本發(fā)明涉及一種LNG（液化天然氣）接收站低能耗BOG（蒸發(fā)氣）直接輸出工藝和輸出裝置。

背景技術(shù)：

LNG接收站一般是指為了接受海運(yùn)的LNG，建設(shè)在海邊的LNG氣化工廠，是將通過遠(yuǎn)洋運(yùn)輸船輸送來的LNG進(jìn)行卸船、儲(chǔ)存、BOG氣化，LNG氣化外輸給用戶、工程等。由于外界能量的輸入，如泵運(yùn)轉(zhuǎn)、周圍環(huán)境熱量的泄入、大氣壓變化、環(huán)境影響等都會(huì)使處于極低溫的液化天然氣受熱蒸發(fā)，產(chǎn)生蒸發(fā)氣。儲(chǔ)罐內(nèi)蒸發(fā)氣壓力很低，需要增壓才能進(jìn)入系統(tǒng)，從而能耗較高。而當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)部壓力高于系統(tǒng)設(shè)定的安全泄放壓力，就會(huì)將產(chǎn)生的BOG直接排放到火炬燃燒，這樣造成了天然氣的浪費(fèi)。

按照對(duì)LNG儲(chǔ)罐中蒸發(fā)氣（BOG）的處理方式不同，LNG接收站的BOG的回收方法一般有兩種方法。一種是直接輸出工藝即BOG經(jīng)過BOG壓縮機(jī)壓縮增壓到外輸管網(wǎng)壓力直接外輸；另一種是再冷凝工藝，BOG經(jīng)過BOG壓縮機(jī)加壓到一定壓力后與經(jīng)過低壓泵加壓的過冷LNG一起進(jìn)入再冷凝器換熱再液化，由高壓泵加壓，氣化器氣化后外輸。

目前現(xiàn)有的LNG接收站工藝中BOG直接輸出工藝，壓縮機(jī)能耗高，是制約整個(gè)工藝能耗的關(guān)鍵點(diǎn)，在BOG直接輸出工藝中LNG經(jīng)高壓泵加壓后的高壓LNG通過氣化器氣化后釋放出的大量的冷能，LNG的冷能常用于發(fā)電、空氣分離、海水淡化等。但是LNG汽化過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無處可用。

當(dāng)前越來越多的LNG接收站除了需要向高壓長(zhǎng)輸管網(wǎng)供氣外，還需向中短距離的中壓用戶在直接供氣，因此一些LNG接收站將外輸天然氣分為高壓和中壓進(jìn)行輸送。

公開號(hào)為CN101881549A，名稱為“一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣體的再冷凝回收系統(tǒng)及回收方法”的中國專利公開了新的再冷凝回收系統(tǒng)，該方法在現(xiàn)有的BOG再冷凝工藝基礎(chǔ)上，通過預(yù)冷增壓后的BOG，使進(jìn)入再冷凝器的BOG溫度降低，來減少冷能BOG所需要的LNG冷量，從而達(dá)到實(shí)現(xiàn)降低壓縮機(jī)功耗的目的。該專利只是小范圍的降低了工藝的能耗。公開號(hào)為CN103225740A，名稱為一種LNG接收站利用壓力能的BOG處理系統(tǒng)，公開了一種在LNG傳輸管線上分出高壓LNG傳輸支路，與一液-氣引射混合器的輸入端連接，其輸出端與一中高壓氣化器的連接，其低壓吸入口與BOG排出總管連接，從而得到中高壓天然氣。但是該方法中降低了高壓天然氣的壓力，浪費(fèi)了高壓液化天然氣壓力。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明利用高壓液體吸熱后氣化成高壓氣體，汽化過程中產(chǎn)生的冷能較中高壓液體汽化產(chǎn)生的冷能低，通過將熱能轉(zhuǎn)化成動(dòng)能的原理推動(dòng)膨脹機(jī)做功來處理接收站產(chǎn)生的BOG。在現(xiàn)有的BOG直接輸出工藝的基礎(chǔ)上，通過對(duì)LNG多加壓，經(jīng)氣化后膨脹機(jī)做功，利用這一部分功來驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)和LNG高壓泵，從而達(dá)到了降低整個(gè)接收站能耗的目的。本發(fā)明在氣化器后的高壓天然氣外輸管網(wǎng)上增加膨脹機(jī)，使高壓天然氣在膨脹機(jī)中膨脹做功，膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)和LNG高壓泵，將BOG直接增壓至外輸管網(wǎng)壓力直接外輸，并將LNG加壓到外輸壓力后氣化外輸。

