液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備的制作方法
【專利摘要】一種液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備，方法包括：(一)對儲槽內(nèi)存儲液化天然氣蒸發(fā)氣密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)監(jiān)測；(二)根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算預(yù)判儲槽內(nèi)存儲液化天然氣所需過冷量；(三)丙烷介質(zhì)制冷循環(huán)后經(jīng)熱交換向儲槽內(nèi)存儲液化天然氣輸入冷量；(四)達(dá)過冷狀態(tài)液化天然氣經(jīng)循環(huán)回儲槽內(nèi)，儲槽內(nèi)液化天然氣達(dá)到新過冷狀態(tài)平衡，使液化天然氣中產(chǎn)生蒸發(fā)氣重新溶解于液化天然氣中，蒸發(fā)量實現(xiàn)80％降低；(五)儲槽內(nèi)存儲液化天然氣蒸發(fā)氣出現(xiàn)分層時重新開始(一)至(四)步驟；設(shè)備包括液化天然氣儲槽、低溫泵、熱交換器、制冷裝置、傳感器以及控制裝置；使液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收運行穩(wěn)定、無需頻繁起停、安全性強及排放量低，運營成本低。
【專利說明】液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備

【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及一種液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備。

【背景技術(shù)】
[0002]目前煤炭、石油是人類主要消費能源，一次能源消費結(jié)構(gòu)中，煤占68.5%，石油占17.7%，天然氣僅占4.7%，遠(yuǎn)低于24%的世界平均水平。這種以煤為主的能源消費結(jié)構(gòu)會給大氣環(huán)境埋下隱患。液化天然氣(LNG)是天然氣的最佳儲存形式，在當(dāng)前環(huán)保要求日益嚴(yán)峻的形勢下，對于技術(shù)密集型的LNG產(chǎn)業(yè)，研究和發(fā)展LNG相關(guān)技術(shù)，尤其是LNG儲存相關(guān)技術(shù)，對LNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展具有重要社會效益和經(jīng)濟(jì)效益。
[0003]LNG通常利用帶防泄漏和絕熱層的金屬儲槽來儲存，按照對于液體和蒸汽封閉系統(tǒng)的力學(xué)承載方式主要分為單容罐、雙容罐、全容罐和薄膜罐。由于外界熱量及操作過程中產(chǎn)生的熱輸入，儲槽中的液化天然氣將不斷產(chǎn)生蒸發(fā)氣?，F(xiàn)有LNG設(shè)施對于蒸發(fā)氣的處理形式通常包括再液化和直接外輸，這兩種模式均存在應(yīng)用上的弊端。再液化形式包括以外輸?shù)牡蛪篖NG所擁有過冷量使蒸發(fā)氣在冷凝器中再液化以及采用制冷循環(huán)再液化兩種形式。這兩種再液化形式都是對蒸發(fā)氣(氣態(tài)甲烷)的直接處理，冷凝器的使用前提為大量的氣化外輸，這種工況僅在極其少數(shù)的大型氣化站在較大負(fù)荷運轉(zhuǎn)時能夠?qū)崿F(xiàn)。采用制冷循環(huán)對蒸發(fā)氣進(jìn)行液化的不足在于，蒸發(fā)氣的產(chǎn)生是不連續(xù)的，這將造成低溫壓縮機的頻繁起停，低溫壓縮機價格昂貴，使得回收成本無法滿足經(jīng)濟(jì)性要求。蒸發(fā)氣直接外輸存在壓力匹配困難，蒸發(fā)氣產(chǎn)生量不連續(xù)同樣使得壓縮機的頻繁起停，當(dāng)無外輸需求時，只能采取大量火炬燃燒或冷放空，使得排放和成本上升，同時帶來安全隱患。
