CN106287221B

CN106287221B - 一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺和装置

Info

Publication number: CN106287221B
Application number: CN201510294989.6A
Authority: CN
Inventors: 薛倩; 刘名瑞; 肖文涛; 李雪
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date: 2015-06-02
Filing date: 2015-06-02
Publication date: 2020-02-14
Anticipated expiration: 2035-06-02
Also published as: CN106287221A

Abstract

本发明公开了一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺。本发明在现有的BOG直接输出工艺的基础上，通过对LNG多加压，加压后LNG经气化后进入透平膨胀机膨胀做功，利用这一部分功来驱动BOG压缩机和LNG高压泵，同时对外输出中高压天然气和高压天然气。本发明方法能够充分利用高压液化天然气汽化过程产生的冷能，从而降低了整个接收站的能耗。

Description

一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺和装置

技术领域

本发明涉及一种LNG（液化天然气）接收站低能耗BOG（蒸发气）直接输出工艺和输出装置。

背景技术

LNG接收站一般是指为了接受海运的LNG，建设在海边的LNG气化工厂，是将通过远洋运输船输送来的LNG进行卸船、储存、BOG气化，LNG气化外输给用户、工程等。由于外界能量的输入，如泵运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气。储罐内蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统，从而能耗较高。而当储罐内部压力高于系统设定的安全泄放压力，就会将产生的BOG直接排放到火炬燃烧，这样造成了天然气的浪费。

按照对LNG储罐中蒸发气（BOG）的处理方式不同，LNG接收站的BOG的回收方法一般有两种方法。一种是直接输出工艺即BOG经过BOG压缩机压缩增压到外输管网压力直接外输；另一种是再冷凝工艺，BOG经过BOG压缩机加压到一定压力后与经过低压泵加压的过冷LNG一起进入再冷凝器换热再液化，由高压泵加压，气化器气化后外输。

目前现有的LNG接收站工艺中BOG直接输出工艺，压缩机能耗高，是制约整个工艺能耗的关键点，在BOG直接输出工艺中LNG经高压泵加压后的高压LNG通过气化器气化后释放出的大量的冷能，LNG的冷能常用于发电、空气分离、海水淡化等。但是LNG汽化过程中存在一部分冷能往往不能被100%的利用或者低品位的冷能无处可用。

当前越来越多的LNG接收站除了需要向高压长输管网供气外，还需向中短距离的中压用户在直接供气，因此一些LNG接收站将外输天然气分为高压和中压进行输送。

公开号为CN101881549A，名称为“一种液化天然气接收站蒸发气体的再冷凝回收系统及回收方法”的中国专利公开了新的再冷凝回收系统，该方法在现有的BOG再冷凝工艺基础上，通过预冷增压后的BOG，使进入再冷凝器的BOG温度降低，来减少冷能BOG所需要的LNG冷量，从而达到实现降低压缩机功耗的目的。该专利只是小范围的降低了工艺的能耗。公开号为CN103225740A，名称为一种LNG接收站利用压力能的BOG处理系统，公开了一种在LNG传输管线上分出高压LNG传输支路，与一液-气引射混合器的输入端连接，其输出端与一中高压气化器的连接，其低压吸入口与BOG排出总管连接，从而得到中高压天然气。但是该方法中降低了高压天然气的压力，浪费了高压液化天然气压力。

发明内容

本发明利用高压液体吸热后气化成高压气体，汽化过程中产生的冷能较中高压液体汽化产生的冷能低，通过将热能转化成动能的原理推动膨胀机做功来处理接收站产生的BOG。在现有的BOG直接输出工艺的基础上，通过对LNG多加压，经气化后膨胀机做功，利用这一部分功来驱动BOG压缩机和LNG高压泵，从而达到了降低整个接收站能耗的目的。本发明在气化器后的高压天然气外输管网上增加膨胀机，使高压天然气在膨胀机中膨胀做功，膨胀机做功驱动BOG压缩机和LNG高压泵，将BOG直接增压至外输管网压力直接外输，并将LNG加压到外输压力后气化外输。