本發(fā)明提供了一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣直接輸出工藝，包括以下內(nèi)容：

（1）提供能夠?qū)Φ蜏氐蛪阂夯烊粴膺M(jìn)行增壓的高壓泵；

（2）將經(jīng)過低壓潛液泵增壓的低溫液化天然氣輸送至高壓泵，對(duì)低溫低壓液化天然氣進(jìn)行增壓；

（3）將高壓泵增壓后的液化天然氣輸送至汽化器，在汽化器中，增壓后的液化天然氣汽化為高壓天然氣；

（4）提供能對(duì)高壓液化天然氣進(jìn)行膨脹做功的透平膨脹機(jī)；

（5）步驟（3）得到的高壓天然氣輸送至透平膨脹機(jī)，得到高壓天然氣；

（6）提供氣體壓縮機(jī)，利用步驟（5）的透平膨脹機(jī)膨脹的做功驅(qū)動(dòng)該氣體壓縮機(jī)；

（7）液化天然氣接收站得到的蒸發(fā)氣進(jìn)入步驟（6）的氣體壓縮機(jī)，對(duì)蒸發(fā)氣進(jìn)行增壓，經(jīng)過增壓后的蒸發(fā)氣外輸。

根據(jù)本發(fā)明的輸出工藝，其中所述的低溫低壓液化天然氣和蒸發(fā)氣均來自液化天然氣接收站。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，其中，所述的高壓泵采用本技術(shù)領(lǐng)域的常規(guī)設(shè)備。如所述的高壓泵為低溫高壓泵。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，其中所述的氣體壓縮機(jī)采用本技術(shù)領(lǐng)域的常規(guī)設(shè)備。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，其中，所述的透平膨脹機(jī)采用本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的透平膨脹機(jī)設(shè)備。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，其中步驟（4）所述的透平膨脹機(jī)包括串聯(lián)的兩級(jí)透平膨脹機(jī)，第一級(jí)膨脹機(jī)和第二級(jí)膨脹機(jī)。其中，在步驟（5）中，在步驟（3）得到的高壓天然氣依次輸送至第一級(jí)和第二級(jí)膨脹機(jī)，得到高壓天然氣，并分別利用第一級(jí)膨脹機(jī)和第二級(jí)膨脹機(jī)膨脹時(shí)所作的功。則在步驟（7）中，步驟（5）中，第一級(jí)膨脹機(jī)膨脹做功用來驅(qū)動(dòng)步驟（6）的氣體壓縮機(jī)，對(duì)蒸發(fā)氣進(jìn)行增壓。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，還包括以下內(nèi)容：（8）步驟（5）第二級(jí)膨脹機(jī)膨脹做功用來驅(qū)動(dòng)步驟（2）中的高壓泵，對(duì)低壓液化天然氣進(jìn)行增壓。

因此，本發(fā)明還提供了一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣輸出工藝，包括以下內(nèi)容：

（1）提供能夠?qū)Φ蜏氐蛪阂夯烊粴膺M(jìn)行增壓的高壓泵；

（2）將經(jīng)低壓潛液泵增壓的低溫液化天然氣輸送至高壓泵，對(duì)低溫低壓液化天然氣進(jìn)行增壓；

（3）將高壓泵增壓后的液化天然氣輸送至汽化器，在汽化器中，增壓后的液化天然氣汽化為高壓天然氣；

（4）提供能對(duì)高壓液化天然氣進(jìn)行膨脹做功的透平膨脹機(jī)，所述的透平膨脹機(jī)包括串聯(lián)的兩級(jí)透平膨脹機(jī)，第一級(jí)透平膨脹機(jī)和第二級(jí)透平膨脹機(jī)；