[0004]因此，當(dāng)前LNG儲運站中普遍存在的蒸發(fā)氣處理問題，有必要轉(zhuǎn)變思路，以LNG為冷量輸入載體，采用一套新的回收系統(tǒng)，使得蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)平穩(wěn)運轉(zhuǎn)，以滿足運營中的安全性和經(jīng)濟(jì)性要求。


【發(fā)明內(nèi)容】

[0005]本發(fā)明的主要目的在于解決現(xiàn)有液化天然氣蒸發(fā)氣回收方法存在的上述不足之處，而提供一種液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備，使得液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法具有運行穩(wěn)定、無需頻繁起停、安全性強以及排放量低的功效，且可不受液化天然氣蒸發(fā)氣氣化外輸工況變化影響，運營成本大幅降低。
[0006]本發(fā)明的目的是由以下技術(shù)方案實現(xiàn)的:
[0007]本發(fā)明液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法，其特征在于:包括以下步驟，
[0008](一 )對儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行監(jiān)測；
[0009]( 二)根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算預(yù)判儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣所需的過冷量；
[0010](三)利用丙烷介質(zhì)制冷循環(huán)后通過熱交換向儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣持續(xù)輸入冷量；
[0011](四)達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣經(jīng)循環(huán)回到儲槽內(nèi)部，儲槽內(nèi)部液化天然氣整體達(dá)到新的過冷狀態(tài)平衡，使液化天然氣中已產(chǎn)生的蒸發(fā)氣重新溶解于液化天然氣中，在此狀態(tài)下蒸發(fā)量可實現(xiàn)80%的降低；
[0012](五)當(dāng)儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣出現(xiàn)分層跡象時，重新開始(一)至(四)步驟。
[0013]前述的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法，其中，所述(一)中對儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)量的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行監(jiān)測是通過一部安裝在儲槽內(nèi)壁導(dǎo)軌滑動機構(gòu)上的傳感器完成，測量周期為30分鐘，測量范圍為儲槽整個液位高度范圍；測量時傳感器將各液位點的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行反饋，由控制系統(tǒng)綜合計算，預(yù)判儲槽內(nèi)所需要輸入的制冷量，同時將此需求以信號形式通過數(shù)據(jù)線傳遞給控制裝置，再由控制裝置控制制冷裝置進(jìn)行執(zhí)行冷量生成，同時控制低溫泵將與制冷量相當(dāng)量的液化天然氣由儲槽內(nèi)部抽出送至制冷裝置和換熱器中；
[0014]所述(二)中根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算預(yù)判儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣其所需的過冷量，是根據(jù)傳感器傳遞的密度、壓力、溫度信號，由控制系統(tǒng)計算得到當(dāng)前儲槽內(nèi)液化天然氣的整體熱力學(xué)狀態(tài)和焓熵值、并對比在正常操作壓力(ISKPa)下的飽和狀態(tài)焓熵值，得到需要外部輸入的冷量；
