本發(fā)明涉及LNG油氣合建站油氣及BOG處理領(lǐng)域，具體地，涉及利用LNG油氣合建站BOG冷量回收油氣及BOG的新型節(jié)能工藝及裝置。

背景技術(shù)：

在新建LNG加氣站面臨選址難、城市土地緊張等困難時，利用原有加油站覆蓋優(yōu)勢，在加油站基礎(chǔ)上改建油氣合建站成為眾多油氣銷售企業(yè)的首選。目前全國約10萬座加油站處于合建之列。在LNG油氣合建站中，LNG以0.1MPa，-163℃條件儲存于常壓低溫LNG儲罐中，在儲存以及裝卸過程中，會受環(huán)境漏熱、裝卸設(shè)備運行生成熱、裝卸時儲存壓力變化等作用產(chǎn)生BOG氣體。為避免站場儲罐內(nèi)壓力增高過快威脅儲罐安全，或阻礙卸車速度，當LNG儲罐壓力達到氣相管線閥門設(shè)定值時，將低溫BOG排出LNG儲罐，造成天然氣和冷量的雙重嚴重損失。此外，合建站內(nèi)汽、柴油等輕質(zhì)油品屬易揮發(fā)油品，在罐車卸油、汽車加油、油品儲運等過程中累計產(chǎn)生大量油氣－空氣混合氣，由于目前油品儲存和裝卸還未能實現(xiàn)全密閉操作，油氣損失非常嚴重。因此，針對LNG油氣合建站，找出切實可行、能全面處理兩種能源氣體排放、安全節(jié)能的方法，最大限度地同時減少或限制BOG、油氣損耗，必然會在不久的將來體現(xiàn)出社會效益、環(huán)境效益及經(jīng)濟效益。

目前，BOG常見處理方法有：

1)將低溫BOG排至加熱器加熱至常溫后儲存以備站內(nèi)利用或排至大氣。傳統(tǒng)LNG合建站中，低溫BOG的常溫儲存和放空均造成不少冷量的損失，同時BOG放空還進一步帶來嚴重的環(huán)境污染、環(huán)境安全和資源浪費問題。

2)將低溫BOG排至加熱器加熱至常溫后加壓輸入城市燃氣管網(wǎng)。該方法BOG冷量完全損失，并要求合建站附近存在城市燃氣管網(wǎng)接入口，存在一定局限性，且敷設(shè)管道需投入較高成本。

3)將低溫BOG重新液化回收。重新液化方法主要有：(1)將低溫BOG通過BOG壓縮機壓縮后預(yù)冷，再利用加壓后過冷LNG將BOG重新液化；(2)常溫氮氣經(jīng)重復壓縮后膨脹成為低溫氮氣，從而提供冷量重新液化BOG；(3)將液氮通入冷凝器，冷凝液化進入其中的BOG。對于方法(1)，由于LNG油氣合建站BOG排放不連續(xù)，相比LNG接收站一次排放量較小，不適合采用BOG壓縮機。對于方法(2)，由于所處理BOG排放量較小，且不連續(xù)，對應(yīng)所需冷源氮氣量也較小，若冷源氮氣制造過程也設(shè)置為不連續(xù)，則為達到重新液化目的，氮氣最后一次壓縮前溫度通常處于-130℃左右，需采用的低溫壓縮機，即BOG壓縮機不適合用于上述工況，若冷源氮氣制造過程設(shè)置為連續(xù)，則造成冷量和運營成本浪費。對于方法(3)，需不斷消耗液氮，且液氮在儲存過程中也存在自然損耗，長期積累，形成較大經(jīng)濟損失。

由于LNG油氣合建站單次產(chǎn)生的油氣-空氣混合氣總量不大，油氣-空氣混合氣常見處理方法有：

1)將油氣-空氣混合氣直接排放至大氣，但日積月累，會造成嚴重的環(huán)境污染及安全問題和巨大的能源浪費。

2)采用油罐車密閉卸油、汽車密閉裝車方式，即在油罐車卸油過程中，地下油罐的油氣經(jīng)由油罐排氣管與油罐車氣相管的連通管線返回到油槽車，實現(xiàn)油氣的氣相平衡式回收；在加油機加油時，利用加油機和油罐之間安裝的真空輔助設(shè)備將產(chǎn)生的油氣吸入至地下油罐中，用以回收加油時產(chǎn)生的油氣。但該種方法僅將油氣轉(zhuǎn)變至油罐車或油罐中儲存，并未對其進行處理，油氣仍可能通過后端呼吸閥或阻火器排放到空氣中。