本发明提供了一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺，包括以下内容：

（1）提供能够对低温低压液化天然气进行增压的高压泵；

（2）将经过低压潜液泵增压的低温液化天然气输送至高压泵，对低温低压液化天然气进行增压；

（3）将高压泵增压后的液化天然气输送至汽化器，在汽化器中，增压后的液化天然气汽化为高压天然气；

（4）提供能对高压液化天然气进行膨胀做功的透平膨胀机；

（5）步骤（3）得到的高压天然气输送至透平膨胀机，得到高压天然气；

（6）提供气体压缩机，利用步骤（5）的透平膨胀机膨胀的做功驱动该气体压缩机；

（7）液化天然气接收站得到的蒸发气进入步骤（6）的气体压缩机，对蒸发气进行增压，经过增压后的蒸发气外输。

根据本发明的输出工艺，其中所述的低温低压液化天然气和蒸发气均来自液化天然气接收站。

根据本发明的工艺，其中，所述的高压泵采用本技术领域的常规设备。如所述的高压泵为低温高压泵。

根据本发明的工艺，其中所述的气体压缩机采用本技术领域的常规设备。

根据本发明的工艺，其中，所述的透平膨胀机采用本领域技术人员熟知的透平膨胀机设备。

根据本发明的工艺，其中步骤（4）所述的透平膨胀机包括串联的两级透平膨胀机，第一级膨胀机和第二级膨胀机。其中，在步骤（5）中，在步骤（3）得到的高压天然气依次输送至第一级和第二级膨胀机，得到高压天然气，并分别利用第一级膨胀机和第二级膨胀机膨胀时所作的功。则在步骤（7）中，步骤（5）中，第一级膨胀机膨胀做功用来驱动步骤（6）的气体压缩机，对蒸发气进行增压。

根据本发明的工艺，还包括以下内容：（8）步骤（5）第二级膨胀机膨胀做功用来驱动步骤（2）中的高压泵，对低压液化天然气进行增压。

因此，本发明还提供了一种液化天然气接收站蒸发气输出工艺，包括以下内容：

（1）提供能够对低温低压液化天然气进行增压的高压泵；

（2）将经低压潜液泵增压的低温液化天然气输送至高压泵，对低温低压液化天然气进行增压；

（4）提供能对高压液化天然气进行膨胀做功的透平膨胀机，所述的透平膨胀机包括串联的两级透平膨胀机，第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机；

（5）步骤（3）得到的高压天然气依次输送至串联的两级透平膨胀机——第一级膨胀机和第二级膨胀机，得到高压天然气；

（6）提供气体压缩机，利用第一级透平膨胀机膨胀时的做功来驱动该气体压缩机；

（7）液化天然气接收站得到的蒸发气进入气体压缩机，经过增压后的蒸发气直接外输；

（8）步骤（5）中第二级透平膨胀机膨胀时的做功用来驱动步骤（2）的高压泵。

根据本发明的工艺，其中在第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机中间还提供换热器。所述汽化器可以为海水开架式气化器。

本发明的工艺中，高压泵的输出压力一般要高于管网的高压天然气外输压力0.1～10MPa，优选高于0.5～3MPa。

进一步，高压天然气传输管线上的一级透平膨胀机通过膨胀做功驱动BOG压缩机，而二级透平膨胀机通过做功驱动LNG高压泵。

本发明的方法中，其中步骤（2）所述高压泵的输出压力要高出步骤（5）中第二级透平膨胀机的输出压力1～10 MPa，优选高出2～10 MPa。

本发明还提供了一种液化天然气接收站蒸发气直接输出装置，包括：

LNG储罐，其用于接收船舶或管线输送的液化天然气；所述LNG储罐包括用于将低温液化天然气进行增压的潜液泵，用于将蒸发气（BOG）移出储罐的移出装置，和用于将增压后的液化天然气移出储罐的移出装置；

