本發(fā)明涉及液化天然氣輸送領(lǐng)域，特別是關(guān)于一種液化天然氣接收站外輸系統(tǒng)。
背景技術(shù)：
近年我國天然氣消費市場蓬勃發(fā)展，天然氣在化石能源供應(yīng)中所占的比例逐年增長，天然氣需大于求的矛盾越來越明顯。目前液化天然氣(以下簡稱“l(fā)ng”)生產(chǎn)及進口的總量以每年10％以上的速率高速增長，成為發(fā)展最迅猛的能源行業(yè)之一，lng接收站也掀起了建設(shè)及擴建的熱潮。
為滿足lng氣化外輸要求，一般情況下lng接收站是將儲罐內(nèi)的lng液體通過罐內(nèi)低壓泵輸送至再冷凝器，并與閃蒸得到的蒸發(fā)氣(以下簡稱“bog”)進行混合后進入高壓泵外輸總管，之后通過開架式氣化器(以下簡稱“orv”)、浸沒燃燒式氣化器(以下簡稱“scv”)、中間介質(zhì)氣化器(以下簡稱“ifv”)等氣化器的形式將高壓lng氣化，達到外輸氣體壓力要求后直接送至輸氣管網(wǎng)。
但上述傳統(tǒng)的lng氣化外輸方法中過多的依賴于再冷凝器和高壓泵，沒有考慮不設(shè)置再冷凝器和高壓泵的工藝流程，一方面再冷凝器和高壓泵的造價成本高、生產(chǎn)周期長，對項目快速投產(chǎn)形成制約，另一方面再冷凝器流程受限于外輸流量，必須大流量外輸情況下才能啟用。綜上所述，原有工藝沒有考慮站內(nèi)無再冷凝器和高壓泵或二者無法投入使用時，lng接收站仍需進行氣化外輸?shù)膶嶋H需求，具有技術(shù)局限性。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
針對上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種液化天然氣接收站外輸系統(tǒng)，該系統(tǒng)最大程度上利用了低壓lng的能量，也有效降低了配套建設(shè)再冷凝器和高壓泵的相關(guān)費用，大大的節(jié)約了成本。
為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采取以下技術(shù)方案：一種液化天然氣接收站外輸系統(tǒng)，其特征在于：其包括一lng儲罐、一lng低壓泵、一lng氣化系統(tǒng)、一bog增壓系統(tǒng)和一高壓壓縮系統(tǒng)；所述lng儲罐用于儲存由外界運輸來的lng；所述低壓泵設(shè)置在所述lng儲罐內(nèi)底部，且所述低壓泵通過由所述lng儲罐穹頂一管口插入的低壓外輸總管與設(shè)置在所述lng儲罐外部的所述lng氣化系統(tǒng)連接；所述bog增壓系統(tǒng)通過由所述lng儲罐穹頂上另一管口插設(shè)的總管與所述lng儲罐內(nèi)部連通；所述lng氣化系統(tǒng)和bog增壓系統(tǒng)通過三通與所述高壓壓縮系統(tǒng)連接，由所述高壓壓縮系統(tǒng)對經(jīng)所述lng氣化系統(tǒng)氣化后形成燃氣和經(jīng)所述bog增壓系統(tǒng)增壓后的蒸發(fā)氣氣體進行加壓，并通過外輸管道輸送至外輸管網(wǎng)。
所述lng氣化系統(tǒng)采用開架式氣化器、浸沒燃燒式氣化器或中間介質(zhì)氣化器。
所述bog增壓系統(tǒng)出口處設(shè)置有一用于對所述bog增壓系統(tǒng)出口管道壓力進行調(diào)節(jié)的壓力調(diào)節(jié)閥。
所述bog增壓系統(tǒng)包括至少一臺低溫低壓壓縮機。
所述高壓壓縮系統(tǒng)包括至少一臺高壓壓縮機。