3)采用油氣處理方法，主要有吸附法、冷凝法、吸收法、膜分離等，其中冷凝-吸附法應(yīng)用較廣泛，即將油氣-空氣混合氣經(jīng)集氣管線收集送入緩沖罐后，在負壓作用下進入冷凝器冷卻至-50℃左右，使大多數(shù)油氣組分冷凝液化，未液化氣體經(jīng)冷凝器排出進入吸附塔進一步被處理，使尾氣達到排放標準排放。但該種方法冷凝運營成本高，且冷凝段油氣回收率遠低于排放標準對應(yīng)回收率，需設(shè)置較大規(guī)模吸附段，長期以往，還帶來較高解吸運營費用和吸附材料投入費用。

此外，目前油氣、BOG回收各成系統(tǒng)，存在設(shè)備重復設(shè)置，冷量不能充分利用等問題。

由此建立一種能夠高效聯(lián)合回收BOG、油氣并充分回收利用BOG冷量的氣體聯(lián)合回收方法，對LNG油氣合建站解決BOG、油氣放空帶來嚴重的環(huán)境污染、環(huán)境安全和資源浪費問題更具經(jīng)濟技術(shù)意義。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于克服現(xiàn)有技術(shù)缺陷，提供一種BOG冷能利用率高、能耗低、能實現(xiàn)LNG油氣合建站所產(chǎn)BOG氣體、油氣同時回收的氣體聯(lián)合回收系統(tǒng)。該系統(tǒng)在回收過程中，將LNG儲罐排出BOG與油氣通過換熱器換熱，自然形成深度冷凝環(huán)節(jié)，油氣回收無需設(shè)置尾氣吸附環(huán)節(jié)，消除了尾氣吸附環(huán)節(jié)吸附熱可能帶來的安全隱患，并利用油氣低溫尾氣冷量降低油氣冷凝環(huán)節(jié)所需額外提供冷量能耗；同時BOG經(jīng)多次換熱后，溫度接近常溫，無需使用BOG壓縮機。BOG經(jīng)普通壓縮機壓縮后采用按級用能節(jié)能原理，經(jīng)歷水冷、油氣尾氣聯(lián)合壓縮制冷系統(tǒng)冷卻、壓縮前BOG冷卻逐級冷卻，提高冷量利用效率。壓縮BOG經(jīng)逐級冷卻后，溫度較低，大幅減少BOG回收中壓縮制冷系統(tǒng)能耗和所需制冷劑用量以及冷凝BOG所需過冷LNG的用量，進一步降低運行成本。

本發(fā)明的目的通過如下技術(shù)方案實現(xiàn)：

一種LNG油氣合建站BOG、油氣聯(lián)合回收系統(tǒng)將來自于LNG儲罐的低溫BOG氣體先作為油氣冷凝回收中深冷回收環(huán)節(jié)的冷量源，經(jīng)兩次冷量放出后，BOG的溫度接近常溫，采用普通壓縮機進行壓縮，壓縮BOG經(jīng)歷三個冷卻環(huán)節(jié)冷卻至較低溫度，第一預(yù)冷環(huán)節(jié)采用水冷，第二冷卻環(huán)節(jié)利用油氣深冷環(huán)節(jié)產(chǎn)生的低溫油氣尾氣聯(lián)合壓縮制冷系統(tǒng)作為冷量源，第三環(huán)節(jié)利用壓縮前BOG所攜冷量冷卻，然后經(jīng)歷一次節(jié)流膨脹降至更低溫度后再經(jīng)過冷LNG冷凝，最后經(jīng)過二次節(jié)流膨脹閥節(jié)流膨脹成LNG。同時來自油氣緩沖罐的油氣經(jīng)壓縮機壓縮后先經(jīng)過水冷冷卻至常溫，再經(jīng)過由油氣尾氣聯(lián)合壓縮制冷系統(tǒng)提供冷量源的預(yù)冷環(huán)節(jié)，最后依次經(jīng)過由壓縮前BOG提供冷量源的一般冷凝過程和深冷環(huán)節(jié)，產(chǎn)生符合環(huán)保排放標準的低溫尾氣，排放前將低溫尾氣冷量加以利用，如前所述，先作為壓縮BOG第二冷卻環(huán)節(jié)的冷量源之一，再作為油氣空氣混合氣體預(yù)冷環(huán)節(jié)的部分冷量來源，減少所述壓縮制冷系統(tǒng)能耗。

上述BOG、油氣聯(lián)合回收方案，進一步包括以下步驟：

步驟1：LNG儲罐氣相出口管線上設(shè)置有BOG壓力檢測系統(tǒng)、第一控制閥和第一單向閥，BOG壓力檢測系統(tǒng)與第一控制閥和油氣緩沖罐出口第二控制閥實現(xiàn)聯(lián)動；