[0015]所述(三)中丙烷介質(zhì)的制冷循環(huán)是采用丙烷為介質(zhì)的雙級制冷循環(huán)，每級制冷循環(huán)通過由壓縮機、冷凝器、膨脹器以及蒸發(fā)器依次串聯(lián)后的制冷裝置實現(xiàn)丙烷介質(zhì)的循環(huán)使用，第一級循環(huán)實現(xiàn)介質(zhì)溫度降低至零下60°C，第二級實現(xiàn)介質(zhì)出口溫度為零下190°C并進(jìn)入換熱器殼程中與管程中的液化天然氣進(jìn)行換交熱，使液化天然氣溫度降低至零下175至180°C，過冷量增大至正常操作壓力下飽和狀態(tài)的熱力學(xué)狀態(tài)，該制冷裝置的處理能力為I噸/小時，正常操作壓力為18KPa ；
[0016]所述(四)中達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣為溫度為零下175±10°C，達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣通過制冷裝置與儲槽間的壓差，回到儲槽內(nèi)部；
[0017]所述(五)中儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣出現(xiàn)分層跡象是3m內(nèi)溫差達(dá)到10°C，或儲槽內(nèi)壓力達(dá)到20KPa，或3m內(nèi)密度差達(dá)到3%。
[0018]本發(fā)明液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法使用的設(shè)備，其特征在于，包括液化天然氣(LNG)儲槽1、低溫泵2、熱交換器3、制冷裝置4、傳感器5以及控制裝置6 ；
[0019]液化天然氣(LNG)儲槽I內(nèi)罐內(nèi)壁垂直方向設(shè)有導(dǎo)軌，導(dǎo)軌高度等于儲槽內(nèi)罐高度，且導(dǎo)軌為不銹鋼304材質(zhì)；該導(dǎo)軌上設(shè)有傳感器5，使傳感器5在儲槽內(nèi)整個液位高程范圍內(nèi)滑動行走，并在垂直方向移動中對數(shù)據(jù)進(jìn)行動態(tài)測量，測量周期30分鐘；還將各液位點的密度、溫度以及壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行綜合計算，預(yù)判儲槽內(nèi)所需要輸入的制冷量，同時將此制冷量需求以信號形式通過數(shù)據(jù)線傳遞給制冷裝置進(jìn)行執(zhí)行冷量生成，同時傳遞給低溫泵將與制冷量相當(dāng)量的液化天然氣由儲槽內(nèi)部抽出送至制冷裝置和換熱器中；
[0020]該低溫泵2安裝于泵筒內(nèi)部，該泵筒呈垂直狀固定在儲槽I內(nèi)側(cè)壁，低溫泵2入口位于泵筒底部，泵筒底部距離儲槽底面650±10mm，低溫泵出口位于儲槽I頂端并與熱交換器3入口相連；
[0021]該熱交換器3的出口通過管線與設(shè)置在儲槽I上部的過冷狀態(tài)液化天然氣進(jìn)口連接，將達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣通過壓力差送回至儲槽I內(nèi)；熱交換器3入口與外輸管線相連，管線采用12寸不銹鋼管；
[0022]該制冷裝置4由壓縮機、冷凝器、膨脹器以及蒸發(fā)器依次串聯(lián)構(gòu)成；該壓縮機進(jìn)口與蒸發(fā)器丙烷出口管線相連，壓縮機出口與冷凝器進(jìn)口連接；該冷凝器出口與膨脹器進(jìn)口連接；該膨脹器出口與蒸發(fā)器進(jìn)口連接；該蒸發(fā)器出口通過制冷丙烷介質(zhì)循環(huán)管線與熱交換器3殼程進(jìn)口相連；以實現(xiàn)制冷丙烷介質(zhì)連續(xù)送入熱交換器將冷量傳遞給液化天然氣，然后回到制冷裝置中的不斷循環(huán)；
[0023]該低溫泵2、熱交換器3、制冷裝置4以及傳感器5分別與控制裝置連接。