本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點：1、本發(fā)明由于lng儲存罐內(nèi)的lng經(jīng)低壓泵后直接進入lng氣化系統(tǒng)進行氣化，最大程度上利用了低壓lng的能量，不需要再冷凝器，降低了配套建設(shè)再冷凝器的相關(guān)費用。2、本發(fā)明由于設(shè)置的bog增壓系統(tǒng)可以對lng儲罐內(nèi)的bog進行增壓，對自然蒸發(fā)的bog氣體進行回收利用，同時利用壓力調(diào)節(jié)閥使得bog增壓系統(tǒng)出口管道壓力相匹配，滿足了lng外輸管道的壓力要求。3、本發(fā)明由于采用高壓壓縮系統(tǒng)對經(jīng)bog增壓系統(tǒng)輸出的bog氣體和lng氣化系統(tǒng)輸出的混合氣體進行加壓，滿足了外輸管道的壓力要求，不需要設(shè)置高壓泵，降低了配套建設(shè)高壓泵的相關(guān)費用。4、本發(fā)明由于經(jīng)低壓泵泵出的lng直接進入lng氣化系統(tǒng)進行氣化，降低了對lng氣化系統(tǒng)中l(wèi)ng氣化器的材質(zhì)選型要求，大大降低了建造成本。本發(fā)明工藝流程清晰、控制程序便捷，有利于運行操作及維護，可以廣泛應(yīng)用于lng接收站外輸系統(tǒng)領(lǐng)域中。
附圖說明
圖1是本發(fā)明結(jié)構(gòu)示意圖
具體實施方式
下面結(jié)合附圖和實施例對本發(fā)明進行詳細的描述。
如圖1所示，本發(fā)明液化天然氣接收站外輸系統(tǒng)包括一lng儲罐1、一lng低壓泵2、一lng氣化系統(tǒng)3、一bog增壓系統(tǒng)4和一高壓壓縮系統(tǒng)5。lng儲罐1用于儲存由外界運輸來的lng，低壓泵2設(shè)置在lng儲罐1內(nèi)底部，且該低壓泵2通過由lng儲罐1穹頂一管口插入的低壓外輸總管6與設(shè)置在lng儲罐1外部的lng氣化系統(tǒng)3連接。bog增壓系統(tǒng)4通過由lng儲罐1穹頂上另一管口插設(shè)的總管7與lng儲罐1內(nèi)部連通，且bog增壓系統(tǒng)4出口處設(shè)置有一壓力調(diào)節(jié)閥8，用于對bog增壓系統(tǒng)4出口管道的壓力進行調(diào)節(jié)。lng氣化系統(tǒng)3和bog增壓系統(tǒng)4通過三通與高壓壓縮系統(tǒng)5連接，由高壓壓縮系統(tǒng)5對經(jīng)lng氣化系統(tǒng)3氣化后形成的天然氣和經(jīng)bog增壓系統(tǒng)4增壓后的bog(蒸發(fā)氣)氣體進行加壓，并通過外輸管道9輸送至外輸管網(wǎng)。
上述實施例中，lng氣化系統(tǒng)3采用開架式氣化器、浸沒燃燒式氣化器或中間介質(zhì)氣化器。
上述各實施例中，bog增壓系統(tǒng)4包括至少一臺低溫低壓壓縮機。
上述各實施例中，高壓壓縮系統(tǒng)5包括至少一臺高壓壓縮機。
本發(fā)明在使用時，由lng運輸船卸載的lng儲存在lng儲存罐1內(nèi)，lng儲存罐1內(nèi)氣相空間的壓力為6-25kpag，lng儲存罐1罐內(nèi)產(chǎn)生的bog經(jīng)總管7進入bog增壓系統(tǒng)4，由bog增壓系統(tǒng)4對bog進行增壓，增壓后的bog壓力在0.7-0.8mpag之間。
lng儲罐1內(nèi)的低壓lng被lng低壓泵2泵出后，經(jīng)低壓外輸總管6輸送至lng氣化系統(tǒng)3，lng低壓泵2的出口壓力為1.0mpag，經(jīng)泵出口流量之后，考慮全程管線的阻力，初步估算低壓lng到達lng氣化系統(tǒng)3的壓力約為0.7-0.75mpag，低壓lng通過lng氣化系統(tǒng)3后的壓力在0.68-0.73mpag之間。
調(diào)節(jié)壓力調(diào)節(jié)閥8使得bog增壓系統(tǒng)4出口管道的壓力與lng氣化系統(tǒng)3出口管道的壓力匹配，兩路lng氣體在三通處混合后進入高壓壓縮系統(tǒng)5，高壓壓縮系統(tǒng)5根據(jù)外輸管道的壓力要求，對混合氣體進行加壓，加壓后氣體壓力一般在4.5-9.0mpag之間，加壓后的lng氣體經(jīng)外輸管道9輸送至外輸管網(wǎng)。
上述各實施例僅用于說明本發(fā)明，其中各部件的結(jié)構(gòu)、連接方式和制作工藝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)上進行的等同變換和改進，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護范圍之外。