高压泵，其用于将低压液化天然气增压至较管网输出压力更高的压力；所述的高压泵包括用于将低压液化天然气进料至该高压泵的进料管线，和用于将增压后的管线进料至汽化器的管线；

汽化器，其用于将来自高压泵的高压液化天然气汽化为高压天然气；其包括用来将高压液化天然气进料至该汽化器的管线，和用来将汽化后的天然气输送至透平膨胀机的管线；

透平膨胀机，其用于对来自汽化器的高压天然气进行膨胀做功；其包括用来将将高压天然气进料至所述透平膨胀机的进料管线，用来将膨胀后的天然气输出的管线和用来将透平膨胀机的做功输出的装置；

气体压缩机，其用于对来自LNG储罐的蒸发气进行增压；其包括用来将来自LNG储罐的蒸发气进料至该压缩机的进料管线，用来将压缩后的蒸发气输出的管线，和用来输入透平膨胀机做功的装置。

根据本发明的输出装置，其中所述的汽化器为本领域的常规换热器，如可以为海水开架式汽化器。

根据本发明的输出装置，其中所述的透平膨胀机包括两级透平膨胀机，即第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机。所述的第一级透平膨胀机还包括换热器，换热器用于对进入第一级透平膨胀机的高压天然气进行加热。同时，所述的第二级透平膨胀机亦包括换热器，以对进入第二级透平膨胀机的高压天然气进行加热。所述的换热器均采用本领域的常规设备，如可以采用空气或海水作为热源的换热器。在两级透平膨胀机之间还设置有换热器，所述换热器为本领域的常规设备。

本发明的液化天然气接收站BOG直接输出装置中，用于将蒸发气（BOG）移出LNG储罐的移出装置与将来自LNG储罐的蒸发气进料至气体压缩机的进料管线可以为同一装置。同样，用于将增压后的液化天然气移出储罐的移出装置与将低压液化天然气进料至高压泵的进料管线亦可以为同一装置。而用于将增压后的高压液化天然气进料至气化器的进料管线与用来将高压泵增压后的高压LNG移出装置亦可以为同一装置。同样，用来往高压泵中输入透平膨胀机做功的装置与和用来将透平膨胀机的做功输出的装置亦可以为同一轴输送装置或轴输送配合装置。

本发明中，如无特别说明，“LNG”即液化天然气，“NG”即天然气，“BOG”即蒸发气，以上相对应的技术术语可以相互替代。

本发明中的LNG接收站储罐中挥发出来的BOG通过BOG输气总管输送至BOG压缩机，BOG经压缩机加压直接送到高压天然气或中高压天然气用户，BOG压缩机由高压天然气外输管网上的膨胀机驱动。

与现有技术相比，本发明的工艺及装置具有以下优异效果。

1、能耗低，本发明在LNG接收站既有的BOG直接压缩输出工艺的基础上在高压天然气外输管线上增加膨胀机，并将膨胀机做功用于驱动BOG压缩机和LNG高压泵。众所周知，液体加压易于气体，因此本发明工艺解决了现有直接外输工艺存在能耗高的问题。同时，本发明的工艺成本低，有较好的应用前景。

2、通过化工油气行业广泛采用的HYSYS软件进行模拟计算，能准确的验证本发明节省的能耗。

3、本发明方法充分利用了现有BOG直接输出过程中的低品位冷能，节能效果突出。现有的LNG接收站工艺中BOG直接输出工艺中，压缩机能耗高，是制约整个工艺能耗的关键点，在BOG直接输出工艺中LNG经高压泵加压后的高压LNG通过气化器气化后释放出的大量的冷能，LNG的冷能常用于发电、空气分离、海水淡化等。但是LNG汽化过程中存在一部分高品位冷能往往不能被100%的利用或者高品位的冷能无处可用。随着液体压力的升高，液体汽化的沸点越高，因此不同压力的液体汽化成气体的汽化热不同并且汽化的温度也不同，所释放出的冷能的品位就有高有低。高压液体气化的温度高于低压气体汽化的温度，而高压液体汽化得到的冷能的品位低。因此，对于冷能利用率低的某些地域，可以通过高压泵对将LNG多加压后，使高压LNG在汽化器中吸收热量气化为高压天然气气体，通过将高压气体膨胀后对外做功，反过来推动高压泵和BOG压缩机做工，这个过程将热能转变为了机械能。这样不仅降低了压缩机等的功耗，还降低了整个LNG接收站的能耗，同时也实现了对低品位冷量的有效利用。

