CN102654239B - 液化天然气接收终端的气化*** - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种液化天然气接收终端的气化***。它包括浮式气化船模块和陆上模块；浮式气化船模块包括浮式气化船；浮式气化船上设有至少1个储存舱；储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；倒灌泵与装船臂相连通，装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通。该***克服了常规陆上大型LNG接收终端建设周期长、受周边环境和土地资源限制影响大、灵活性较差等局限性，有利于项目的快速建设和投产。

Description

液化天然气接收终端的气化***

技术领域

本发明涉及一种液化天然气接收终端的气化***。 

背景技术

目前，中国经济持续快速发展的同时，保障经济发展的能源却极度紧缺。中国的一次能源消费中天然气只占4.4%，远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对有效解决能源供应安全，优化能源结构，改善生态环境，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。因此，近年来中国液化天然气（LNG）产业快速发展，LNG接收终端受到广泛关注。目前，LNG资源主要从国外获取，需经过远洋大型运输船舶到达国内，国内已有工程经验的LNG接收终端均为陆上大型接收终端，这种接收终端工艺成熟，通过配套建设的陆上工艺设施，可以实现连续供气和较强的储存能力。但常规陆上大型接收终端建设周期较长、投资大、不能移动、灵活性较差，且受周边环境和土地资源限制影响较大，尤其近年来随着人们的环保意识增强，在沿海陆地建设接收终端受到的限制越来越大。 

为了改善传统陆上LNG接收终端的局限性，在充分考虑技术可行性、安全性、经济性的基础上，以浮式气化船为载体的浮式LNG储存气化设施技术逐渐走向成熟，具有建设周期短、坐落于海上降低了在人口稠密区域建设LNG接收终端的安全风险、灵活性高、相对成本低等优点。但浮式LNG储存气化设施仍存在其局限性，当环境条件恶劣时，浮式LNG储存气化设施不能正常运行，面临中断对外供气的危险。本发明中新型LNG接收终端的气化***除了具有了浮式LNG储存气化设施所有优点的同时，还具有以下特点：在LNG运输船舶中断靠泊和发生码头不可作业的环境条件使得浮式气化船必须解脱离港或浮式气化船故障工艺设施不能运行时，通过陆上LNG储罐及其配套设施可实现天然气的气化外输，保证连续性供气；浮式气化船上的储舱与陆上LNGLNG储罐互为备用，大大提高了供气安全性。在LNG接收终端项目建设初期，用户市场未成熟、用气量小的情况下，可先行快速建设陆上小型设施，抢占市场。 

发明内容

本发明的目的是提供一种液化天然气接收终端的气化***，主要针对常规陆上大型LNG接收终端建设时间长，难以满足项目前期快速开拓市场的要求，开发了一种近岸浮式接收设施与陆上接收设施联合的接收终端***，既满足了快速建设的要求又能实现连续安全供气。 

本发明所提供的一种液化天然气接收终端的气化***，它包括浮式气化船模块和陆上模块； 

所述浮式气化船模块包括浮式气化船；所述浮式气化船上设有至少1个储存舱；所述储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；所述倒灌泵与装船臂相连通，所述装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；所述罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，所述调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，所述高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；所述储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通； 

所述陆上模块包括LNG储罐；所述LNG储罐通过卸料总管与所述卸料臂和装船臂相连通；所述LNG储罐通过BOG总管与所述回气臂b和回气臂a相连通；所述LNG储罐通过外输泵与LNG槽车相连通。 

上述液化天然气接收终端的的气化***，所述LNG储罐依次与外输泵、高压泵吸入罐b、LNG高压泵b、LNG主气化器b和调压计量撬b相连通，所述调压计量撬b的输出端可通过管线与天然气网管相连接；当发生码头不可作业的环境条件使得所述浮式气化船必须解脱离港或浮式气化船故障时，陆上所述LNG储罐内的LNG可经岸上配备的所述外输泵、高压泵吸入罐b、LNG高压泵b、LNG主气化器b和调压计量撬b实现气态外输，以保证供气连续性，此设置实现了浮式气化船和陆上LNG储罐的连通。 

上述液化天然气接收终端的的气化***，所述LNG储罐通过压缩机与所述调压计量撬b相连通，所述LNG储罐内的BOG可经所述压缩机加压后经所述调压计量撬b计量后一起经管线输送至陆上天然气管网为用户供气。 

上述液化天然气接收终端的的气化***，所述LNG储罐通过外输泵与保冷管线相连通，所述保冷管线与所述卸料臂相连通；无卸船时，陆上所述LNG储罐中的小流量LNG可经所述外输泵输送至码头，经所述保冷管线进行码头保冷循环。 