（5）步驟（3）得到的高壓天然氣依次輸送至串聯(lián)的兩級(jí)透平膨脹機(jī)——第一級(jí)膨脹機(jī)和第二級(jí)膨脹機(jī)，得到高壓天然氣；

（6）提供氣體壓縮機(jī)，利用第一級(jí)透平膨脹機(jī)膨脹時(shí)的做功來驅(qū)動(dòng)該氣體壓縮機(jī)；

（7）液化天然氣接收站得到的蒸發(fā)氣進(jìn)入氣體壓縮機(jī)，經(jīng)過增壓后的蒸發(fā)氣直接外輸；

（8）步驟（5）中第二級(jí)透平膨脹機(jī)膨脹時(shí)的做功用來驅(qū)動(dòng)步驟（2）的高壓泵。

根據(jù)本發(fā)明的工藝，其中在第一級(jí)透平膨脹機(jī)和第二級(jí)透平膨脹機(jī)中間還提供換熱器。所述汽化器可以為海水開架式氣化器。

本發(fā)明的工藝中，高壓泵的輸出壓力一般要高于管網(wǎng)的高壓天然氣外輸壓力0.1～10MPa，優(yōu)選高于0.5～3MPa。

進(jìn)一步，高壓天然氣傳輸管線上的一級(jí)透平膨脹機(jī)通過膨脹做功驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)，而二級(jí)透平膨脹機(jī)通過做功驅(qū)動(dòng)LNG高壓泵。

本發(fā)明的方法中，其中步驟（2）所述高壓泵的輸出壓力要高出步驟（5）中第二級(jí)透平膨脹機(jī)的輸出壓力1～10 MPa，優(yōu)選高出2～10 MPa。

本發(fā)明還提供了一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣直接輸出裝置，包括：

LNG儲(chǔ)罐，其用于接收船舶或管線輸送的液化天然氣；所述LNG儲(chǔ)罐包括用于將低溫液化天然氣進(jìn)行增壓的潛液泵，用于將蒸發(fā)氣（BOG）移出儲(chǔ)罐的移出裝置，和用于將增壓后的液化天然氣移出儲(chǔ)罐的移出裝置；

高壓泵，其用于將低壓液化天然氣增壓至較管網(wǎng)輸出壓力更高的壓力；所述的高壓泵包括用于將低壓液化天然氣進(jìn)料至該高壓泵的進(jìn)料管線，和用于將增壓后的管線進(jìn)料至汽化器的管線；

汽化器，其用于將來自高壓泵的高壓液化天然氣汽化為高壓天然氣；其包括用來將高壓液化天然氣進(jìn)料至該汽化器的管線，和用來將汽化后的天然氣輸送至透平膨脹機(jī)的管線；

透平膨脹機(jī)，其用于對(duì)來自汽化器的高壓天然氣進(jìn)行膨脹做功；其包括用來將將高壓天然氣進(jìn)料至所述透平膨脹機(jī)的進(jìn)料管線，用來將膨脹后的天然氣輸出的管線和用來將透平膨脹機(jī)的做功輸出的裝置；

氣體壓縮機(jī)，其用于對(duì)來自LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣進(jìn)行增壓；其包括用來將來自LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣進(jìn)料至該壓縮機(jī)的進(jìn)料管線，用來將壓縮后的蒸發(fā)氣輸出的管線，和用來輸入透平膨脹機(jī)做功的裝置。

