CN110296319A - 一种lng接收站bog发电系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及LNG接收站领域，公开一种LNG接收站BOG发电系统，包括LNG储罐，LNG储罐上设有BOG出口；混气组件和燃气轮机，BOG出口、混气组件和燃气轮机的燃料进口依次连通；混气组件用于将由BOG出口进入混气组件内的BOG气体与进入混气组件内的除BOG气体外的气体燃料混合均匀。本发明通过增设混气组件能够使BOG气体和除BOG气体外的气体燃料在混气组件内混合，保证BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合的均匀性，使经混气组件输送至燃气轮机的BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合形成的混合气源的热值的波动幅度减小，保证燃气轮机发电时的稳定性，解决了燃气轮机因BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合形成的混合气源的热值波动幅度大而导致燃气轮机停机的问题。
Description
技术领域
本发明涉及LNG接收站领域，尤其涉及一种LNG接收站BOG发电系统。
背景技术
LNG(Liquefied Natural Gas)是液化天然气的简称，LNG在储罐过程中会产生蒸气BOG，通常处理方式为再冷凝、压缩外输或液化返回LNG储罐。
LNG在储罐过程中LNG闪蒸会形成BOG，通常处理BOG的方式为通过再冷凝器进行冷凝，或者对BOG进行压缩后对外输出至BOG储罐，或者利用换热器将BOG液化形成LNG并将液化形成的LNG返回LNG储罐。
而且除了上述方式，还有一种方式是将BOG作为燃气轮机的燃料进行发电，而且在BOG不足时同时会采用外输天然气作为备用气源。但是同时采用两种气源时会因两种气源的组分不同而影响燃气轮机发电的稳定性。
发明内容
本发明的目的在于提供一种LNG接收站BOG发电系统，能够解决同时采用BOG和天然气作为气源时，因两种气源的组分不同会影响燃气轮机发电的稳定性的问题。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
一种LNG接收站BOG发电系统，所述LNG接收站BOG发电系统包括：
LNG储罐，所述LNG储罐上设有BOG出口；
混气组件和燃气轮机，所述BOG出口、所述混气组件和所述燃气轮机的燃料进口依次连通，所述混气组件用于混合由所述BOG出口进入所述混气组件内的BOG气体与进入所述混气组件内的除所述BOG气体外的气体燃料。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，所述混气组件包括：
燃气缓冲罐，所述燃气缓冲罐的一端与所述燃气轮机的燃料进口连通；
气体分散管，所述气体分散管的一端通过BOG燃气发电管线与所述BOG出口连通且与所述第一气化器的天然气出口选择性地连通或断开，其另一端伸入所述燃气缓冲罐内；所述气体分散管上设有多个气体分散孔。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，所述气体分散管伸入所述燃气缓冲罐内的一端的端部密封。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，所述燃气缓冲罐内设有位于所述气体分散管下游的气流挡板，所述气流挡板上设有连通所述燃气缓冲罐的进气口和所述燃气缓冲罐的出气口的中心孔。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，所述中心孔的中心轴线与所述气体分散管的中心轴线重合。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，还包括：
LNG罐内泵，用于抽取所述LNG储罐内的LNG液体；
第一气化器，所述LNG罐内泵的LNG出口与所述第一气化器的LNG入口连通，所述第一气化器的天然气出口选择性地与所述混气组件的燃料进口连通或断开。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，还包括余热回收换热器，所述燃气轮机的尾气排放口与所述余热回收换热器的热源入口连通。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，所述余热回收换热器的介质通道和所述第一气化器的热源通道能够形成第一循环回路。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，还包括换热装置，所述余热回收换热器的介质通道和所述换热装置的热源通道能够形成循环回路。