附图说明

图1是本发明方法的一种流程图。

其中1-LNG储罐，2-低压潜液泵，3-BOG输出总管，4-BOG压缩机，5-高压天然气或中高压天然气输出管网，6-低压LNG输送管线，7-高压LNG泵，8-高压LNG输送管线，9-汽化器，10-高压天然气输送管线，11-膨胀机，12-换热器，13-高压天然气外输管网，14-轴输出装置。

图2是本发明方法的另一种流程图。

其中1-LNG储罐，2-低压潜液泵，3-BOG输出总管，4-BOG压缩机，5-高压天然气或中高压天然气输出管网，6-低压LNG输送管线，7-高压LNG泵，8-高压LNG输送管线，9-汽化器，10-高压天然气输送管线，11-一级膨胀机，12-一级换热器，13-二级膨胀机，14-二级换热器，15-高压天然气外输管线，16-一级膨胀机轴输出装置，17-二级膨胀机轴输出装置。

具体实施方式

下面结合实施例及附图对发本发明做进一步详细描述，但本发明的实施方式不限于此。

如图1所示，本发明的一种液化天然气接收站蒸发气直接输出装置包括，LNG 储罐1，低压潜液泵2用于将低温LNG增压后，其输出端连接低压LNG输送管线6的输入端，低压LNG输送管线6的输出端连接高压LNG泵7的输入端，高压LNG泵7的输出端连接高压LNG输送管线8的输入端，高压LNG输送管线8的输出端连接汽化器9的输入端，气化器9的输出端连接高压天然气输送管线10的输入端，高压天然气输送管线10的输出端连接膨胀机11的输入端，膨胀机11的输出端连接换热器12的输入端，透平膨胀机的轴输出装置14连接BOG压缩机4，换热器12的输出端连接高压天然气外输管网13的输入端，高压天然气外输管网13直接输送至天然气用户管网。所述的BOG输出总管3的输入口连接LNG储罐1，BOG输出总管3的输出端连接BOG压缩机4的输入口，BOG压缩机4的输出口连接高压天然气或中高压天然气输出管网5的输入端，高压天然气或中高压天然气输出管网5输出到用户管网。

如图2所示，本发明的一种液化天然气接收站蒸发气直接输出装置的另一种流程包括：LNG 储罐1，低压潜液泵2用于将低温LNG增压后，其输出端连接低压LNG输送管线6的输入端，低压LNG输送管线6的输出端连接高压LNG泵7的输入端，高压LNG泵7的输出端连接高压LNG输送管线8的输入端，高压LNG输送管线8的输出端连接汽化器9的输入端，气化器9的输出端连接高压天然气输送管线10的输入端，高压天然气输送管线10的输出端连接一级膨胀机11的输入端，一级膨胀机11的输出端连接一级换热器12的输入端，一级透平膨胀机的一级膨胀机轴输出装置16连接BOG压缩机4，一级换热器12的输出端连接二级膨胀机13的输入端，二级膨胀机13的输出端连接二级换热器14的输入端，二级透平膨胀机的二级膨胀机轴输出装置17连接高压LNG泵7，二级换热器的输出端14连接高压天然气外输管网15的输入端，高压天然气外输管网15直接输送至天然气用户管网。所述的BOG输出总管3的输入口连接LNG储罐1，BOG输出总管3的输出端连接BOG压缩机4的输入口，BOG压缩机4的输出口连接高压天然气或中高压天然气输出管网5的输入端，高压天然气或中高压天然气输出管网5输出到用户管网。

