專利名稱：一種lng接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種LNG接收站蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)，特別是關(guān)于一種能夠利用外輸高壓天然氣自身壓力能吸收低壓蒸發(fā)氣的LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)。
背景技術(shù)：
LNG接收站一般承擔(dān)著LNG的接收、存儲(chǔ)和氣化外輸功能。由于LNG (LiquefiedNatural Gas,液化天然氣)是低溫流體，盡管LNG設(shè)備具有良好的絕熱措施，但在生產(chǎn)運(yùn)行過程中會(huì)不可避免地產(chǎn)生一定量的B0G(Boiled Off Gas，蒸發(fā)氣)，隨著BOG數(shù)量的不斷增力口，LNG存儲(chǔ)系統(tǒng)內(nèi)的溫度和壓力會(huì)逐漸升高。如果LNG儲(chǔ)罐內(nèi)部壓力高于系統(tǒng)設(shè)定的安全泄放壓力，就會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)罐罐頂安全閥開啟，直接泄放BOG到火炬系統(tǒng)燃燒，以穩(wěn)定系統(tǒng)的壓力。這種大量泄放燃燒BOG的降壓方式會(huì)造成天然氣的巨大浪費(fèi)。因此，BOG處理系統(tǒng)是LNG接收站設(shè)計(jì)階段中必須重點(diǎn)考慮的問題之一。目前LNG接收站處理BOG的方式主要有以下兩種:1、B0G再冷凝技術(shù)，將BOG冷凝成LNG進(jìn)行回收，這需要LNG接收站保持較高的外輸流量需求。2、直接壓縮技術(shù)，LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的BOG經(jīng)過低壓壓縮機(jī)和高壓壓縮機(jī)依次加壓到管網(wǎng)傳輸所需的壓力后，直接進(jìn)入外輸管道送至下游用戶。此外，當(dāng)前越來越多的LNG接收站除了需向高壓長輸管網(wǎng)供氣外，還需向中短距離的中壓用戶直接供氣，因此一些LNG接收站將外輸天然氣分為高壓(約9MPa)和中壓(約4.0Mpa)進(jìn)行輸送，中壓天然氣往往需將高壓天然氣調(diào)至所需的中壓后方能輸送。這就導(dǎo)致需要設(shè)置中壓壓縮機(jī)、高壓壓縮機(jī)、再冷凝器和調(diào)壓閥等設(shè)備，造成了投資高、能耗高、操作繁瑣、工藝復(fù)雜等諸多問題，且還存在工況需求的應(yīng)用限制。

發(fā)明內(nèi)容
針對(duì)上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種設(shè)備簡(jiǎn)單易行的LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)。為實(shí)現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采取以下技術(shù)方案:一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:它在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線上分出高壓天然氣外輸支路，所述高壓天然氣外輸支路的輸出端與一氣-氣引射混合器的輸入端連接，所述氣-氣引射混合器的輸出端與天然氣用戶短距離直送管道的輸入端連接，所述氣-氣引射混合器還具有低壓吸入口，所述低壓吸入口與LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，所述蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲(chǔ)罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。上述蒸發(fā)氣排出總管上還設(shè)置有保證系統(tǒng)安全運(yùn)行的緊急關(guān)斷閥和防止氣體返流的單向閥。上述高壓天然氣外輸支路上還設(shè)置有調(diào)節(jié)進(jìn)入所述氣-氣引射混合器天然氣流量的天然氣流量調(diào)節(jié)閥。