1)BOG回路后續(xù)步驟：

步驟1-2：當LNG儲罐氣相出口管線達到0.6～0.8MPa之上時，同時打開第一控制閥，BOG由LNG儲罐氣相出口流入一號換熱器，對一號換熱器進行預(yù)冷；在一號換熱器第一出口設(shè)置溫度檢測系統(tǒng)，并與一號換熱器BOG旁接管路上的第三控制閥實現(xiàn)聯(lián)動，當一號換熱器出口溫度低于設(shè)定溫度時，打開第三控制閥，BOG通過旁接管路回流至一號換熱器第一進口端再次進入一號換熱器進行換熱升溫，當出口溫度高于設(shè)定溫度時，一號換熱器第一出口與二號換熱器第一進口間的連接管上的第四控制閥打開，BOG進入二號換熱器第一入口；

步驟1-3：BOG從二號換熱器第一出口流入三號換熱器第一入口，進一步提高其溫度至常溫后進入所述普通壓縮機中進行壓縮，將得到的高溫高壓BOG輸送到所述BOG水冷器冷卻至常溫；

步驟1-4：經(jīng)過水冷后的常溫高壓BOG流動至所述四號換熱器，利用所述壓縮制冷系統(tǒng)產(chǎn)生的低溫載冷劑以及所述油氣第三分離罐氣相出口流出的低溫油氣尾氣對所述水冷后的常溫高壓BOG進行冷卻；冷卻后的低溫高壓BOG分別依次經(jīng)過所述二號換熱器第二進口和一號換熱器第二進口，逐級利用所述LNG儲罐氣相出口排出低溫BOG提供的冷量對經(jīng)所述四號換熱器冷卻后的低溫高壓BOG進一步冷凝后；流動至BOG一號節(jié)流膨脹閥適當節(jié)流降溫后進入BOG冷凝器；

步驟1-5：所述BOG冷凝器利用經(jīng)LNG低溫泵加壓形成的過冷LNG的冷量對經(jīng)過一號節(jié)流膨脹閥適當節(jié)流降溫后的低溫高壓BOG進行冷凝降溫，換熱完成后的加壓LNG回流至LNG儲罐；冷凝降溫后的低溫高壓BOG流入BOG二號節(jié)流膨脹閥進一步節(jié)流降溫液化為LNG，節(jié)流降溫所得LNG流動至所述LNG儲罐液相入口；所述LNG泵加壓所需LNG來源于LNG儲罐液相出口。

2)油氣回路后續(xù)步驟：

步驟2-2：當LNG儲罐氣相出口管線達到0.6～0.8MPa之上時，打開第二控制閥，油氣緩沖罐的油氣空氣混合氣體經(jīng)第二控制閥送入油氣壓縮機加壓后進入油氣水冷器冷卻至常溫，水冷后的常溫油氣空氣混合氣體進入五號換熱器經(jīng)油氣空氣混合氣體尾氣和四號換熱器流出的低溫載冷劑的冷量聯(lián)合降溫后，通過油氣第一分離罐排除凝液后進入三號換熱器；

步驟2-3：所述三號換熱器利用二號換熱器流出的低溫BOG的冷量將經(jīng)油氣第一分離罐引入的油氣空氣混合氣體冷凝至-20～-30℃，將冷凝后的油氣空氣混合氣體流入二號換熱器利用一號換熱器流出的低溫BOG的冷量進一步降溫至-30～-60℃，經(jīng)油氣第二分離罐排除凝液后輸送到一號換熱器第二進口利用LNG儲罐排出的低溫BOG的冷量進一步深冷，實現(xiàn)LNG儲罐排出低溫BOG的冷量逐級利用以及油氣空氣混合氣體的逐級降溫；在一號換熱器第二出口設(shè)置溫度檢測系統(tǒng)，與一號換熱器油氣旁接管路上的第五控制閥實現(xiàn)聯(lián)動，當一號換熱器第二出口溫度高于設(shè)定溫度時，打開第五控制閥，油氣通過旁接管路回流至一號換熱器第二進口端再次進入一號換熱器進行換熱冷凝，當?shù)诙隹跍囟鹊陀谠O(shè)定溫度時，一號換熱器第二出口與油氣第三分離罐連接管上的第六控制閥打開，油氣空氣混合氣體進入油氣第三分離罐排除凝液，油氣第三分離罐氣相出口排出的低溫混合氣尾氣經(jīng)油氣節(jié)流膨脹閥進一步節(jié)流降溫后進入四號換熱器第二進口；

步驟2-4：混合氣體尾氣在四號換熱器中聯(lián)合壓縮制冷系統(tǒng)產(chǎn)生的低溫載冷劑將冷量提供給水冷后的常溫高壓BOG，仍保留一定冷量的混合氣體尾氣經(jīng)四號換熱器第二出口流入五號換熱器第二入口，在五號換熱器中聯(lián)合四號換熱器第三出口流出的低溫載冷劑的剩余冷量將進入五號換熱器第一入口的常溫高壓油氣空氣混合氣體降溫至2～3℃，換熱完成后，五號換熱器第二出口所連放空管上的第七控制閥打開，常溫混合氣尾氣由五號換熱器第二出口進入放空管排入大氣。