实施例1

实施例1采用图1所示流程。其中BOG压缩机由膨胀机做功驱动。

某LNG接收站中，为高压天然气用户供应9MPa的天然气，LNG的摩尔组成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，异丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮气0.08%。设有2座16×10⁴m³的LNG储罐，LNG常压下沸点为-162℃，密度为456kg/m³为例，每个储罐储货总量（假设储罐为满罐）72960t。储罐的日蒸发量小于0.05%，因此2个储罐中产生的蒸发气的量为3.04t/h。储罐的操作压力为0.150MPa，LNG 的外输量为200t/h，LNG经低压潜液泵加压到1.1MPa，进入缓冲罐，经HYSYS计算，本发明需将LNG经高压泵加压到10.83MPa，经高压LNG传输管线输送到气化器气化成天然气，假设气化器的压降为零。经膨胀机做功，膨胀后天然气压力正好为9MPa，将膨胀机做功驱动BOG压缩机，将BOG增加至9MPa直接外输给高压天然气用户，此过程需要高压泵做功32.92kW，低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW。与现有的直接外输工艺相比，现有的直接外输工艺将BOG由150kPa直接加压到9MPa需要做功13.41kW，低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW，高压泵将LNG加压到9MPa需要做功26.18kW，总功耗减少6.67kW。在流程模拟中压缩机和泵的效率按75%计算，这与工程实际相吻合。

实施效果：本实施例节约总能耗15.9%。

实施例2

实施例2采用图1所示流程。

某LNG接收站中，为高压天然气用户供应8MPa的天然气，为中高压用户供应4MPa的天然气，LNG的摩尔组成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，异丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮气0.08%。设有2座16×10⁴m³的LNG储罐，LNG常压下沸点为-162℃，密度为456kg/m³为例，每个储罐储货总量（假设储罐为满罐）72960t。储罐的日蒸发量小于0.05%，因此2个储罐中产生的蒸发气的量为3.04t/h。储罐的操作压力为0.150MPa，LNG的外输量为200t/h，LNG经低压潜液泵加压到1.1MPa，进入缓冲罐，经HYSYS计算，本发明需将LNG经高压泵加压到9.1MPa，经高压LNG传输管线输送到气化器气化成天然气，假设气化器的压降为零。经膨胀机做功，膨胀后天然气压力正好为8MPa，将膨胀机做功驱动BOG压缩机，将BOG增加至4MPa直接外输给中高压天然气用户，此过程需要高压泵做功26.05kW，低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW。与现有的直接外输工艺相比，现有的直接外输工艺将BOG由150kPa直接加压到4MPa需要做功9.80kW，低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW，高压泵将LNG加压到8MPa需要做功22.86kW，总功耗减少6.61kW，这说明改进后的工艺对降低能耗效果显著，在流程模拟中压缩机和泵的效率按75%计算，这与工程实际相吻合。