上述高壓天然氣外輸支路上還分設(shè)天然氣外輸旁路，所述天然氣外輸旁路的輸入端接在所述氣-氣引射混合器輸入端前的所述高壓天然氣外輸支路上，輸出端接在所述氣-氣引射混合器輸出端后的所述天然氣用戶短距離直送管道上，所述天然氣外輸旁路上設(shè)置有旁路氣壓調(diào)節(jié)閥。除上述高壓天然氣外輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接所述高壓天然氣外輸管線的輸入端，所述高壓天然氣外輸管線的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。上述高壓天然氣外輸管線的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計(jì)量撬；所述氣-氣引射混合器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計(jì)量撬。本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點(diǎn):1、本發(fā)明在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線上分出高壓天然氣外輸支路，在高壓天然氣外輸支路上設(shè)置氣-氣引射混合器，在氣-氣引射混合器內(nèi)充分混合高壓天然氣與LNG儲(chǔ)罐排出的低壓蒸發(fā)氣，從而利用了外輸高壓天然氣自身壓力能吸收LNG儲(chǔ)罐排出的低壓蒸發(fā)氣，無需設(shè)置BOG壓縮機(jī)、再冷凝器、調(diào)壓閥或BOG低壓/高壓壓縮機(jī)組等設(shè)備，就能夠完成蒸發(fā)氣處理，具有設(shè)備簡(jiǎn)單、能耗低、經(jīng)濟(jì)效益突出的優(yōu)點(diǎn)。2、本發(fā)明在高壓天然氣外輸支路上分設(shè)天然氣外輸旁路，天然氣外輸旁路上設(shè)置旁路氣壓調(diào)節(jié)閥，當(dāng)氣-氣引射混合器輸出的混合氣體流量不能滿足天然氣用戶的需求時(shí)，可以通過旁路氣壓調(diào)節(jié)閥對(duì)高壓天然氣調(diào)壓補(bǔ)充氣量，調(diào)控靈活度高，可以滿足不同的氣態(tài)外輸壓力需求。3、本發(fā)明只需在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)上添置少量設(shè)備，即可實(shí)現(xiàn)蒸發(fā)氣的節(jié)能處理，對(duì)LNG儲(chǔ)罐壓力控制不產(chǎn)生干擾和不利影響，尤其適合蒸發(fā)氣非線性、非穩(wěn)定產(chǎn)生與外排的實(shí)際工況。本發(fā)明可以廣泛適用于有不同氣態(tài)外輸壓力要求的大、中型LNG接收站的蒸發(fā)氣處理。


圖1是本發(fā)明系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖
具體實(shí)施例方式下面結(jié)合附圖和實(shí)例對(duì)本發(fā)明進(jìn)行詳細(xì)的描述。本發(fā)明在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線上分出高壓天然氣外輸支路，在高壓天然氣外輸支路上設(shè)置氣-氣引射混合器，利用外輸高壓天然氣自身壓力能吸收LNG儲(chǔ)罐排放的低壓蒸發(fā)氣，并在氣-氣引射混合器內(nèi)完成高壓天然氣與低壓蒸發(fā)氣的充分混合和能量交換，混合后的氣體為中高壓天然氣，可以經(jīng)天然氣用戶短距離直送管道外輸給中高壓天然氣用戶。如圖1所示，本發(fā)明系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)如下:LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)包括從LNG儲(chǔ)罐I抽取LNG的低壓泵2、緩沖罐
3、高壓泵4、氣化器5和高壓天然氣外輸管線6。其中，低壓泵2的輸出端連接緩沖罐3的輸入端，緩沖罐3的輸出端連接高壓泵4的輸入端，高壓泵4的輸出端連接氣化器5的輸入端，氣化器5的輸出 端連接高壓天然氣外輸管線6的輸入端，高壓天然氣外輸管線6的輸出端連接天然氣用戶長輸管道7的輸入端。本發(fā)明在上述天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線6上分出高壓天然氣外輸支路9，高壓天然氣外輸支路9的輸出端與一氣-氣引射混合器10的輸入端101連接，氣-氣引射混合器10的輸出端102與天然氣用戶短距離直送管道11的輸入端連接，氣-氣引射混合器10還具有低壓吸入口 103，低壓吸入口 103與LNG儲(chǔ)罐I的蒸發(fā)氣排出總管12的輸出端連接。蒸發(fā)氣排出總管12上還設(shè)置有蒸發(fā)氣流量控制閥13，通過控制其開度調(diào)節(jié)進(jìn)入氣-氣引射混合器10的蒸發(fā)氣流量，實(shí)現(xiàn)LNG儲(chǔ)罐I的壓力控制。此外，為防止高壓天然氣壓回LNG儲(chǔ)罐1，蒸發(fā)氣排出總管12上還可以設(shè)置防止氣體返流的單向閥14和保證系統(tǒng)安全運(yùn)行的緊急關(guān)斷閥15。高壓天然氣外輸支路9上還可以設(shè)置調(diào)節(jié)進(jìn)入氣-氣引射混合器10的天然氣流量的天然氣流量調(diào)節(jié)閥16。