作为上述LNG接收站BOG发电系统的一种优选技术方案，还包括BOG压缩机，所述BOG压缩机的进口和出口分别与所述BOG出口和所述混气组件的燃料进口连通。
本发明的有益效果：本发明提供的LNG接收站BOG发电系统，通过增设混气组件能够使BOG气体和除BOG气体外的气体燃料在混气组件内混合，保证BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合的均匀性，使经混气组件输送至燃气轮机的BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合形成的混合气源的热值的波动幅度减小，从而保证燃气轮机发电时的稳定性，解决了燃气轮机因BOG气体和除BOG气体外的气体燃料混合形成的混合气源的热值波动幅度大而导致燃气轮机停机的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对本发明实施例描述中所需要使用的附图作简单的介绍，显而易见地，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，还可以根据本发明实施例的内容和这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的LNG接收站BOG发电系统的原理图；
图2是本发明实施例提供的气体分散管的结构示意图。
图中：
1、LNG储罐；2、BOG压缩机；3、燃气轮机；4、混气组件；41、燃气缓冲罐；42、气体分散管；421、气体分散孔；43、气流挡板；44、中心孔；5、LNG罐内泵；6、LNG高压泵；7、第一气化器；8、余热回收换热器；9、第二气化器；10、采暖装置；11、下游管线；12、切断阀。
具体实施方式
为使本发明解决的技术问题、采用的技术方案和达到的技术效果更加清楚，下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部。
如图1所示，本实施例提供了一种LNG接收站BOG发电系统，包括LNG储罐1，LNG储罐1上设有BOG出口，BOG出口设有依次连通的BOG压缩机2和燃气轮机3。优选地，BOG出口设于LNG储罐1的顶部，LNG在储罐过程中闪蒸形成的BOG气体逐渐上升至LNG储罐1的顶部，位于LNG储罐1顶部的BOG气体通过BOG出口进入BOG压缩机2内，经过BOG压缩机2加压后被送至燃气轮机3内燃烧发电。上述BOG压缩机2的出口还连接有下游管线11，以将部分BOG气体送入LNG接收站的下游处理工段。可以理解的是，如果BOG出口流出的BOG气体压力足够大的话，本实施例也可以直接将BOG出口连通于燃气轮机3的燃料进口。
但由于LNG液体在储罐过程中闪蒸形成的BOG气体的产生量时常波动，为了实现燃气轮机3稳定地发电，通常采用天然气作用备用气源，当然也可以将其他气体燃料作为备用气源，在此不做具体限定。具体地，LNG储罐1内设有LNG罐内泵5，用于抽取LNG储罐1内的LNG液体。优选地，LNG罐内泵5设于LNG储罐1的底部。LNG罐内泵5的出口设有依次连通的LNG高压泵6和第一气化器7，第一气化器7的天然气出口选择性地与燃气轮机3的燃料进口连通或断开。第一气化器7的天然气出口与燃气轮机3的燃料进口连通时，第一气化器7能够将经LNG高压泵6加压后的LNG气体气化形成天然气，而后输送至燃气轮机3，能够实现燃气轮机3同时采用BOG气体和天然气进行发电。优选地，第一气化器7为ORV气化器或IFV气化器。
本实施例中，第一气化器7的天然气出口同时连接有天然气输出管和备用气源管，备用气源管上设有切断阀12，切断阀12打开能够使第一气化器7的天然气出口和燃气轮机3的燃料进口通过备用气源管连通，切断阀12关闭能够使第一气化器7的天然气出口和燃气轮机3的燃料进口不连通。
但通过切断阀12实现BOG气体和天然气同时作为气源以及单独采用BOG气体作为气源的切换过程中，以及混合BOG气体和天然气的过程中，由于BOG气体和天然气的组分差异较大，极易导致燃气轮机3停机，严重影响燃气轮机3发电的稳定性。
为此，本实施例在BOG压缩机2和燃气轮机3之间设置混气组件4，用于混合经第一气化器7气化形成的天然气和BOG压缩机2输送的BOG气体，使BOG气体和天然气混合均匀，极大地降低了由混气组件4输出的气源的热值波动幅度，从而有效保证了燃气轮机3发电时的稳定性。