根據(jù)本發(fā)明的輸出裝置，其中所述的汽化器為本領(lǐng)域的常規(guī)換熱器，如可以為海水開架式汽化器。

根據(jù)本發(fā)明的輸出裝置，其中所述的透平膨脹機(jī)包括兩級(jí)透平膨脹機(jī)，即第一級(jí)透平膨脹機(jī)和第二級(jí)透平膨脹機(jī)。所述的第一級(jí)透平膨脹機(jī)還包括換熱器，換熱器用于對(duì)進(jìn)入第一級(jí)透平膨脹機(jī)的高壓天然氣進(jìn)行加熱。同時(shí)，所述的第二級(jí)透平膨脹機(jī)亦包括換熱器，以對(duì)進(jìn)入第二級(jí)透平膨脹機(jī)的高壓天然氣進(jìn)行加熱。所述的換熱器均采用本領(lǐng)域的常規(guī)設(shè)備，如可以采用空氣或海水作為熱源的換熱器。在兩級(jí)透平膨脹機(jī)之間還設(shè)置有換熱器，所述換熱器為本領(lǐng)域的常規(guī)設(shè)備。

本發(fā)明的液化天然氣接收站BOG直接輸出裝置中，用于將蒸發(fā)氣（BOG）移出LNG儲(chǔ)罐的移出裝置與將來自LNG儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣進(jìn)料至氣體壓縮機(jī)的進(jìn)料管線可以為同一裝置。同樣，用于將增壓后的液化天然氣移出儲(chǔ)罐的移出裝置與將低壓液化天然氣進(jìn)料至高壓泵的進(jìn)料管線亦可以為同一裝置。而用于將增壓后的高壓液化天然氣進(jìn)料至氣化器的進(jìn)料管線與用來將高壓泵增壓后的高壓LNG移出裝置亦可以為同一裝置。同樣，用來往高壓泵中輸入透平膨脹機(jī)做功的裝置與和用來將透平膨脹機(jī)的做功輸出的裝置亦可以為同一軸輸送裝置或軸輸送配合裝置。

本發(fā)明中，如無特別說明，“LNG”即液化天然氣，“NG”即天然氣，“BOG”即蒸發(fā)氣，以上相對(duì)應(yīng)的技術(shù)術(shù)語可以相互替代。

本發(fā)明中的LNG接收站儲(chǔ)罐中揮發(fā)出來的BOG通過BOG輸氣總管輸送至BOG壓縮機(jī)，BOG經(jīng)壓縮機(jī)加壓直接送到高壓天然氣或中高壓天然氣用戶，BOG壓縮機(jī)由高壓天然氣外輸管網(wǎng)上的膨脹機(jī)驅(qū)動(dòng)。

與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明的工藝及裝置具有以下優(yōu)異效果。

1、能耗低，本發(fā)明在LNG接收站既有的BOG直接壓縮輸出工藝的基礎(chǔ)上在高壓天然氣外輸管線上增加膨脹機(jī)，并將膨脹機(jī)做功用于驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)和LNG高壓泵。眾所周知，液體加壓易于氣體，因此本發(fā)明工藝解決了現(xiàn)有直接外輸工藝存在能耗高的問題。同時(shí)，本發(fā)明的工藝成本低，有較好的應(yīng)用前景。

2、通過化工油氣行業(yè)廣泛采用的HYSYS軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，能準(zhǔn)確的驗(yàn)證本發(fā)明節(jié)省的能耗。

3、本發(fā)明方法充分利用了現(xiàn)有BOG直接輸出過程中的低品位冷能，節(jié)能效果突出?，F(xiàn)有的LNG接收站工藝中BOG直接輸出工藝中，壓縮機(jī)能耗高，是制約整個(gè)工藝能耗的關(guān)鍵點(diǎn)，在BOG直接輸出工藝中LNG經(jīng)高壓泵加壓后的高壓LNG通過氣化器氣化后釋放出的大量的冷能，LNG的冷能常用于發(fā)電、空氣分離、海水淡化等。但是LNG汽化過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無處可用。隨著液體壓力的升高，液體汽化的沸點(diǎn)越高，因此不同壓力的液體汽化成氣體的汽化熱不同并且汽化的溫度也不同，所釋放出的冷能的品位就有高有低。高壓液體氣化的溫度高于低壓氣體汽化的溫度，而高壓液體汽化得到的冷能的品位低。因此，對(duì)于冷能利用率低的某些地域，可以通過高壓泵對(duì)將LNG多加壓后，使高壓LNG在汽化器中吸收熱量氣化為高壓天然氣氣體，通過將高壓氣體膨脹后對(duì)外做功，反過來推動(dòng)高壓泵和BOG壓縮機(jī)做工，這個(gè)過程將熱能轉(zhuǎn)變?yōu)榱藱C(jī)械能。這樣不僅降低了壓縮機(jī)等的功耗，還降低了整個(gè)LNG接收站的能耗，同時(shí)也實(shí)現(xiàn)了對(duì)低品位冷量的有效利用。