实施效果：本实施例节约总能耗18.7%。

实施例3

实施例3采用图2所示流程。其中BOG压缩机由一级膨胀机做功驱动，LNG高压泵由二级膨胀机做功驱动。

某LNG接收站中，为高压天然气用户供应6MPa的天然气，为中高压用户供应5MPa的天然气，LNG的摩尔组成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，异丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮气0.08%。设有2座16×10⁴m³的LNG储罐，LNG常压下沸点为-162℃，密度为456kg/m³为例，每个储罐储货总量（假设储罐为满罐）72960t。储罐的日蒸发量小于0.05%，因此2个储罐中产生的蒸发气的量为3.04t/h。储罐的操作压力为0.150MPa，LNG 的外输量为200t/h，LNG经低压潜液泵加压到1.1MPa，进入缓冲罐，经HYSYS计算，本发明需将LNG经高压泵加压到10.65MPa，经高压LNG传输管线输送到气化器气化成天然气，假设气化器的压降为零。经一级膨胀机做功，将膨胀机做功驱动BOG压缩机，将BOG增压至5MPa直接外输给中高压天然气用户，此时天然气压力为9.2 MPa，进入换热器升温至25℃，进入二级膨胀机膨胀做功，用于驱动LNG高压泵，天然气压力降为6MPa，进入二级换热器升温送入高压输送管网。现有的直接外输工艺将BOG由150kPa直接加压到5MPa需要做功10.74kW，低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW，高压泵将LNG加压到6MPa需要做功16.24kW，需要总共29.74kW，而本发明此过程只需要低压潜液泵将LNG由150kPa直接加压到1.1MPa做功2.76kW，与现有的直接外输工艺相比，节能效果非常显著。在流程模拟中压缩机和泵的效率按75%计算，这与工程实际相吻合。

以上是各实施例仅用于说明本发明，只是本发明较优选的具体实施方式，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明保护范围内。

Claims

1.一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺，包括以下内容：

（1）提供能够对低温低压液化天然气进行增压的高压泵；

（4）提供能对高压天然气进行膨胀做功的透平膨胀机；

（5）步骤（3）得到的高压天然气输送至透平膨胀机，得到外输高压天然气；

（7）液化天然气接收站得到的蒸发气进入步骤（6）的气体压缩机，对蒸发气进行增压，经过增压后的蒸发气外输；

其中，步骤（2）所述高压泵的输出压力高于步骤（5）中透平膨胀机的输出压力0.5～10MPa。

2.按照权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述的低温低压液化天然气和蒸发气均来自液化天然气接收站。

3.按照权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述的高压泵为低温高压泵。

4.按照权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤（2）所述高压泵的输出压力要高于步骤（5）中透平膨胀机的输出压力0.5～3 MPa。

5.一种液化天然气接收站蒸发气输出工艺，包括以下内容：

（1）提供能够对低温低压液化天然气进行增压的高压泵；

（4）提供能对高压天然气进行膨胀做功的透平膨胀机，所述的透平膨胀机包括串联的两级透平膨胀机，第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机；

（5）步骤（3）得到的高压天然气依次输送至串联的两级透平膨胀机——第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机，得到外输高压天然气；

其中，步骤（2）所述高压泵的输出压力要高于步骤（5）中第二级透平膨胀机的输出压力1～10 MPa；

6.按照权利要求5所述的工艺，其特征在于，在第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机中间提供换热器。

7.按照权利要求6所述的工艺，其特征在于，所述汽化器为海水开架式汽化器。

8.按照权利要求5所述的工艺，其特征在于，步骤（2）所述高压泵的输出压力要高于步骤（5）中第二级透平膨胀机的输出压力2～10 MPa。

9.一种液化天然气接收站BOG直接输出装置，其特征在于，所述装置包括：

LNG储罐，其用于接收船舶或管线输送的液化天然气；所述LNG储罐包括用于将低温液化天然气进行增压的潜液泵，用于将蒸发气移出储罐的移出装置，和用于将增压后的液化天然气移出储罐的移出装置；

透平膨胀机，其用于对来自汽化器的高压天然气进行膨胀做功；其包括用来将高压天然气进料至所述透平膨胀机的进料管线，用来将膨胀后的天然气输出的管线和用来将透平膨胀机的做功输出的装置；

10.按照权利要求9所述的直接输出装置，其特征在于，所述的汽化器还包括用来对汽化器进行加热的装置。

11.按照权利要求9所述的直接输出装置，其特征在于，所述的透平膨胀机包括两级透平膨胀机，即第一级透平膨胀机和第二级透平膨胀机。

12.按照权利要求11所述的直接输出装置，其特征在于，所述的第一级透平膨胀机还包括换热器，换热器用于对进入第一级透平膨胀机的高压天然气进行加热。

13.按照权利要求11所述的直接输出装置，其特征在于，所述的第二级透平膨胀机包括换热器，以对进入第二级透平膨胀机的高压天然气进行加热。