具体地，如图1和图2所示，混气组件4包括燃气缓冲罐41和气体分散管42，燃气缓冲罐41的一端与燃气轮机3的燃料进口连通，气体分散管42的一端通过BOG燃气发电管线与BOG压缩机2的出口连通，同时与第一气化器7的天然气出口选择性地连通或断开，气体分散管42的另一端伸入燃气缓冲罐41内；气体分散管42上设有多个气体分散孔421。上述混气组件4的设置能够使天然气和BOG充分混合，保证BOG气体和天然气的混合均匀性，使经混气组件4输送至燃气轮机3的BOG气体和天然气混合形成的混合气源的热值波动幅度减小，从而保证燃气轮机3发电时的稳定性，解决了燃气轮机3因BOG气体和天然气混合形成的混合气源的热值波动幅度大、及BOG气体和天然气同时作为气源以及单独采用BOG气体作为气源的切换过程中的热值波动幅度大而导致燃气轮机3停机的问题。优选地，多个气体分散孔421沿气体分散管42的周向和轴向分布，是进入气体分散管42内的BOG气体和天然气能够更加地充分混合，同时提高混合效率。
进一步地，气体分散管42伸入燃气缓冲罐41内的一端的端部密封，采用上述设置能够避免燃气缓冲罐41内的BOG气体和天然气在未混合均匀的前提下直接通过气体分散管42末端排出燃气缓冲罐41。
进一步地，燃气缓冲罐41设有位于气体分散管42下游的气流挡板43，气流挡板43上设有中心孔44。优选地，中心孔44的中心轴线与气体分散管42的中心轴线重合。气流挡板43的设置，能够增强燃气缓冲罐41内气流的扰流特性，使天然气和BOG混合地更加均匀。
进一步地，气流挡板43包括横板，及设于横板一侧的竖板，竖板与气体分散管42位于横板的同一侧，即竖板的一端连接于横板，另一端向气体分散管42所在侧延伸。优选地，横板环绕竖板设置形成上述中心孔44。上述设置能够进一步增强燃气缓冲罐41内气流的扰流特性，使天然气和BOG混合地更加均匀。
进一步地，在燃气轮机3发电的过程中，会产生大量的高温尾气，为了避免燃气轮机3产生的高温尾气中的热量浪费。为此，本实施例增设了余热回收换热器8，燃气轮机3的尾气排放口与余热回收换热器8的热源入口连通。通过燃气轮机3的尾气排放口排放的高温尾气进入余热回收换热器8的热源入口之后，通过余热回收换热器8的热源通道内的高温尾气对余热回收换热器8的介质通道内的介质进行加热。
由于第一气化器7对LNG液体进行气化形成BOG气体的过程中，第一气化器7需要热量用于LNG液体的气化。余热回收换热器8的介质通道和第一气化器7的热源通道能够形成第一循环回路。余热回收换热器8的介质通道内的介质被加热后通入第一气化器7的热源通道内，为第一气化器7进行LNG液体的气化提供热能。
本实施例提供的LNG接收站BOG发电系统还包括换热装置，余热回收换热器8的介质通道和换热装置的热源通道能够形成循环回路，用于为换热装置提供换热时所需的热量，对通过余热回收换热器8对燃气轮机3所排放的尾气进行回收的热能进行利用。具体地，上述换热装置包括第二气化器9和采暖装置10；余热回收换热器8的介质通道和第二气化器9的热源通道能够形成第二循环回路；余热回收换热器8的介质通道和采暖装置10的热源通道能够形成第三循环回路。采用余热回收换热器8的介质通道内被加热的介质提供第二气化器9进行LNG液体气化时需要的热量，也可以采用余热回收换热器8的介质通道内被加热的介质作为采暖装置10的热源。优选地，第二气化器9为SCV气化器。上述换热装置并不仅限于第二气化器9和采暖装置10，还可以是其他采用结构，在此不再一一列举。
本实施例同时采用上述三种方式实现对燃气轮机3产生的高温尾气中的热量进行回收利用，而且达到了节能降耗的目的。
本实施例提供的LNG接收站BOG发电系统的气源有两种，第一种是单独采用BOG作为气源发电，第二种是采用BOG与天然气的混合气源发电，下面对分别采用两种气源进行发电的过程进行举例描述。
第一种，单独采用BOG作为气源，切断阀12处于关闭状态。LNG储罐1内的BOG以8t/h的流速输送至BOG压缩机2，BOG压缩机2将LNG液体进行加压至0.7MPag，再经由混气组件4输送至燃气轮机3，此时燃气轮机3发电产生的功率大约为18000KW，同时燃气轮机3产生的高温尾气通过余热回收换热器8进行回收利用，可以产生4000m3/h的热水，经过与余热回收换热器8进行换热后的尾气经过尾气排放管线放空，此时可以将该部分热水作为第一气化器7、第二气化器9的气化热源，同时作为采暖装置10的热源以对LNG接收站供暖。