[0024]前述的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法使用的設(shè)備，其中，所述儲槽I采用全容式結(jié)構(gòu)，內(nèi)罐采用304不銹鋼或者9鎳鋼材料制成，容納液態(tài)天然氣和其蒸發(fā)氣，耐零下175± 10°C的超低溫，內(nèi)罐外部包裹彈性氈，彈性氈外層包裹珍珠巖保冷材料，該珍珠巖保冷材料外部設(shè)置預(yù)應(yīng)力混凝土外墻結(jié)構(gòu)，操作壓力為18至25KPa，導(dǎo)軌設(shè)置于內(nèi)罐內(nèi)壁上，沿罐高度垂向布置；
[0025]所述傳感器5通過電子滑動機構(gòu)實現(xiàn)在導(dǎo)軌上的垂向移動，該滑動機構(gòu)為單軌滑塊式機構(gòu)，該單軌滑塊式機構(gòu)采用材質(zhì)為SS304的單軌滑塊式機構(gòu)，型號為SRS15WMUU ;傳感器由螺栓固定在滑動機構(gòu)的滑塊上，滑動機構(gòu)與控制裝置連接，其滑動頻率預(yù)先設(shè)定為I小時完成一次全液位高程測量的行程；傳感器5在各位置上監(jiān)測到的數(shù)據(jù)傳遞至控制裝置，再由控制裝置分別控制低溫泵、熱交換器3和制冷裝置4進(jìn)行工作；該傳感器5采用溫度、壓力、密度連續(xù)測量的形式，實時動態(tài)測量儲槽中液化天然氣的蒸發(fā)量的壓力、溫度、密度值，通過控制裝置對測量信號接收后的跟蹤計算，確定蒸發(fā)氣產(chǎn)生量和當(dāng)前所處工況，并將控制信號通過控制裝置傳遞給低溫泵2、熱交換器3和制冷裝置4 ；
[0026]所述低溫泵2采用長軸潛液多級離心泵，其不銹鋼泵筒呈垂直狀固定于儲槽I內(nèi)壁，泵筒頂端固定于儲槽I頂部，泵筒底端延伸至儲槽最低操作液面處，泵筒內(nèi)徑為32寸，壁厚8mm，材料為304不銹鋼，該儲槽最低操作液面為650mm，操作壓力IMPa，流量120噸/小時，泵筒底部安裝底閥，該底閥控制液化天然氣的進(jìn)入；低溫泵2出口位于儲槽頂部并通過單向閥與外輸管線的一端連接，外輸管線另一端與熱交換器入口相連，將由低溫泵抽出的液態(tài)天然氣送至換熱器管程入口 ；低溫泵2經(jīng)與儲槽內(nèi)傳感器相連的光線數(shù)據(jù)線收到由傳感器送來的控制信號，計算得到儲槽內(nèi)液化天然氣達(dá)到操作壓力下平衡狀態(tài)所需的制冷量，將與制冷量相當(dāng)量的液態(tài)天然氣由儲槽內(nèi)部抽出，并通過儲槽頂部伸出的12寸不銹鋼外輸管線送至熱交換器3進(jìn)口；
[0027]所述熱交換器3采用管殼式結(jié)構(gòu)，操作壓力為0.6MPa，換熱器管程與殼程采用304不銹鋼制成，管程內(nèi)為LNG，殼程內(nèi)為丙烷液體，換熱后達(dá)到過冷狀態(tài)的LNG由出口利用壓力差送回儲槽內(nèi)；熱交換器3出口與輸送達(dá)到過冷狀態(tài)液化天然氣管線的一端連接，該輸送達(dá)到過冷狀態(tài)液化天然氣管線的另一端與儲槽上部過冷狀態(tài)液化天然氣進(jìn)口通過法蘭連接；該管線為12寸不銹鋼循環(huán)管線；
[0028]所述控制裝置型號為854ATG。
[0029]本發(fā)明的有益效果:本發(fā)明的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法是以LNG為冷量輸入載體，采用動態(tài)計算需求的方法以丙烷作為制冷介質(zhì)通過雙級制冷循環(huán)向載體中持續(xù)進(jìn)行冷量輸入以溶解多余蒸發(fā)氣并降低蒸發(fā)率的回收方法，使得蒸發(fā)氣處理過程平穩(wěn)運轉(zhuǎn)，實現(xiàn)運營安全經(jīng)濟(jì)，可以有效應(yīng)用在各類中小型液化天然氣接收站、儲運庫、調(diào)峰站以及分輸衛(wèi)星站等，其具有運行穩(wěn)定、無需頻繁起停、安全性強、排放量低、不受氣化外輸工況變化影響以及運營成本大幅降低的功效；還可降低蒸發(fā)氣的產(chǎn)生，避免超壓報警和冷熱防空的發(fā)生，減少了火炬燃燒浪費，降低二氧化碳排放，有利環(huán)保；再者，其設(shè)備結(jié)構(gòu)設(shè)計合理，便于操作。

【專利附圖】

【附圖說明】
[0030]圖1為本發(fā)明液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收設(shè)備結(jié)構(gòu)示意圖。