高壓天然氣外輸支路9上還可以分設(shè)天然氣外輸旁路17，其輸入端接在氣-氣引射混合器10輸入端101前的高壓天然氣外輸支路6上，輸出端接在氣-氣引射混合器10輸出端102后的天然氣用戶短距離直送管道11上。天然氣外輸旁路17上可以設(shè)置旁路氣壓調(diào)節(jié)閥18，當(dāng)氣-氣引射混合器10輸出的混合氣體流量不能滿足中高壓天然氣用戶的需求時(shí)，可通過旁路氣壓調(diào)節(jié)閥18對(duì)高壓天然氣調(diào)壓并補(bǔ)充氣量。高壓天然氣外輸管線6的輸出端與天然氣用戶長輸管道7的輸入端之間還可以設(shè)置高壓計(jì)量撬8。氣-氣引射混合器10的輸出端與天然氣用戶短距離直送管道11的輸入端之間還可以設(shè)置中高壓計(jì)量撬19。氣-氣引射混合器10的核心裝置為文丘里管，文丘里管的入口連接高壓天然氣外輸支路的輸出端和蒸發(fā)氣排 出總管的輸出端。其工作原理為，外輸高壓天然氣進(jìn)入氣-氣引射混合器，經(jīng)噴嘴噴入文丘里管，天然氣在文丘里管流道內(nèi)流動(dòng)，流通面積由大變小，流速迅速增大，從而在文丘里管的入口處形成負(fù)壓，將蒸發(fā)氣從蒸發(fā)氣排出總管中吸入文丘里管。高壓天然氣與蒸發(fā)氣兩股氣體在文丘里管的喉管中進(jìn)行混合和能量交換，期間，高壓天然氣的速度減小，蒸發(fā)氣的速度增大，在喉管出口處兩股氣體的速度趨于一致，充分混合，且混合后的氣體通過文丘里管的擴(kuò)散管時(shí)，隨著流道的增大，速度逐漸降低，動(dòng)能轉(zhuǎn)化為壓力能，混合氣體成為中高壓天然氣。下面結(jié)合一具體實(shí)施例詳細(xì)描述本發(fā)明的工作流程:某LNG接收站為某高壓天然氣用戶供應(yīng)9.0Mpa.G的天然氣，為某中高壓天然氣用戶(如附近的燃?xì)怆姀S)供應(yīng)4.0Mpa.G的天然氣。接收站共有3座16萬方LNG儲(chǔ)罐，正常情況下會(huì)產(chǎn)生5噸/小時(shí)的蒸發(fā)氣，壓力0.018Mpa.G，溫度_150°C。LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG經(jīng)低壓泵加壓至1.0Mpa.G后，進(jìn)入緩沖罐進(jìn)行穩(wěn)壓，并使緩沖罐內(nèi)的液位保持在指定高度，以滿足高壓泵的吸入要求。高壓泵將緩沖罐輸出的LNG加壓至9.2Mpa.G后，送入氣化器氣化為溫度10°C，壓力約9.0Mpa.G的天然氣。天然氣分為兩路輸出，一路經(jīng)高壓天然氣外輸管線輸送至高壓計(jì)量撬，在計(jì)量后經(jīng)天然氣用戶長輸管道送至高壓天然氣用戶；另一路經(jīng)高壓天然氣外輸支路送至氣-氣引射混合器，經(jīng)噴嘴噴入文丘里管，在文丘里管內(nèi)與LNG儲(chǔ)罐排出的蒸發(fā)氣進(jìn)行混合和能量交換，混合后的氣體成為中高壓天然氣，中高壓天然氣在通過中壓計(jì)量撬計(jì)量后經(jīng)天然氣用戶短距離直送管道送至中高壓天然氣用戶。上述過程中，高壓天然氣與蒸發(fā)氣的混合比例可以是1:4，氣-氣引射混合器輸出的混合氣體為壓力4.0Mpa.G，溫度一5 °C的天然氣。上述各實(shí)施例僅用于說明本發(fā)明，其中各部件的結(jié)構(gòu)、連接方式等都是可以有所變化的，凡是在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行的等同變換和改進(jìn)，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護(hù)范圍 之外。
權(quán)利要求
1.一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:它在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線上分出高壓天然氣外輸支路，所述高壓天然氣外輸支路的輸出端與一氣-氣引射混合器的輸入端連接，所述氣-氣引射混合器的輸出端與天然氣用戶短距離直送管道的輸入端連接，所述氣-氣引射混合器還具有低壓吸入口，所述低壓吸入口與LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，所述蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲(chǔ)罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。
2.如權(quán)利要求1所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述蒸發(fā)氣排出總管上還設(shè)置有保證系統(tǒng)安全運(yùn)行的緊急關(guān)斷閥和防止氣體返流的單向閥。
3.如權(quán)利要求1所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸支路上還設(shè)置有調(diào)節(jié)進(jìn)入所述氣-氣引射混合器天然氣流量的天然氣流量調(diào)節(jié)閥。
