CN202082617U - 一种液化天然气卸船系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型涉及一种液化天然气卸船系统，主要包括了卸船工艺设施单元、卸船臂的吹扫及排净单元、冷循环单元三个部分。本实用新型解决了液化天然气接收站中长距离卸船的技术难题，在气相返回管线中增加了回气鼓风机和调温器，大大减小气相返回管线的管径，节约投资成本；同时，调温器的使用降低了返回到液化天然气船舱的蒸发气温度，减少了船舱内的LNG蒸发损失，提高了LNG船的有效卸载量，降低能量损失；并在码头上设置排净罐和氮气缓冲罐，节省卸船操作时间及氮气用量，进一步降低液化天然气接收站的运行能耗。

Description

一种液化天然气卸船系统

技术领域

本发明涉及液化天然气接卸、储存及气化领域，具体而言，涉及一种液化天然气卸船系统。

背景技术

液化天然气(LNG，Liquefied Natural Gas)是一种优质能源，具有热值高、燃烧污染小的特点。LNG接收站的主要功能是接收远洋运输来的LNG，并对其进行储存和气化，获得气态天然气产品，并通过天然气管网向电厂和城市燃气用户供气。液化天然气接收站通常包括LNG卸料系统、LNG储存系统、蒸发气(BOG，Boil Off Gas)处理系统、LNG输送系统、LNG气化系统、公用工程和辅助系统。因此，LNG接收站都建设在可停泊大型LNG运输船的港口附近，液化天然气接收站内设置了LNG卸船臂和LNG卸船管线，LNG运输船到达LNG接收站的专用码头后，将接收站的LNG卸船臂和LNG运输船的卸料汇管连接，启动船上的LNG卸料泵，LNG将通过LNG卸船臂和卸船管线从运输船舱体内卸载到接收站的LNG储罐，实现LNG的卸载过程。由于LNG是以常压-160℃以下的液态存在，即使在非卸船过程中，由于环境热量的漏入，卸船管线中的LNG会吸热蒸发，产生BOG。

建设在不同地点的LNG接收站的总图布置各不相同，LNG卸船臂安装在LNG接收站的专用码头上，卸船码头与LNG储罐之间的距离通常是几百米至几千米不等，该距离的大小影响了气相返回管线的直径以及回到船舱后的BOG温度。现有的卸船系统设计是从BOG总管接出一根气相返回管线并直接通过气相返回臂与LNG船相连，将储罐内的BOG直接送回到LNG船内；这样一来，当码头距离LNG储罐较远时，需要使用非常大管径的气相返回管线，从而直接导致了接收站的投资成本增加，同时由于返回气管线属于低温状态下运行的管线，在长距离的输送过程中冷损失较大，使进入船舱内的蒸发气(BOG)温度较高，引起船舱内的LNG蒸发量加大而造成损失。对于码头上安装的LNG卸船臂的氮气吹扫系统，现有技术通常设计为将来自LNG接收站内氮气管线直接与卸船臂的顶部吹扫口相连，不设置氮气缓冲罐，这样一来，当吹扫量较大时，难以保证吹扫氮气的压力，用于吹扫卸船臂；同时氮气的吹扫时间非常长，需要LNG船在码头停留时间增加，容易造成滞港，由此引发罚款等经济损失。因此，在LNG接收站的实际运行中，如何采取合理的卸船系统设计，经济有效的解决长距离卸载过程的BOG温度控制，以及尽量缩短LNG的卸载时间，成为了LNG接收站工程设计中的一个技术难点。

发明内容

本实用新型提供一种液化天然气卸船系统，用以实现液化天然气接收站LNG船的卸载过程及卸船管线在非卸船工况时保持低温冷态。

为达到上述目的，本实用新型提供了一种液化天然气卸船系统，其包括卸船工艺设施单元、卸船臂的吹扫及排净单元和冷循环单元，其中

卸船工艺设施单元包含卸船管线、液相卸船臂、气相返回管线、气相返回臂、回气鼓风机、调温器和压力控制阀，卸船管线连接在液相卸船臂和液化天然气接收站内的液化天然气储罐之间，气相返回管线连接在气相返回臂与液化天然气接收站内的蒸发气总管之间，回气鼓风机、调温器、压力控制阀分别安装在气相返回管线上；

卸船臂的吹扫及排净单元包含排净罐、电加热器、第一连接管线和氮气缓冲罐，排净罐安装在液化天然气卸船码头上，其一端与卸船管线相连，其另一端与气相返回管线相连，电加热器设置在排净罐底部，氮气缓冲罐安装在液化天然气卸船码头上，氮气排净罐一端与卸船管线相连、另一端与氮气总管相连，第一连接管线连接在排净罐与气相返回管线之间；