上述液化天然气接收终端的的气化***，所述储存舱与返船BOG压缩机相连通，所述返船BOG压缩机与所述回气臂a相连接；当所述储存舱内产生的BOG的压力不足时，可先经所述返船BOG压缩机进行加压，然后输送到所述回气臂a。 

上述液化天然气接收终端的的气化***，所述储存舱通过BOG再利用压缩机与BOG回收利用单元相连接。 

本发明的有益效果是：该LNG接收终端的气化***适用于要求实现快速供气并对供气安全要求高的沿海地区大型LNG接收站项目。在LNG接收终端项目建设初期，用户市场未成熟、用气量小的情况下，可先行快速利用浮式气化船和建设陆上小型设施，能够快速满足市场用气需求，在完成供气目标后，浮式气化船部分可拖航到其它 地点继续服务，陆上LNG储罐部分可投用到后续建设的陆上大型LNG接收终端中。该***克服了常规陆上大型LNG接收终端建设周期长、受周边环境和土地资源限制影响大、灵活性较差等局限性，有利于项目的快速建设和投产，同时又可通过陆上配套建设的LNG储罐和气化设施来解决浮式气化船故障或解脱时的供气中断的问题，实现连续安全供气。 

附图说明

图1为本发明提供的LNG接收终端的气化***的结构示意图。 

图2为本发明提供的LNG接收终端的气化***中的浮式气化船的结构示意图。 

图中各标记如下：1 LNG运输船、2 卸料臂、3 卸料总管、4 装船臂、5 浮式气化船、6 LNG储罐、7 BOG总管、8 回气臂b、9 回气臂a、10 高压气体输气臂、11 外输泵、12 LNG槽车、13 高压泵吸入罐b、14 LNG高压泵b、15 LNG主气化器b、16 调压计量橇b、17 压缩机、18 保冷管线、19 储存舱、20 罐内泵、21 高压泵吸入罐a、22 LNG高压泵a、23 LNG主气化器a、24 调压计量橇a、25 返船BOG压缩机、26 BOG再利用压缩机、27 倒罐泵、28，29 码头、30，31，32，33，35 管线、34 BOG回收利用单元。 

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明，但发明并不局限于以下实施例。 

本发明提供的LNG接收终端的气化***包括式气化船模块和陆上模块；该浮式气化船模块包括浮式气化船5；该浮式气化船5上设有4个储存舱19（图中只示出1个）；每个储存舱19内设有倒灌泵27和罐内泵20；倒灌泵27通过管线30与设置在码头29上的装船臂4相连通，该装船臂4通过卸料总管3与卸料臂2相连接，该卸料臂2设置在码头28上，卸料臂2可与LNG运输船1相连通；罐内泵20依次与高压泵吸入罐a21、LNG高压泵a22、LNG主气化器a23和调压计量撬a24相连通，调压计量撬a24的输出端通过管线32与高压气体输气臂10相连通，该高压气体输气臂10的输出端通过管线33与天然气管网相连接，为用户供气；储存舱19与返船BOG压缩机25相连通，该返船BOG压缩机25通过管线31与回气臂a9相连通，该回气臂a9通过过BOG总管7与设置在码头28上的回气臂b8相连通，回气臂b8与LNG运输船1相连通；储存舱19通过BOG再利用压缩机26与BOG回收利用单元34相连接；陆上模块包括LNG储罐6；该LNG储罐6通过卸料总管3与卸料臂2和装船臂4相连通，进而LNG运输船1可将LNG运输至LNG储罐6内，以及LNG储罐6将LNG运输至浮式 LNG运输至浮式气化船5内；LNG储罐6通过BOG总管7与回气臂b和回气臂a相连通，进而LNG储罐6内产生的BOG可输送至LNG运输船1和浮式气化船5内；LNG储罐6通过外输泵11与LNG槽车12相连通，可进行LNG的液态外输；该LNG储罐6还通过外输泵11依次与高压泵吸入罐b13、LNG高压泵b14、LNG主气化器b15和调压计量撬b16相连通，其中调压计量撬b16的输出端可通过管线33与天然气管网相连接，为用户供气；LNG储罐6还通过压缩机17与调压计量撬b16相连通，进而LNG储罐6内产生的BOG经压缩机17加压和调压计量撬b16计量后可经管线33输送至天然气管网为用户供气；LNG储罐6还通过外输泵11与保冷管线18相连通，该保冷管线18与卸料臂2相连通，从而无卸船时，LNG储罐6中的小流量LNG经外输泵11输送至码头，经保冷管线18进行码头保冷循环。

