CN202868303U - Lng接收站的储存和气化工程输出系统 - Google Patents
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Abstract
本实用新型公开了一种LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其包括以下设备：若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口；安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外，并汇集至LNG高压总管；气化器；BOG压缩机；天然气中、低压输送管，连接于BOG压缩机出口并通往天然气中、低管网。本实用新型解决了高压泵入口压力难控制、高压泵容易汽蚀的问题,解决了再冷凝器液位、压力难控制，BOG压缩机跳车等问题，达到简化流程控制、减少投资、节能降耗、操作简单的目的。
Description
技术领域
本实用新型涉及LNG的输送和BOG处理工艺。
背景技术
LNG接收站也称液化天然气接收站，是指接收、储存液化天然气然后往外输送天然气的装置集成。在LNG接收站项目中，一般包括码头工程、气化工程（储存和气化）、长输管道工程三部分。其中，气化工程所涉及的工艺控制和工艺设备技术难度高，对整个项目有着关键的影响。
如图1所示，目前LNG接收站一般采用的气化工艺是再冷凝气化输出工艺，其工艺流程一般为：LNG储罐1内的LNG经低压泵2加压后分成两股，一股进入再冷凝器4顶部，与来自LNG储罐1并经加压处理的BOG于再冷凝器4内直接接触混合，将进入再冷凝器4的BOG全部冷凝为液体；另一股与从再冷凝器4出来的冷凝液体混合后进入高压泵5，经高压泵加压后输送至气化器6，气化后进入长输管道。
此流程中的再冷凝器主要有两个功能：其一是提供足够的BOG与LNG接触空间，利用LNG冷能将BOG再液化，节省气体加压的能耗；另一个功能是作为LNG高压泵的吸入端缓冲容器，保证高压泵入口压力的稳定、避免汽蚀现象的发生。
在上述现有技术中，需要在气化工程设置再冷凝器，高压泵放置在LNG储罐外。这种做法会带来以下缺点：
1、再冷凝器作为高压泵吸入端缓冲容器，关键是要控制再冷凝器的液位和压力稳定，再冷凝涉及压力控制、液位控制、流量控制，工艺控制复杂，投资高，再冷凝器液位和压力易波动，操作不稳定。
2、不同时段和季节，天然气负荷的变化量相当大，天然气外输负荷波动会引起再冷凝器液位不稳。液位低时，再冷凝器中BOG冷却不足，再冷凝器液相温度升高，BOG会在高压泵的吸入端析出，造成高压泵汽蚀。再冷凝器液位高时，来自天然气外输管网的补气阀打开，补入的天然气消耗了部分进入再冷凝器的LNG，因而无法被液化的BOG使再冷凝器压力上升，从而使部分BOG回流至压缩机入口，除了造成BOG压缩机做虚功耗能外，甚至BOG可能帶液进压缩机，导致BOG压缩机跳车，使LNG储罐压力升高。
3、高压泵回流至再冷凝器中，该部分LNG在高压泵和再冷凝器间循环，不仅造成高压泵能耗损失，还导致再冷凝器温度升高，BOG冷却不足，容易引起高压泵汽蚀。
4、再冷凝器需要提供足够的BOG与LNG接触空间，且要保证稳定的液位，因此再冷凝器体积大，内部件多，设备投资高。
实用新型内容
本实用新型的目的在于解决现有技术的局限性以及存在的缺点，本实用新型是提供一种取消再冷凝器，采用LNG罐内高压泵直接输出的工艺方法。
为了达到上述实用新型目的，本实用新型采用了以下技术方案：LNG接收站的储存和气化工程输出系统，包括以下设备：
若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口；
安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外，并汇集至LNG高压总管；
气化器，所述气化器通过管路连接于所述LNG高压总管；
BOG压缩机，所述BOG压缩机通过BOG输送管与所述BOG管接口连接；
天然气中、低压输送管，所述天然气中、低压输送管连接于BOG压缩机出口并通往天然气中、低管网。
进一步地，多条BOG输送管汇集至BOG输送总管，BOG输送总管通过管路连接于BOG压缩机。
所述BOG压缩机设有若干台，通过管路并联联接。
所述高压泵为立式潜液泵。
一种LNG接收站的储存和气化工程输出方法，其包括以下步骤：
采用LNG储罐对LNG进行储存；
LNG储罐内设置高压泵井，高压泵安装在LNG储罐内的高压泵井中，高压泵将LNG储罐内的LNG液体增压泵送至气化器；