冷循环单元包含冷循环管线、流量控制阀、第二连接管线和第一开关阀，冷循环管线一端与液化天然气输出总管相连接，其另一端与卸船管线的码头侧相连接，流量控制阀和第一开关阀安装在冷循环管线上，第二连接管线连接在冷循环管线与卸船管线之间。

较佳的，上述液化天然气卸船系统还包括：流量传感器，安装在冷循环管线上；流量控制器，与压力传感器和流量控制阀相连接；压力传感器，设置在气相返回管线上；以及压力控制器，与压力传感器和压力控制阀相连接。

较佳的，上述液化天然气卸船系统还包括：第二开关阀，设置在连接管线上。

较佳的，上述液化天然气卸船系统，第一开关阀与第二开关阀之间设置有手动联锁按钮。

较佳的，卸船管线和冷循环管线上设置有表面温度计。

上述实施例解决了液化天然气接收站中长距离卸船的技术难题，在气相返回管线中增加了回气鼓风机和调温器，大大减小气相返回管线的管径，节约投资成本；调温器的使用降低了返回到液化天然气船舱的蒸发气温度，减少了船舱内的LNG蒸发损失，提高了LNG船的有效卸载量，降低能量损失；同时，在码头上设置排净罐和氮气缓冲罐，节省卸船操作时间及氮气用量，进一步降低液化天然气接收站的运行能耗。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，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，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本实用新型一实施例的液化天然气卸船系统示意图。

图中各部分名称：LNG船1；液相卸船臂2；气相返回臂3；氮气缓冲罐4；冷循环管线5；气相返回管线6；LNG储罐7；BOG总管8；回气鼓风机9；调温器10；连接管线11；连接管线12；回气鼓风机防喘振控制管线13；排净罐14；卸船管线15；LNG输出总管16；电加热器17；排净管线18；排放管线19；氮气压送管线20。

图1中冷循环管线5中的括号内的箭头方向表示该部分管线在无卸船操作时的流向；图中的其它符号含义：MV表示手动阀门、XV表示气动开关阀、TV表示温度控制阀、FV表示流量控制阀、PV表示压力控制阀、HC表示手动控制、FC表示流量控制、TC表示温度控制、PC表示压力控制、TT表示温度传感器、PT表示压力传感器、FT表示流量传感器。

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付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。

图1为本实用新型一实施例的液化天然气卸船系统示意图。如图1所示，该液化天然气卸船系统主要包括卸船工艺设施单元、卸船臂的吹扫及排净单元、冷循环单元三个部分。

其中卸船工艺设施单元包含卸船管线15、液相卸船臂2、气相返回管线6、气相返回臂3、回气鼓风机9、调温器10和压力控制阀PV-1。

卸船管线15与液相卸船臂2和液化天然气接收站内的LNG储罐7相连，液相卸船臂2位于液化天然气接收站的专用码头上，当LNG船1到达LNG码头后，将LNG船1上的卸料汇管与码头上的液相卸船臂2相连接，启动LNG船1内的卸船泵将LNG从LNG船1的船舱内通过液相卸船臂2、卸船管线15输送到LNG储罐7内。

气相返回管线6与气相返回臂3和液化天然气接收站内的LNG储罐7相连，气相返回臂3位于液化天然气接收站的专用码头上，回气鼓风机9、调温器10、压力控制阀PV-1均安装在气相返回管线6上，当LNG船1到达LNG码头后，将LNG船1上的卸料汇管与码头上的气相卸船臂3相连接，LNG储罐7内的蒸发气(BOG)通过回气鼓风机9、气相返回管线6和气相返回臂3进入LNG船1的船舱内，平衡卸船过程中LNG船舱和LNG储罐之间的压差。

为了确保返回气的压力满足LNG船舱的压力要求，设置回气鼓风机9，回气鼓风机9采用低温离心式，并设置入口导叶机构进行运行负荷调节，以满足卸船过程中返回气量的变化，同时采用打回流方式作为回气鼓风机9的防喘振保护措施，以保证回气鼓风机9安全稳定运行。

当卸船开始后，启动回气鼓风机，并按照LNG船1的回气流量要求通过设在回气鼓风机9上的入口导叶机构自动控制回气鼓风机的运行负荷，当其流量低于预先设定的最低流量时，通过设置在回气鼓风机9内的流量控制器FC-1自动打开回流控制阀FV-1，增大回气鼓风机的流量，保护其不发生喘振，避免设备损坏。