[0031]圖中主要標(biāo)號說明:
[0032]I液化天然氣儲槽、2低溫泵、3熱交換器、4制冷裝置、5傳感器、6控制裝置。

【具體實施方式】
[0033]下面結(jié)合附圖對本發(fā)明作進(jìn)一步描述。
[0034]如圖1所示，液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備，液化天然氣儲槽1、低溫泵2、熱交換器3、制冷裝置4、傳感器裝置5、控制裝置6。儲槽I采用全容式結(jié)構(gòu)，內(nèi)罐采用304不銹鋼或9鎳鋼材料制成，容納液態(tài)天然氣和其蒸發(fā)氣，耐-162攝氏度的超低溫，外部包裹彈性氈及珍珠巖保冷材料，最外部采用預(yù)應(yīng)力混凝土外墻結(jié)構(gòu)，操作壓力18-25KPa，傳感器5采用RTD形式，實時動態(tài)測量儲槽中介質(zhì)的壓力、溫度、密度值，通過對測量信號的跟蹤計算，確定蒸發(fā)氣產(chǎn)生量和當(dāng)前所處工況，并將控制信號傳遞給低溫泵2，低溫泵采用長軸潛液多級離心泵形式，通過不銹鋼泵筒固定于儲槽頂部，泵筒由儲槽頂部一直延伸至最低操作液面處，其最低操作液面為650mm，操作壓力IMPa，流量120噸/小時，由由泵筒底部安裝的底閥控制進(jìn)液。低溫泵收到由傳感器送來的控制信號，將信息包含的指定量的液態(tài)LNG抽出，通過儲槽頂部伸出的12寸不銹鋼外輸管線送至熱交換器3，端部采用法蘭連接，法蘭和管線采用300磅級。制冷裝置4包括丙烷壓縮機、膨脹器、冷凝器和蒸發(fā)器，采用雙極制冷循環(huán)，第一級將介質(zhì)降低至零下60攝氏度，第二級將介質(zhì)丙烷繼續(xù)降低至-190攝氏度，由低溫泵送出的液態(tài)LNG與制冷裝置處理后的低溫冷媒丙烷進(jìn)行熱交換，熱交換過程在熱交換器3中完成，熱交換器采用管殼式結(jié)構(gòu)，操作壓力為0.6MPa，內(nèi)件采用304不銹鋼制成，管程內(nèi)為LNG，殼程內(nèi)為丙烷液體，換熱后達(dá)到過冷狀態(tài)的LNG由出口利用壓力差送回儲槽內(nèi)。動態(tài)執(zhí)行上述過程，使得深冷后的LNG對氣態(tài)甲烷的溶解度增大，降低蒸發(fā)氣造成了儲槽內(nèi)部壓力過高和翻滾風(fēng)險，直接對于LNG進(jìn)行深冷處理避免了液化過程的間斷和頻繁起停，使得操作穩(wěn)定。
[0035]實施例一:
[0036]以某中型液化天然氣調(diào)峰站為例，年氣態(tài)外輸產(chǎn)能80萬噸，設(shè)置8萬方低溫LNG儲槽一座，調(diào)峰期間氣化外輸量200噸/小時，按照每年工作160天計算，若采用常規(guī)回收方式，由蒸發(fā)損失造成的直接損失約4000噸液化天然氣，此外，由于調(diào)峰期間的頻繁啟停及蒸發(fā)氣回收帶來的振動對于結(jié)構(gòu)及內(nèi)件的影響，將造成額外的內(nèi)件更換、維保工作等，整體計算年經(jīng)濟(jì)損失約1200萬元。
[0037]按照本發(fā)明液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備進(jìn)行改造，在8萬方儲槽內(nèi)部由頂部固定垂向安裝傳感器導(dǎo)軌，導(dǎo)軌以不銹鋼304材質(zhì)制成，固定于儲槽內(nèi)壁上，高度與內(nèi)罐高度相等；該導(dǎo)軌上設(shè)置滑動機構(gòu)，該滑動機構(gòu)選用單軌滑塊式機構(gòu)，該單軌滑塊式機構(gòu)采用材質(zhì)為SS304的單軌滑塊式機構(gòu)，型號為SRS15WMUU ;傳感器由螺栓固定在滑動機構(gòu)的滑塊上，滑動機構(gòu)與控制裝置連接，其滑動頻率預(yù)先設(shè)定為I小時完成一次全液位高程測量的行程；使得傳感器能夠垂向移動行走實現(xiàn)動態(tài)測量儲槽內(nèi)全液位范圍內(nèi)密度、壓力、溫度，對數(shù)據(jù)進(jìn)行動態(tài)測量，測量周期30分鐘。