附圖說明

圖1是本發(fā)明方法的一種流程圖。

其中1-LNG儲(chǔ)罐，2-低壓潛液泵，3-BOG輸出總管，4-BOG壓縮機(jī)，5-高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)，6-低壓LNG輸送管線，7-高壓LNG泵，8-高壓LNG輸送管線，9-汽化器，10-高壓天然氣輸送管線，11-膨脹機(jī)，12-換熱器，13-高壓天然氣外輸管網(wǎng)，14-軸輸出裝置。

圖2是本發(fā)明方法的另一種流程圖。

其中1-LNG儲(chǔ)罐，2-低壓潛液泵，3-BOG輸出總管，4-BOG壓縮機(jī)，5-高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)，6-低壓LNG輸送管線，7-高壓LNG泵，8-高壓LNG輸送管線，9-汽化器，10-高壓天然氣輸送管線，11-一級(jí)膨脹機(jī)，12-一級(jí)換熱器，13-二級(jí)膨脹機(jī)，14-二級(jí)換熱器，15-高壓天然氣外輸管線，16-一級(jí)膨脹機(jī)軸輸出裝置，17-二級(jí)膨脹機(jī)軸輸出裝置。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合實(shí)施例及附圖對(duì)發(fā)本發(fā)明做進(jìn)一步詳細(xì)描述，但本發(fā)明的實(shí)施方式不限于此。

如圖1所示，本發(fā)明的一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣直接輸出裝置包括，LNG 儲(chǔ)罐1，低壓潛液泵2用于將低溫LNG增壓后，其輸出端連接低壓LNG輸送管線6的輸入端，低壓LNG輸送管線6的輸出端連接高壓LNG泵7的輸入端，高壓LNG泵7的輸出端連接高壓LNG輸送管線8的輸入端，高壓LNG輸送管線8的輸出端連接汽化器9的輸入端，氣化器9的輸出端連接高壓天然氣輸送管線10的輸入端，高壓天然氣輸送管線10的輸出端連接膨脹機(jī)11的輸入端，膨脹機(jī)11的輸出端連接換熱器12的輸入端，透平膨脹機(jī)的軸輸出裝置14連接BOG壓縮機(jī)4，換熱器12的輸出端連接高壓天然氣外輸管網(wǎng)13的輸入端，高壓天然氣外輸管網(wǎng)13直接輸送至天然氣用戶管網(wǎng)。所述的BOG輸出總管3的輸入口連接LNG儲(chǔ)罐1，BOG輸出總管3的輸出端連接BOG壓縮機(jī)4的輸入口，BOG壓縮機(jī)4的輸出口連接高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)5的輸入端，高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)5輸出到用戶管網(wǎng)。