4.如權(quán)利要求2所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸支路上還設(shè)置有調(diào)節(jié)進(jìn)入所述氣-氣引射混合器天然氣流量的天然氣流量調(diào)節(jié)閥。
5.如權(quán)利要求1或2或3或4所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸支路上還分設(shè)天然氣外輸旁路，所述天然氣外輸旁路的輸入端接在所述氣-氣引射混合器輸入端前的所述高壓天然氣外輸支路上，輸出端接在所述氣-氣引射混合器輸出端后的所述天然氣用戶短距離直送管道上，所述天然氣外輸旁路上設(shè)置有旁路氣壓調(diào)節(jié)閥。
6.如權(quán)利要求1或2或3或4所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:除所述高壓天然氣外輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接所述高壓天然氣外輸管線的輸入端，所述高壓天然氣外輸管線的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。
7.如權(quán)利要求5所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:除所述高壓天然氣外輸管線外，所述LNG接收站天然氣外輸系統(tǒng)還包括低壓泵、緩沖罐、高壓泵和氣化器；其中所述低壓泵的輸出端連接所述緩沖罐的輸入端，所述緩沖罐的輸出端連接所述高壓泵的輸入端，所述高壓泵的輸出端連接所述氣化器的輸入端，所述氣化器的輸出端連接所述高壓天然氣外輸管線的輸入端，所述高壓天然氣外輸管線的輸出端連接天然氣用戶長輸管道的輸入端。
8.如權(quán)利要求1或2或3或4或7所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸管線的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計(jì)量撬；所述氣-氣引射混合器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計(jì)量撬。
9.如權(quán)利要求5所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸管線的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計(jì)量撬；所述氣-氣引射混合器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計(jì)量撬。
10.如權(quán)利要求6所述的一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，其特征在于:所述高壓天然氣外輸管線的輸出端與所述天然氣用戶長輸管道的輸入端之間還設(shè)置高壓計(jì)量撬；所述氣-氣引射混合器的輸出端與所述天然氣用戶短距離直送管道的輸入端之間還設(shè)置中高壓計(jì) 量撬。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種LNG接收站蒸發(fā)氣節(jié)能處理系統(tǒng)，在LNG接收站既有的天然氣外輸系統(tǒng)的高壓天然氣外輸管線上分出高壓天然氣外輸支路，其輸出端與氣-氣引射混合器的輸入端連接，氣-氣引射混合器的輸出端與天然氣用戶短距離直送管道的輸入端連接，氣-氣引射混合器還具有低壓吸入口，低壓吸入口與LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣排出總管的輸出端連接，蒸發(fā)氣排出總管上設(shè)置有根據(jù)LNG儲(chǔ)罐壓力狀況調(diào)節(jié)的蒸發(fā)氣流量控制閥。本發(fā)明利用外輸高壓天然氣自身壓力能吸收LNG儲(chǔ)罐排放的低壓蒸發(fā)氣，在氣-氣引射混合器內(nèi)完成高壓天然氣與低壓蒸發(fā)氣的充分混合和能量交換，同時(shí)混合后的氣體外輸，以滿足中高壓天然氣用戶的需求。本發(fā)明適用于有不同氣態(tài)外輸壓力要求的大、中型LNG接收站的蒸發(fā)氣處理。
文檔編號(hào)F17C13/02GK103225739SQ20131013904
公開日2013年7月31日 申請(qǐng)日期2013年4月22日 優(yōu)先權(quán)日2013年4月22日
發(fā)明者付子航, 單彤文, 劉方, 蒲波, 屈長龍, 畢曉星, 馮亮 申請(qǐng)人:中國海洋石油總公司, 中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司