當(dāng)儲槽內(nèi)存儲出現(xiàn)3m內(nèi)溫差達(dá)到10°C，或儲槽內(nèi)壓力達(dá)到20KPa，或3m內(nèi)密度差達(dá)到3%中的任意一項發(fā)生后，計算目前儲槽內(nèi)液化天然氣的整體熱力學(xué)狀態(tài)，與操作壓力(ISKPa)下的飽和狀態(tài)比對，計算預(yù)判儲槽內(nèi)所需要輸入的冷量值，冷量數(shù)值由傳感器傳回的數(shù)據(jù)經(jīng)控制裝置計算后確定，決定于當(dāng)時工況要求，最終使得在輸入冷量后使得蒸發(fā)氣能夠重新溶解于液態(tài)天然氣中。對于冷量的需求以信號形式通過數(shù)據(jù)線傳遞給制冷裝置進(jìn)行執(zhí)行冷量生成、同時傳遞給低溫泵將相當(dāng)量的液化天然氣送至制冷循環(huán)和換熱器中。經(jīng)計算，對于低溫泵外數(shù)量要求約為0.5噸/小時，外輸壓力，低溫泵送出至換熱器入口的液化天然氣溫度約零下158°C，同時儲槽內(nèi)蒸發(fā)氣平均溫度約158攝氏度，壓力22KPa。液化天然氣經(jīng)低溫泵和12寸外輸管線送至換熱器管程。殼程內(nèi)為丙烷液體，以及通過兩級冷凝器、膨脹器、蒸發(fā)器，實現(xiàn)丙烷介質(zhì)的循環(huán)使用，第一級循環(huán)實現(xiàn)介質(zhì)溫度降低零下60°C，第二級實現(xiàn)介質(zhì)出口溫度零下190°C并進(jìn)入換熱器殼程中與管程中的液化天然氣進(jìn)行換熱，使得液化天然氣溫度降低至零下178°C，將該達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣借助制冷裝置與儲槽間的壓差，回到儲槽內(nèi)部；過冷的液化天然氣蒸發(fā)率降低80%，深冷后的LNG對氣態(tài)甲烷的溶解度增大，使得儲槽內(nèi)壓力由22KPa降至18KPa。
[0038]進(jìn)行改造后，采用本發(fā)明方法對液態(tài)LNG進(jìn)行制冷后，可完全消除傳統(tǒng)技術(shù)方案的弊病，年節(jié)約成本約1000萬元。
[0039]本實施例中未進(jìn)行說明的內(nèi)容為現(xiàn)有技術(shù)，故不再進(jìn)行贅述。
[0040]本發(fā)明的優(yōu)點:通過制冷裝置4中的壓縮機、膨脹器、冷凝器和蒸發(fā)器，實現(xiàn)制冷介質(zhì)丙烷的循環(huán)使用，第一級制冷循環(huán)實現(xiàn)介質(zhì)溫度降低零下60°C左右，第二級制冷循環(huán)實現(xiàn)介質(zhì)出口溫度零下190°C左右并進(jìn)入換熱器殼程中與管程中的液化天然氣進(jìn)行換熱，使得液化天然氣溫度降低至零下175°C至180°C，過冷量增大至預(yù)定程度，由低溫泵送出的液態(tài)LNG與經(jīng)制冷裝置處理后的低溫冷媒丙烷熱交換器3中完成熱交換。動態(tài)執(zhí)行上述過程，使得深冷后的LNG對蒸發(fā)氣(氣態(tài)甲)的溶解度增大，降低蒸發(fā)氣造成的儲槽內(nèi)部壓力過高和翻滾風(fēng)險，直接對LNG進(jìn)行深冷處理避免了液化過程的間斷和頻繁起停，使操作過程更加穩(wěn)定。
[0041]本發(fā)明液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法及設(shè)備的優(yōu)點是，提供了一種基于對低溫(零下175±10°C )儲槽內(nèi)液化天然氣蒸發(fā)率的動態(tài)監(jiān)測和預(yù)判、進(jìn)而利用制冷介質(zhì)對其進(jìn)行動態(tài)持續(xù)冷量輸入、保證儲槽內(nèi)部壓力穩(wěn)定的蒸發(fā)氣回收方法及設(shè)備，其采用傳感器對容器內(nèi)部溫度、壓力、密度信號持續(xù)監(jiān)測，利用介質(zhì)壓縮、冷凝、膨脹、蒸發(fā)的制冷循環(huán)，通過低溫介質(zhì)與液化天然氣熱交換將冷能導(dǎo)入，液化天然氣的過冷量增大，使得儲存容器內(nèi)的氣態(tài)甲烷在液態(tài)中的溶解度保持在較高程度，降低蒸發(fā)氣的產(chǎn)生，避免超壓報警和冷熱防空的發(fā)生，減少了火炬燃燒浪費，降低了二氧化碳排放和運營成本，可應(yīng)用于各類中小型氣化站、分輸衛(wèi)星站和儲存庫。