如圖2所示，本發(fā)明的一種液化天然氣接收站蒸發(fā)氣直接輸出裝置的另一種流程包括：LNG 儲(chǔ)罐1，低壓潛液泵2用于將低溫LNG增壓后，其輸出端連接低壓LNG輸送管線6的輸入端，低壓LNG輸送管線6的輸出端連接高壓LNG泵7的輸入端，高壓LNG泵7的輸出端連接高壓LNG輸送管線8的輸入端，高壓LNG輸送管線8的輸出端連接汽化器9的輸入端，氣化器9的輸出端連接高壓天然氣輸送管線10的輸入端，高壓天然氣輸送管線10的輸出端連接一級(jí)膨脹機(jī)11的輸入端，一級(jí)膨脹機(jī)11的輸出端連接一級(jí)換熱器12的輸入端，一級(jí)透平膨脹機(jī)的一級(jí)膨脹機(jī)軸輸出裝置16連接BOG壓縮機(jī)4，一級(jí)換熱器12的輸出端連接二級(jí)膨脹機(jī)13的輸入端，二級(jí)膨脹機(jī)13的輸出端連接二級(jí)換熱器14的輸入端，二級(jí)透平膨脹機(jī)的二級(jí)膨脹機(jī)軸輸出裝置17連接高壓LNG泵7，二級(jí)換熱器的輸出端14連接高壓天然氣外輸管網(wǎng)15的輸入端，高壓天然氣外輸管網(wǎng)15直接輸送至天然氣用戶管網(wǎng)。所述的BOG輸出總管3的輸入口連接LNG儲(chǔ)罐1，BOG輸出總管3的輸出端連接BOG壓縮機(jī)4的輸入口，BOG壓縮機(jī)4的輸出口連接高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)5的輸入端，高壓天然氣或中高壓天然氣輸出管網(wǎng)5輸出到用戶管網(wǎng)。

實(shí)施例1

實(shí)施例1采用圖1所示流程。其中BOG壓縮機(jī)由膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)。

某LNG接收站中，為高壓天然氣用戶供應(yīng)9MPa的天然氣，LNG的摩爾組成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，異丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮?dú)?.08%。設(shè)有2座16×10⁴ m³的LNG儲(chǔ)罐，LNG常壓下沸點(diǎn)為-162℃，密度為456kg/m³為例，每個(gè)儲(chǔ)罐儲(chǔ)貨總量（假設(shè)儲(chǔ)罐為滿罐）72960t。儲(chǔ)罐的日蒸發(fā)量小于0.05%，因此2個(gè)儲(chǔ)罐中產(chǎn)生的蒸發(fā)氣的量為3.04t/h。儲(chǔ)罐的操作壓力為0.150MPa，LNG 的外輸量為200t/h，LNG經(jīng)低壓潛液泵加壓到1.1MPa，進(jìn)入緩沖罐，經(jīng)HYSYS計(jì)算，本發(fā)明需將LNG經(jīng)高壓泵加壓到10.83MPa，經(jīng)高壓LNG傳輸管線輸送到氣化器氣化成天然氣，假設(shè)氣化器的壓降為零。經(jīng)膨脹機(jī)做功，膨脹后天然氣壓力正好為9MPa，將膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)，將BOG增加至9MPa直接外輸給高壓天然氣用戶，此過程需要高壓泵做功32.92kW，低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW。與現(xiàn)有的直接外輸工藝相比，現(xiàn)有的直接外輸工藝將BOG由150kPa直接加壓到9MPa需要做功13.41kW，低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW，高壓泵將LNG加壓到9MPa需要做功26.18kW，總功耗減少6.67kW。在流程模擬中壓縮機(jī)和泵的效率按75%計(jì)算，這與工程實(shí)際相吻合。