调温器10安装LNG码头上，并位于回气鼓风机9之后，与码头上安装的排净罐14和卸船管线15相连，调温器10出口温度由安装在连接调温器和LNG输出总管的调温阀TV-1控制，内部设置了一些金属网状结构，来自卸船管线的一小部分LNG通过卸船管线和气相返回管线之间的连接管线与调温器TC-1相连，进入调温器10的LNG与通过的BOG混合并实现BOG的冷却，保证调温器TC-1的出口温度。当温度传感器TT-1测得的回气温度高于预先的设定数值时，通过温度控制器TC-1发送增加来自卸船管线15的LNG流量的信号，温度控制阀TV-1开度增大，满足此要求；当温度传感器TT-1测得的回气温度低于预先的设定数值时，通过温度控制器TC-1发送减小来自卸船管线15的LNG流量的信号，温度控制阀TV-1开度减小，满足此要求。

压力控制阀PV-1安装在气相返回管线6上，其开度由与其相连的压力控制器PC-1根据LNG船舱的压力进行控制；当压力传感器PT-1测得的气相返回管线的压力低于预先的设定数值时，通过压力控制器PC-1发送增大气相管线6流量的信号，压力控制阀PV-1开度增大，满足此要求；当压力传感器PT-1测得的气相返回管线的压力高于预先的设定数值时，通过压力控制器PC-1发送减小气相管线6流量的信号，压力控制阀PV-1开度减小，满足此要求。

卸船臂的吹扫和排净单元包括排净罐14、电加热器17、连接管线12和氮气缓冲罐4。

在LNG卸船完成后，LNG运输船离港之前，需要将存留在液相卸船臂2及其与卸船管线15的连接管线中的LNG清理完毕，以保证液相卸船臂2与LNG船1的安全脱开。

排净罐14安装在LNG卸船码头上，其一端与卸船管线15相连、另一端与气相返回管线6相连，底部设置了电加热器17，还包括排净罐14与气相返回管线6之间的连接管线12，氮气压送管线20，LNG排净管线18，排放管线19。排净罐14具有两个功能，一是作为回气缓冲罐，另一是作为排净收集罐。卸船操作时，来自调温器10的BOG通过管线进入排净罐14，并将其中可能携带的液滴沉积于此，同时实现BOG的缓冲过程，以保证回到LNG船舱的BOG全部是气体。在卸船完成后，采用氮气从卸船臂3的顶部加入进行吹扫，将液相卸船臂3内的LNG分别压送回LNG船1和码头排净罐14中，利用安装在液相卸船臂2与卸船管线15之间的连接管线上的表面温度计来判断液相卸船臂3中的LNG是否吹扫完全。吹扫完成后，可以将LNG卸船臂3与LNG船1脱开，LNG船可以离港。排净罐14中的LNG通过来自氮气压送管线20中的氮气输送到卸船管线15中，并最终回到LNG储罐7中。氮气来自码头上安装的氮气缓冲罐4。

排净罐14的底部设置了电加热器17，当需要将排净罐14内的LNG全部气化时使用，气化后的气体通过连接管线12进入回气管线，电加热器中设置了防过热保护设施。

排净罐14上还设置了连接管线12，连接管线12将排净罐14和回气管线6连接起来，在非卸船操作工况时，排净罐内蒸发的LNG产生低温的BOG，通过连接管线12送入回气管线6中，保持回气管线的低温状态。

氮气缓冲罐4安装在LNG卸船码头上，氮气排净罐4的一端与液相卸船臂3相连、另一端与氮气总管相连，氮气缓冲罐提供卸船完成后液相卸船臂的吹扫氮气、排净罐的LNG压送氮气，以及卸船过程中卸船臂的密封及吹扫氮气。

冷循环单元包括冷循环管线5、流量控制阀FV-2、连接管线11和第一开关阀XV-1。

一般情况下，LNG卸船管线尺寸大、距离长，且管道的绝热层不能够完全阻挡环境的漏热，同时卸船间隔时间长(3～15天)，因此，卸船管线内的大量BOG会引起系统超压、卸船管线恢复环境温度及大量LNG蒸发，系统超压会带来安全隐患；卸船管线恢复环境温度，等到下次卸船操作时，需要预冷，一是花费时间较长，另外温度交替变化带来的管道应力问题，对于接收站的安全运行不利；而大量LNG蒸发将造成能量的浪费，带来接收站经济效益的降低。因此需要设置冷循环系统，维持非卸船工况时卸船管线的低温状态。

冷循环管线5的一端与LNG输出总管相连、另一端与卸船管线15的码头侧相连，流量控制阀FV-2和第一开关阀XV-1安装在冷循环管线上，流量控制阀FV-2由安装在冷循环管线5上的流量控制器FC-2控制其开度，冷循环管线5仅在不卸船时使用，而在卸船时作为辅助卸船管线使用；连接管线11与冷循环管线5和卸船管线15相连，并在其上设置了第二开关阀XV-2，用来切换卸船和冷循环的操作工况；第一和第二开关阀不能同时开启，并设置了手动联锁按钮HC-1来保证此操作。