第二种，采用BOG气体与天然气的混合气源，切断阀12处于打开状态。LNG储罐1内的BOG气体以2t/h的流速输送至BOG压缩机2，BOG压缩机2将LNG液体进行加压至0.5MPag输送至混气组件4；同时LNG储罐1内的LNG液体被LNG罐内泵5输送至LNG高压泵6，经过LNG高压泵6加压后输送至第一气化器7气化形成天然气，天然气以7t/h的流速输送至混气组件4，BOG气体和天然气在混气组件4内充分混合后，进入燃气轮机3内燃烧发电；燃气轮机3发电产生的功率大约为20000KW，同时燃气轮机3产生的高温尾气通过余热回收换热器8进行回收利用，可以产生4500m3/h的热水，经过与余热回收换热器8进行换热后的尾气经过尾气排放管线放空，此时可以将该部分热水作为第一气化器7、第二气化器9的气化热源，同时作为采暖装置10的热源以对LNG接收站供暖。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为了清楚说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。其中，术语“第一位置”和“第二位置”为两个不同的位置。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
Claims (10)
1.一种LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述LNG接收站BOG发电系统包括：
LNG储罐(1)，所述LNG储罐(1)上设有BOG出口；
混气组件(4)和燃气轮机(3)，所述BOG出口、所述混气组件(4)和所述燃气轮机(3)的燃料进口依次连通，所述混气组件(4)用于混合由所述BOG出口进入所述混气组件(4)内的BOG气体与进入所述混气组件(4)内的除所述BOG气体外的气体燃料。
2.根据权利要求1所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述混气组件(4)包括：
燃气缓冲罐(41)，所述燃气缓冲罐(41)的一端与所述燃气轮机(3)的燃料进口连通；
气体分散管(42)，所述气体分散管(42)的一端通过BOG燃气发电管线与所述BOG出口连通，另一端伸入所述燃气缓冲罐(41)内；所述气体分散管(42)上设有多个气体分散孔(421)。
3.根据权利要求2所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述气体分散管(42)伸入所述燃气缓冲罐(41)内的一端的端部密封。
4.根据权利要求2所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述燃气缓冲罐(41)内设有位于所述气体分散管(42)下游的气流挡板(43)，所述气流挡板(43)上设有连通所述燃气缓冲罐(41)的进气口和所述燃气缓冲罐(41)的出气口的中心孔(44)。
5.根据权利要求4所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述中心孔(44)的中心轴线与所述气体分散管(42)的中心轴线重合。
6.根据权利要求1所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，还包括：
LNG罐内泵(5)，用于抽取所述LNG储罐(1)内的LNG液体；
第一气化器(7)，所述LNG罐内泵(5)的LNG出口与所述第一气化器(7)的LNG入口连通，所述第一气化器(7)的天然气出口选择性地与所述混气组件(4)的燃料进口连通或断开。
7.根据权利要求6所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，还包括余热回收换热器(8)，所述燃气轮机(3)的尾气排放口与所述余热回收换热器(8)的热源入口连通。
8.根据权利要求7所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，所述余热回收换热器(8)的介质通道和所述第一气化器(7)的热源通道能够形成第一循环回路。
9.根据权利要求7所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，还包括换热装置，所述余热回收换热器(8)的介质通道和所述换热装置的热源通道能够形成循环回路。
10.根据权利要求1至9任一项所述的LNG接收站BOG发电系统，其特征在于，还包括BOG压缩机(2)，所述BOG压缩机(2)的进口和出口分别与所述BOG出口和所述混气组件(4)的燃料进口连通。
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