實(shí)施效果：本實(shí)施例節(jié)約總能耗15.9%。

實(shí)施例2

實(shí)施例2采用圖1所示流程。

某LNG接收站中，為高壓天然氣用戶供應(yīng)8MPa的天然氣，為中高壓用戶供應(yīng)4MPa的天然氣，LNG的摩爾組成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，異丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮?dú)?.08%。設(shè)有2座16×10⁴ m³的LNG儲(chǔ)罐，LNG常壓下沸點(diǎn)為-162℃，密度為456kg/m³為例，每個(gè)儲(chǔ)罐儲(chǔ)貨總量（假設(shè)儲(chǔ)罐為滿罐）72960t。儲(chǔ)罐的日蒸發(fā)量小于0.05%，因此2個(gè)儲(chǔ)罐中產(chǎn)生的蒸發(fā)氣的量為3.04t/h。儲(chǔ)罐的操作壓力為0.150MPa，LNG的外輸量為200t/h，LNG經(jīng)低壓潛液泵加壓到1.1MPa，進(jìn)入緩沖罐，經(jīng)HYSYS計(jì)算，本發(fā)明需將LNG經(jīng)高壓泵加壓到9.1MPa，經(jīng)高壓LNG傳輸管線輸送到氣化器氣化成天然氣，假設(shè)氣化器的壓降為零。經(jīng)膨脹機(jī)做功，膨脹后天然氣壓力正好為8MPa，將膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)，將BOG增加至4MPa直接外輸給中高壓天然氣用戶，此過程需要高壓泵做功26.05kW，低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW。與現(xiàn)有的直接外輸工藝相比，現(xiàn)有的直接外輸工藝將BOG由150kPa直接加壓到4MPa需要做功9.80kW，低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW，高壓泵將LNG加壓到8MPa需要做功22.86kW，總功耗減少6.61kW，這說明改進(jìn)后的工藝對(duì)降低能耗效果顯著，在流程模擬中壓縮機(jī)和泵的效率按75%計(jì)算，這與工程實(shí)際相吻合。

實(shí)施效果：本實(shí)施例節(jié)約總能耗18.7%。

實(shí)施例3

實(shí)施例3采用圖2所示流程。其中BOG壓縮機(jī)由一級(jí)膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)，LNG高壓泵由二級(jí)膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)。

某LNG接收站中，為高壓天然氣用戶供應(yīng)6MPa的天然氣，為中高壓用戶供應(yīng)5MPa的天然氣，LNG的摩爾組成如下：甲烷88.77%，乙烷7.54%，丙烷2.59%，異丁烷0.45%，正丁烷0.56%，氮?dú)?.08%。設(shè)有2座16×10⁴ m³的LNG儲(chǔ)罐，LNG常壓下沸點(diǎn)為-162℃，密度為456kg/m³為例，每個(gè)儲(chǔ)罐儲(chǔ)貨總量（假設(shè)儲(chǔ)罐為滿罐）72960t。儲(chǔ)罐的日蒸發(fā)量小于0.05%，因此2個(gè)儲(chǔ)罐中產(chǎn)生的蒸發(fā)氣的量為3.04t/h。儲(chǔ)罐的操作壓力為0.150MPa，LNG 的外輸量為200t/h，LNG經(jīng)低壓潛液泵加壓到1.1MPa，進(jìn)入緩沖罐，經(jīng)HYSYS計(jì)算，本發(fā)明需將LNG經(jīng)高壓泵加壓到10.65MPa，經(jīng)高壓LNG傳輸管線輸送到氣化器氣化成天然氣，假設(shè)氣化器的壓降為零。經(jīng)一級(jí)膨脹機(jī)做功，將膨脹機(jī)做功驅(qū)動(dòng)BOG壓縮機(jī)，將BOG增壓至5MPa直接外輸給中高壓天然氣用戶，此時(shí)天然氣壓力為9.2 MPa，進(jìn)入換熱器升溫至25℃，進(jìn)入二級(jí)膨脹機(jī)膨脹做功，用于驅(qū)動(dòng)LNG高壓泵，天然氣壓力降為6MPa，進(jìn)入二級(jí)換熱器升溫送入高壓輸送管網(wǎng)。現(xiàn)有的直接外輸工藝將BOG由150kPa直接加壓到5MPa需要做功10.74kW，低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW，高壓泵將LNG加壓到6MPa需要做功16.24kW，需要總共29.74kW，而本發(fā)明此過程只需要低壓潛液泵將LNG由150kPa直接加壓到1.1MPa做功2.76kW，與現(xiàn)有的直接外輸工藝相比，節(jié)能效果非常顯著。在流程模擬中壓縮機(jī)和泵的效率按75%計(jì)算，這與工程實(shí)際相吻合。

以上是各實(shí)施例僅用于說明本發(fā)明，只是本發(fā)明較優(yōu)選的具體實(shí)施方式，凡是在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行的等同變換和改進(jìn)，均不應(yīng)排除在本發(fā)明保護(hù)范圍內(nèi)。