在非卸船操作工况时，打开XV-1，XV-2则通过两阀之间设置的联锁逻辑自动关闭，参与冷循环的LNG通过冷循环管线5，从LNG输出总管到达码头上LNG卸船管线15的端部，并进入卸船管线15中，然后从卸船管线15返回到LNG接收站；在卸船操作工况时，关闭XV-1，XV-2则通过两阀之间设置的联锁逻辑自动打开，冷循环管线5作为辅助卸船管线，LNG从码头侧与卸船管线15的端部相接的地方进入冷循环管线，然后从连接管线11进入接收站侧的卸船管线15，并最终进入LNG储罐7中。

卸船管线15和冷循环管线5上均设置了表面温度计，用来测量这些LNG管线的运行温度，确保这些LNG管线一直处于低温液体状态。

从上述实施例中可以看出，本实用新型实现了以下有益效果：

首先，在气相返回管线上增加了回气鼓风机，可以增加BOG的压力，因而减小气相返回管线的管径并保证BOG及时足量返回到LNG船舱中，降低了回气管线的投资成本；

其次，在气相返回管线上增加了调温器，降低返回LNG船舱的BOG温度，保证了LNG船舱内对返回气温度的要求，同时也减小LNG船舱内的LNG蒸发量，降低LNG的损失，提高了LNG船舱的有效卸载量，节约能耗；

再次，在码头增加了码头氮气缓冲罐，保证了氮气吹扫压力，也节省了吹扫时间，缩短LNG船的停留时间，避免不必要的滞港费用；

最后，增加了码头上的排净罐用于收集从卸船臂和调温器中排出的LNG，使得LNG船卸船完成后及时快速的氮气吹扫，确保LNG船及时离港，避免不必要的滞港费用；同时排净罐中的LNG在非卸船工况时，可以缓慢蒸发并返回回气管线，保证回气管线中的温度稳定，降低管道温度频繁变化引起应力带来的安全隐患，并为下次卸船做好准备。

综上所述，本实用新型的液化天然气卸船系统，尤其适合码头和LNG储罐之间距离较长的LNG接收站，可以解决LNG接收站的实际问题，并节约投资、降低能耗、提高LNG卸载量、简单可靠、且具有较强的操作性。

本实用新型中未详述的部分均为现有技术部分，本领域技术人员可根据现有技术操作。

本领域普通技术人员可以理解：附图只是一个实施例的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本发明所必须的。

本领域普通技术人员可以理解：实施例中的装置中的模块可以按照实施例描述分布于实施例的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施例的一个或多个装置中。上述实施例的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围。

Claims (5)

1.一种液化天然气卸船系统，其特征在于，包括卸船工艺设施单元、卸船臂的吹扫及排净单元和冷循环单元，其中

所述卸船工艺设施单元包含卸船管线、液相卸船臂、气相返回管线、气相返回臂、回气鼓风机、调温器和压力控制阀，所述卸船管线连接在所述液相卸船臂和液化天然气接收站内的液化天然气储罐之间，所述气相返回管线连接在所述气相返回臂与液化天然气接收站内的蒸发气总管之间，所述回气鼓风机、所述调温器、所述压力控制阀分别安装在所述气相返回管线上；

所述卸船臂的吹扫及排净单元包含排净罐、电加热器、第一连接管线和氮气缓冲罐，所述排净罐安装在液化天然气卸船码头上，其一端与所述卸船管线相连，其另一端与所述气相返回管线相连，所述电加热器设置在所述排净罐底部，所述氮气缓冲罐安装在液化天然气卸船码头上，氮气排净罐一端与所述卸船管线相连、另一端与氮气总管相连，所述第一连接管线连接在所述排净罐与所述气相返回管线之间；

所述冷循环单元包含冷循环管线、流量控制阀、第二连接管线和第一开关阀，所述冷循环管线一端与液化天然气输出总管相连接，其另一端与所述卸船管线的码头侧相连接，所述流量控制阀和所述第一开关阀安装在所述冷循环管线上，所述第二连接管线连接在所述冷循环管线与所述卸船管线之间。

2.根据权利要求1所述的液化天然气卸船系统，其特征在于，还包括：

流量传感器，安装在所述冷循环管线上；

流量控制器，与压力传感器和所述流量控制阀相连接；

所述压力传感器，设置在所述气相返回管线上，以及

压力控制器，与所述压力传感器和所述压力控制阀相连接。

3.根据权利要求1所述的液化天然气卸船系统，其特征在于，还包括：

第二开关阀，设置在所述连接管线上。

4.根据权利要求3所述的液化天然气卸船系统，其特征在于，所述第一开关阀与所述第二开关阀之间设置有手动联锁按钮。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的液化天然气卸船系统，其特征在于，所述卸船管线和所述冷循环管线上设置有表面温度计。

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