本實(shí)用新型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(fèi)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“LNG”)生產(chǎn)及進(jìn)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(kuò)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(jìn)行混合后進(jìn)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(dá)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(jià)成本高、生產(chǎn)周期長，對項(xiàng)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(shí)，LNG接收站仍需進(jìn)行氣化外輸?shù)膶?shí)際需求，具有技術(shù)局限性。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
針對上述問題，本實(shí)用新型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(fèi)用，大大的節(jié)約了成本。
為實(shí)現(xiàn)上述目的，本實(shí)用新型采取以下技術(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(yùn)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?xì)夂徒?jīng)所述BOG增壓系統(tǒng)增壓后的蒸發(fā)氣氣體進(jìn)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(jìn)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(jī)。
所述高壓壓縮系統(tǒng)包括至少一臺高壓壓縮機(jī)。
本實(shí)用新型由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點(diǎn)：1、本實(shí)用新型由于LNG儲存罐內(nèi)的LNG經(jīng)低壓泵后直接進(jìn)入LNG氣化系統(tǒng)進(jìn)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(fèi)用。2、本實(shí)用新型由于設(shè)置的BOG增壓系統(tǒng)可以對LNG儲罐內(nèi)的BOG進(jìn)行增壓，對自然蒸發(fā)的BOG氣體進(jìn)行回收利用，同時(shí)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、本實(shí)用新型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(jìn)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(fèi)用。4、本實(shí)用新型由于經(jīng)低壓泵泵出的LNG直接進(jìn)入LNG氣化系統(tǒng)進(jìn)行氣化，降低了對LNG氣化系統(tǒng)中LNG氣化器的材質(zhì)選型要求，大大降低了建造成本。本實(shí)用新型工藝流程清晰、控制程序便捷，有利于運(yùn)行操作及維護(hù)，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是本實(shí)用新型結(jié)構(gòu)示意圖
具體實(shí)施方式
下面結(jié)合附圖和實(shí)施例對本實(shí)用新型進(jìn)行詳細(xì)的描述。
如圖1所示，本實(shí)用新型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(yùn)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(jìn)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(jìn)行加壓，并通過外輸管道9輸送至外輸管網(wǎng)。
上述實(shí)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(shí)施例中，BOG增壓系統(tǒng)4包括至少一臺低溫低壓壓縮機(jī)。
上述各實(shí)施例中，高壓壓縮系統(tǒng)5包括至少一臺高壓壓縮機(jī)。
本實(shí)用新型在使用時(shí)，由LNG運(yùn)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(jìn)入BOG增壓系統(tǒng)4，由BOG增壓系統(tǒng)4對BOG進(jìn)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(dá)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(jìn)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(jìn)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(shí)施例僅用于說明本實(shí)用新型，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，凡是在本實(shí)用新型技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行的等同變換和改進(jìn)，均不應(yīng)排除在本實(shí)用新型的保護(hù)范圍之外。