[0042]以上所述，僅是本發(fā)明的較佳實施例而已，并非對本發(fā)明作任何形式上的限制，凡是依據(jù)本發(fā)明的技術(shù)實質(zhì)對以上實施例所作的任何簡單修改、等同變化與修飾，均仍屬于本發(fā)明技術(shù)方案的范圍內(nèi)。
【權(quán)利要求】
1.一種液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法，其特征在于:包括以下步驟， (一)對儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行監(jiān)測； (二)根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算預(yù)判儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣所需的過冷量； (三)利用丙烷介質(zhì)制冷循環(huán)后通過熱交換向儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣持續(xù)輸入冷量; (四)達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣經(jīng)循環(huán)回到儲槽內(nèi)部，儲槽內(nèi)部液化天然氣整體達(dá)到新的過冷狀態(tài)平衡，使液化天然氣中已產(chǎn)生的蒸發(fā)氣重新溶解于液化天然氣中，在此狀態(tài)下蒸發(fā)量可實現(xiàn)80%的降低； (五)當(dāng)儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣出現(xiàn)分層跡象時，重新開始(一)至(四)步驟。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法，其特征在于，所述(一)中對儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)量的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行監(jiān)測是通過一部安裝在儲槽內(nèi)壁導(dǎo)軌滑動機構(gòu)上的傳感器完成，測量周期為30分鐘，測量范圍為儲槽整個液位高度范圍；測量時傳感器將各液位點的密度、溫度、壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行反饋，由控制系統(tǒng)綜合計算，預(yù)判儲槽內(nèi)所需要輸入的制冷量，同時將此需求以信號形式通過數(shù)據(jù)線傳遞給控制裝置，再由控制裝置控制制冷裝置進(jìn)行執(zhí)行冷量生成，同時控制低溫泵將與制冷量相當(dāng)量的液化天然氣由儲槽內(nèi)部抽出送至制冷裝置和換熱器中； 所述(二)中根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算預(yù)判儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣其所需的過冷量，是根據(jù)傳感器傳遞的密度、壓力、溫度信號，由控制系統(tǒng)計算得到當(dāng)前儲槽內(nèi)液化天然氣的整體熱力學(xué)狀態(tài)和焓熵值、并對比在正常操作壓力(ISKPa)下的飽和狀態(tài)焓熵值，得到需要外部輸入的冷量； 所述(三)中丙烷介質(zhì)的制冷循環(huán)是采用丙烷為介質(zhì)的雙級制冷循環(huán)，每級制冷循環(huán)通過由壓縮機、冷凝器、膨脹器以及蒸發(fā)器依次串聯(lián)后的制冷裝置實現(xiàn)丙烷介質(zhì)的循環(huán)使用，第一級循環(huán)實現(xiàn)介質(zhì)溫度降低至零下60°C，第二級實現(xiàn)介質(zhì)出口溫度為零下190°C并進(jìn)入換熱器殼程中與管程中的液化天然氣進(jìn)行換交熱，使液化天然氣溫度降低至零下175至180°C，過冷量增大至正常操作壓力下飽和狀態(tài)的熱力學(xué)狀態(tài)，該制冷裝置的處理能力為I噸/小時，正常操作壓力為18KPa ； 所述(四)中達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣為溫度為零下175±10°C，達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣通過制冷裝置與儲槽間的壓差，回到儲槽內(nèi)部； 所述(五)中儲槽內(nèi)存儲的液化天然氣的蒸發(fā)氣出現(xiàn)分層跡象是3m內(nèi)溫差達(dá)到10°C，或儲槽內(nèi)壓力達(dá)到20KPa，或3m內(nèi)密度差達(dá)到3%。