LNG储罐中挥出来的BOG通过BOG输送管输送至BOG压缩机，压缩后被送往天然气中、低压管网。
本实用新型改进了LNG接收站的装置，取消再冷凝器，将高压泵放入LNG储罐内的高压泵井中，储罐内LNG直接经过罐内高压泵加压后进入气化器,LNG储罐挥发出来的BOG直接压缩后输送至天然气中、低压城市管网。本实用新型解决了高压泵入口压力难控制、高压泵容易汽蚀的问题。取消再冷凝器，BOG处理工艺采用直接压缩输出工艺，储罐内BOG经过BOG压缩机压缩至外输管网，解决了再冷凝器液位、压力难控制，BOG帶液进压缩机导致BOG压缩机跳车等问题，达到简化流程控制、减少投资、节能降耗、操作简单的目的。本实用新型比传统工艺的设备及材料投入减少41%；占地面积减少62.4%；工艺动设备消耗降低16.4%，所得到的燃气热值比传统输出方法更高。综上所述，本实用新型技术工艺设备少、工程投资少、占地面积少、能耗低，工艺流程控制简单，运行操作更为简便。
附图说明
图1是现有技术的设备流程图。
图2是本实用新型的设备流程图。
其中，LNG储罐1 低压泵2 BOG压缩机3 再冷凝器4 高压泵5 罐内高压泵5’气化器6 LNG高压总管7 BOG输送总管8 天然气低压城市管网9
具体实施方式
如图2所示，在LNG接收站项目中，设置若干个LNG储罐1（如本例中为2个），LNG储罐1内设置有高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外。将罐内高压泵5’设置于LNG储罐1的高泵泵井中，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外。LNG储罐的罐体上设置有BOG管接口。本实用新型中的高压泵是指放置在LNG储罐内的泵井中，出口设计压力≥2.0MPag的LNG立式潜液泵。
LNG储罐1内的LNG经过罐内高压泵5’加压，由LNG高压管输送至LNG储罐外，然后汇集至LNG高压总管7，进入气化器6。从LNG储罐挥发出来的BOG气体经BOG输送管输送并汇集至BOG输送总管8。设置多台BOG压缩机3，并使其并联连接，从BOG压缩机3出来的经压缩的BOG压缩气体被送往天然气中、低压城市管网9。
高压泵井上设有止回阀，LNG储罐内的LNG可单向流入高压泵井内，高压泵井内LNG不可流回LNG储罐中。
本实用新型适合LNG接收站领域，以某常规规模为300×104t/a的LNG接收站为例，把传统再冷凝气化输出工艺与本实用新型的技术进行比较，比较结果见表1。
其中，LNG接收站条件：常规规模为300×104t/a，气化输出流量为700t/h，天然气长输管线压力4.0Mpag，天然气低压城市管网压力0.3Mpag，2台16万方全包容混凝土LNG储罐，两种工艺对LNG储罐无影响，因此LNG储罐不参与比较。
表1
由上表可看出，仅设备及材料费用（不包括安装费），本实用新型比传统工艺技术少41%；占地面积，本实用新型比传统工艺技术少62.4%；工艺动力设备消耗，本实用新型比传统工艺技术少16.4%。
Claims (4)
1.LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其特征在于包括以下设备：
若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口；
安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外，并汇集至LNG高压总管；
气化器，所述气化器通过管路连接于所述LNG高压总管；
BOG压缩机，所述BOG压缩机通过BOG输送管与所述BOG管接口连接；
天然气中、低压输送管，所述天然气中、低压输送管连接于BOG压缩机出口并通往天然气中、低管网。
2.根据权利要求1所述的LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其特征在于：多条BOG输送管汇集至BOG输送总管，BOG输送总管通过管路连接于BOG压缩机。
3.根据权利要求2所述的LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其特征在于：所述BOG压缩机设有若干台，通过管路并联联接。
4.根据权利要求1所述的LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其特征在于：所述高压泵为立式潜液泵。
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