使用上述的LNG接收终端的气化***为用户供气的过程如下： 

（1）LNG运输船1到达码头28后，运输船上输出的LNG温度约为-160℃，压力为0.45MPag，一部分LNG通过码头28上的卸料臂2至卸料总管3再经过码头29上的装船臂4通过管线30卸入浮式气化船5上的储存舱19，浮式气化船5上产生的BOG通过管线31（若压力不足时经返船BOG压缩机25压缩）输送到回气臂a9，再经过BOG总管7、回气臂b8返回至LNG运输船1；另一部分LNG通过码头28上的卸料臂2至卸料总管3输送到陆上的LNG储罐6中，LNG储罐6中产生的BOG通过BOG总管7，再经过码头28上的回气臂b8返回至LNG运输船1。浮式气化船5的储存舱19内的LNG由罐内泵20加压至0.5MPag，输送至LNG高压泵a22前的高压泵吸入罐a21，再经LNG高压泵a22增压至10MPag后的LNG经过LNG主气化器a23后气化成10℃以上的天然气，再经调压计量撬a24将压力调整到9MPag进入管线32，天然气通过高压气体输气臂10经管线33输送至陆上天然气管网为用户供气。陆上LNG储罐6中的BOG经压缩机17加压后经调压计量撬b16计量后可一起经管线33输送至陆上天然气管网为用户供气；也可以通过BOG总管7、回气臂a9、管线31输送至浮式气化船5，然后经管线35与浮式气化船5产生的BOG混合后经BOG再利用压缩机26压缩进入BOG回收利用单元34。无卸船时浮式气化船5正常气化外输操作时产生的BOG经BOG再利用压缩机26压缩进入BOG回收利用单元34。陆上LNG储罐6内的LNG经外输泵11输送至LNG槽车12，此时LNG压力达到0.4MPag，用于装车液态外输。无卸船时，陆上LNG储罐6中的小流量LNG经外输泵11输送至码头，经保冷管线18进行码头保冷循环。 

（2）当浮式气化船5故障或发生码头不可作业条件浮式气化船5需紧急解脱时，陆上LNG储罐6中的LNG经外输泵11加压至0.4MPag，输送至陆上LNG高压泵b14前的高压泵吸入罐b13，再经陆上LNG高压泵b14加压至10Mpag，送至LNG主气化 器b15气化，气化后的天然气温度达到0℃以上，经调压计量撬b16后压力为9MPag进入管线33外输至天然气管网。 

（3）当无外界LNG资源时，若浮式气化船5的储存舱19内的LNG不足，陆上LNG储罐6中的LNG经外输泵11和码头卸料总管3经装船臂4输送至浮式气化船5的储存舱19内；若陆上LNG储罐6中的LNG不足，浮式气化船5的储存舱19内的LNG可通过倒罐泵27加压至管线30再经装船臂4输送到码头卸料总管3最终输送至陆上LNG储罐6中。 

Claims (5)

1.一种液化天然气接收终端的气化***，其特征在于：它包括浮式气化船模块和陆上模块；

所述浮式气化船模块包括浮式气化船；所述浮式气化船上设有至少1个储存舱；所述储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；所述倒灌泵与装船臂相连通，所述装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；所述罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，所述调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，所述高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；所述储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通；

所述陆上模块包括LNG储罐；所述LNG储罐通过卸料总管与所述卸料臂和装船臂相连通；所述LNG储罐通过BOG总管与所述回气臂b和回气臂a相连通；所述LNG储罐通过外输泵与LNG槽车相连通；

所述LNG储罐依次与外输泵、高压泵吸入罐b、LNG高压泵b、LNG主气化器b和调压计量撬b相连通，所述调压计量撬b的输出端可通过管线与天然气网管相连接。

2.根据权利要求1所述的液化天然气接收终端的气化***，其特征在于：所述LNG储罐通过压缩机与所述调压计量撬b相连通。

3.根据权利要求1所述的液化天然气接收终端的气化***，其特征在于：所述LNG储罐通过外输泵与保冷管线相连通，所述保冷管线与所述卸料臂相连通。

4.根据权利要求1所述的液化天然气接收终端的气化***，其特征在于：所述储存舱与返船BOG压缩机相连通，所述返船BOG压缩机与所述回气臂a相连接。

5.根据权利要求1所述的液化天然气接收终端的气化***，其特征在于：所述储存舱通过BOG再利用压缩机与BOG回收利用单元相连接。