3.—種如權(quán)利要求1所述的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法使用的設(shè)備，其特征在于，包括液化天然氣儲槽1、低溫泵2、熱交換器3、制冷裝置4、傳感器5以及控制裝置6 ； 液化天然氣儲槽I內(nèi)罐內(nèi)壁垂直方向設(shè)有導(dǎo)軌，導(dǎo)軌高度等于儲槽內(nèi)罐高度；該導(dǎo)軌上設(shè)有傳感器5 ； 該低溫泵2安裝于泵筒內(nèi)部，該泵筒呈垂直狀固定在儲槽I內(nèi)側(cè)壁，低溫泵2入口位于泵筒底部，泵筒底部距離儲槽底面650±10mm，低溫泵出口位于儲槽I頂端并與熱交換器3入口相連； 該熱交換器3的出口通過管線與設(shè)置在儲槽I上部的過冷狀態(tài)液化天然氣進(jìn)口連接，將達(dá)到過冷狀態(tài)的液化天然氣通過壓力差送回至儲槽I內(nèi)；熱交換器3入口與外輸管線相連； 該制冷裝置4由壓縮機、冷凝器、膨脹器以及蒸發(fā)器依次串聯(lián)構(gòu)成；該壓縮機進(jìn)口與蒸發(fā)器丙烷出口管線相連，壓縮機出口與冷凝器進(jìn)口連接；該冷凝器出口與膨脹器進(jìn)口連接；該膨脹器出口與蒸發(fā)器進(jìn)口連接；該蒸發(fā)器出口通過制冷丙烷介質(zhì)循環(huán)管線與熱交換器3殼程進(jìn)口相連； 該低溫泵2、熱交換器3、制冷裝置4以及傳感器5分別與控制裝置連接。
4.根據(jù)權(quán)利要求3所述的液化天然氣蒸發(fā)氣動態(tài)回收方法使用的設(shè)備，其特征在于，所述儲槽I采用全容式結(jié)構(gòu)，內(nèi)罐采用304不銹鋼或者9鎳鋼材料制成，內(nèi)罐外部包裹彈性氈，彈性氈外層包裹珍珠巖保冷材料，該珍珠巖保冷材料外部設(shè)置預(yù)應(yīng)力混凝土外墻結(jié)構(gòu)，操作壓力為18至25KPa，導(dǎo)軌設(shè)置于內(nèi)罐內(nèi)壁上，沿罐高度垂向布置； 所述傳感器5通過電子滑動機構(gòu)實現(xiàn)在導(dǎo)軌上的垂向移動，該滑動機構(gòu)為單軌滑塊式機構(gòu)，傳感器由螺栓固定在滑動機構(gòu)的滑塊上，滑動機構(gòu)與控制裝置連接，其滑動頻率預(yù)先設(shè)定為I小時完成一次全液位高程測量的行程； 所述低溫泵2采用長軸潛液多級離心泵，其不銹鋼泵筒呈垂直狀固定于儲槽I內(nèi)壁，泵筒頂端固定于儲槽I頂部，泵筒底端延伸至儲槽最低操作液面處，泵筒底部安裝底閥，該底閥控制液化天然氣的進(jìn)入；低溫泵2出口位于儲槽頂部并通過(12寸)單向閥與外輸管線的一端連接，外輸管線另一端與熱交換器入口相連，將由低溫泵抽出的液態(tài)天然氣送至換熱器管程入口； 所述熱交換器3采用管殼式結(jié)構(gòu)，操作壓力為0.6MPa，換熱器管程與殼程采用304不銹鋼制成，管程內(nèi)為LNG，殼程內(nèi)為丙烷液體，熱交換器3出口與輸送達(dá)到過冷狀態(tài)液化天然氣管線的一端連接，該輸送達(dá)到過冷狀態(tài)液化天然氣管線的另一端與儲槽上部過冷狀態(tài)液化天然氣進(jìn)口通過法蘭連接； 所述控制裝置型號為854ATG。
【文檔編號】F25J1/02GK104315802SQ201410584597
【公開日】2015年1月28日 申請日期:2014年10月27日 優(yōu)先權(quán)日:2014年10月27日
【發(fā)明者】韓冬, 楊洋, 楊云, 楊尚玉, 葉忠志, 張定國, 蘇健, 張寶和, 周福誕, 籍榮 申請人:中國海洋石油總公司, 海洋石油工程股份有限公司