口的压力，有效的减少了压缩机的能耗。
4.本发明中的LNG冷能发电系统严格按照第四代制冷剂的要求来选取工质。本发明采用的工质是R41。同时LNG冷能发电系统可以根据具体的工况和系统结构选择的纯工质或混合工质。
附图说明
图1是本发明一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统的示意图。
图中：1LNG储罐；2LNG低压泵；3分流器；4第一换热器；5压缩机；6第二换热器；7混合器；8再冷凝器；9LNG高压泵；10冷凝器；11工质泵；12第一海水泵；13蒸发器；14膨胀机；15发电机；16第二海水泵；17LNG汽化器。
具体实施方式
以下结合附图和技术方案，进一步说明本发明的具体实施方式，但并不作为对本发明限制的依据。
实施例
本实施例中LNG储罐中BOG初始压力为0.1MPa，温度为-120℃，处理量为5400kg/h，其摩尔组成为：甲烷87.88％，乙烷0.01％，氮气12.11％。LNG储罐中的LNG的初始压力为0.1MPa，温度为-162℃，处理量为30400kg/h，其摩尔组成为：甲烷91.33％，乙烷5.36％，丙烷2.14％，正丁烷0.47％，异丁烷0.46％，正戊烷0.01％，异戊烷0.01％，氮气0.22％。海水压力为0.1MPa，温度为15℃。LNG冷能发电系统中使用的循环工质为R41。
如图1所示，本发明一种用于LNG接收站BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统包括：1LNG储罐，2LNG低压泵，3分流器，4第一换热器，5压缩机，6第二换热器，7混合器，8再冷凝器，9LNG高压泵，10冷凝器，11工质泵，12第一海水泵，13蒸发器，14膨胀机，15发电机，16第二海水泵，17LNG汽化器。
一、BOG再冷凝系统
LNG储罐1中的BOG5400kg/h，-120℃，0.1MPa进入第一换热器4与分流器3中的一股LNG支路进行换热，降温至-157℃。降温后的BOG进入压缩机5压缩至0.65MPa-55℃，压缩机5耗功为275kW。BOG再进入第二换热器6与LNG高压泵9出口的LNG进行换热，降温至-127℃0.65MPa，进入再冷凝器8与混合器7出口的LNG进行接触式换热，全部冷凝至-136℃0.65MPa。
LNG储罐1中的LNG30600kg/h，-162℃，0.1MPa进入LNG低压泵2加压至0.65MPa-161.7℃，LNG低压泵2的耗功为12.7kW。再进入分流器3分出一股支路3305kg/h进入第一换热器4中与从LNG储罐1中出来的BOG进行换热，升温至-132℃。然后与主干路27295kg/h在混合器7中进行混合，混合后的LNG30600kg/h，-158℃，0.65MPa再进入再冷凝器8中将BOG全部冷凝，再冷凝器8出口流量为36000kg/h，温度为-136℃，压力为0.65MPa。
二、LNG冷能发电系统
再冷凝器8出口的LNG36000kg/h，-136℃，0.65MPa进入LNG高压泵9加压至管网压力7.0MPa，LNG高压泵9的耗功为190kW。再进入冷凝器10与循环工质R41进行换热，升温至-52℃7.0MPa。冷凝器10出口的LNG进入LNG汽化器17中与第二海水泵16出口的海水换热，升温至10℃后，输送至管网。海水15℃，0.1MPa由第二海水泵16加压至0.3MPa后进入海水加热器17与LNG换热，换热后降温至10℃，第二海水泵16耗功28.7kW。
循环工质R4135400kg/h，-47℃，0.47MPa在冷凝器10中与LNG换热后进入工质泵11加压至2.6MPa-46℃,工质泵11耗功32.92kW。工质R41从工质泵11进入蒸发器13与第一海水泵12出口的海水换热，变为饱和气体6.5℃，2.6MPa。然后进入膨胀机14做功带动发电机15发电，发电机15的发电量为616kW。从膨胀机14出来的工质-47℃，0.47MPa进入冷凝器10与LNG进行换热变成饱和液体-47℃，0.47MPa，然后进入工质泵11进入下一轮循环。
海水15℃，0.1MPa由第一海水泵12加压至0.3MPa后进入蒸发器13与工质R41换热，换热后降温至10℃，第一海水泵12耗功52.5KW。
本实例中系统对外输出为24.23kW，与传统的LNG接收站的BOG再冷凝与LNG再汽化系统耗能805kW相比LNG接收站的整体能耗大幅度降低，不仅达到了自给自足的状态，还有多余的电能输出，这些电能可用与LNG接收站的照明工作。本实例利用LNG冷能产生的电能用于供应BOG再冷凝回收过程中所需要的能耗，实现了对BOG的回收和对LNG冷能的利用，同时大幅度降低了LNG接收站的能耗，达到节能减排，保护环境的目的。可广泛应用于LNG接收站对BOG和LNG冷能的回收利用。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统，其特征在于，所述的用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统包括LNG储罐(1)、LNG低压泵(2)、分流器(3)、第一换热器(4)、压缩机(5)、第二换热器(6)、混合器(7)、再冷凝器(8)、LNG高压泵(9)、冷凝器(10)、工质泵(11)、第一海水泵(12)、蒸发器(13)、膨胀机(14)、发电机(15)、第二海水泵(16)和LNG汽化器(17)；
LNG储罐(1)中的BOG进入第一换热器(4)，与分流器(3)分出的一股LNG支路进行换热降温；降温后的BOG进入压缩机(5)压缩，再进入第二换热器(6)与LNG高压泵(9)出口的LNG进行换热，最后进入再冷凝器(8)与混合器(7)出来的LNG换热后全部冷凝；
LNG储罐(1)中的LNG进入LNG低压泵(2)加压，再进入分流器(3)；分流器(3)分出的一股LNG和在第一换热器(4)换热后的另一股LNG支路共同在混合器(7)中进行混合，混合后的LNG进入再冷凝器(8)中将BOG全部冷凝；再冷凝器(8)出口通入至LNG高压泵(9)，LNG通过LNG高压泵(9)加压至管网压力；LNG加压后进入第二换热器(6)换热，然后进入冷凝器(10)与循环工质进行换热；LNG换热后进入LNG汽化器(17)中与第二海水泵(16)出来的海水换热后，输送至管网；
循环工质与LNG在冷凝器(10)中换热后，进入工质泵(11)加压；工质从工质泵(11)进入蒸发器(13)与第一海水泵(12)出口的海水换热变成饱和气体；然后进入膨胀机(14)做功带动发电机(15)发电；从膨胀机(14)出来的工质进入冷凝器(10)与LNG进行换热后变成饱和液体，然后进入工质泵(11)进入下一轮循环；海水由第一海水泵(12)加压后进入蒸发器(13)与工质换热。
2.根据权利要求1所述的用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统，其特征在于，所述的LNG冷能发电系统中的循环工质为R41。
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