實現(xiàn)所述的BOG、油氣聯(lián)合回收工藝的裝置包括：LNG儲罐、一號換熱器、二號換熱器、三號換熱器、普通壓縮機、BOG水冷器、四號換熱器、BOG一號節(jié)流膨脹閥、LNG低溫泵、BOG冷凝器、BOG二號節(jié)流膨脹閥、油氣緩沖罐、油氣壓縮機、油氣水冷器、五號換熱器、油氣第一分離罐、油氣第二分離罐、油氣第三分離罐、油氣節(jié)流膨脹閥、放空管、壓縮制冷系統(tǒng)、第一控制閥、第一單向閥、第二控制閥、第三控制閥、第四控制閥、第五控制閥、第六控制閥、第七控制閥。

其中，所述的LNG儲罐氣相出口與一號換熱器第一進口相連，一號換熱器第一出口與二號換熱器第一進口相連，二號換熱器第一出口與三號換熱器第一進口相連，壓縮機入口與三號換熱器第一出口相連，壓縮機出口與BOG水冷器進口相連，BOG水冷器出口與四號換熱器第一進口相連，四號換熱器第一出口與二號換熱器第二進口相連，二號換熱器第二出口與一號換熱器第二進口相連，一號換熱器第二出口與BOG一號節(jié)流膨脹閥進口相連，BOG一號節(jié)流膨脹閥出口與BOG冷凝器BOG進口相連，BOG冷凝器BOG出口與BOG二號節(jié)流膨脹閥入口相連，BOG二號節(jié)流膨脹閥出口與LNG儲罐液相入口相連，LNG儲罐液相出口與LNG低溫泵入口相連，LNG低溫泵出口與BOG冷凝器LNG進口相連，BOG冷凝器LNG出口與LNG儲罐液相進口相連；油氣緩沖罐氣相出口與油氣壓縮機入口相連，油氣壓縮機出口與油氣水冷器入口相連，油氣水冷器出口與五號換熱器第一入口相連，五號換熱器第一出口與油氣第一分離罐入口相連，油氣第一分離罐氣相出口與三號換熱器第二入口相連，三號換熱器第二出口與二號換熱器第三入口相連，二號換熱器第三出口與油氣第二分離罐入口相連，油氣第二分離罐氣相出口與一號換熱器第三入口相連，一號換熱器第三出口與油氣第三分離罐入口相連，油氣第三分離罐氣相出口與油氣節(jié)流膨脹閥入口相連，油氣節(jié)流膨脹閥出口與四號換熱器第二進口相連，四號換熱器第二出口與五號換熱器第二進口相連，五號換熱器第二出口與放空管相連；四號換熱器的第三入口與壓縮制冷系統(tǒng)出口相連，四號換熱器的第三出口與五號換熱器的第三入口相連，五號換熱器的第三出口與壓縮制冷系統(tǒng)入口相連。

進一步，所述的LNG儲罐氣相出口管線上依次設(shè)置有第一控制閥和第一單向閥；油氣緩沖罐出口管線上設(shè)置有第二控制閥；所述的一號換熱器第一出口兩條連接管線上設(shè)置有第三控制閥、第四控制閥；一號換熱器第二出口兩條連接管線上設(shè)置有第五控制閥、第六控制閥；其中：第一控制閥、第二控制閥受所述LNG儲罐上裝設(shè)的壓力檢測裝置信號控制；第三控制閥、第四控制閥受所述一號換熱器第一出口管道裝設(shè)的溫度檢測裝置信號控制；第五控制閥、第六控制閥受所述一號換熱器第二出口管道裝設(shè)的溫度檢測裝置信號控制。

進一步，所述的一號換熱器、二號換熱器、三號換熱器、四號換熱器和五號換熱器均為板式換熱器。

進一步，所述的油氣第一分離罐、油氣第二分離罐和油氣第三分離罐液相出口管線為坡度為5‰的水平傾斜管，坡向各自管線的出口端，且出口端分別設(shè)置有可快速裝卸的凝液收集器。

進一步，所述的壓縮制冷系統(tǒng)包括：載冷劑罐、調(diào)節(jié)閥、一次壓縮機、一次水冷器、二次壓縮機、二次水冷器、載冷劑節(jié)流膨脹閥，其中載冷劑罐出口與調(diào)節(jié)閥進口相連，調(diào)節(jié)閥出口與一次壓縮機進口相連，一次壓縮機出口與一次水冷器進口相連，一次水冷器出口與二次壓縮機進口相連，二次壓縮機出口與二次水冷器進口相連，二次水冷器出口與載冷劑節(jié)流膨脹閥進口相連，載冷劑節(jié)流膨脹閥出口與四號換熱器的第三進口相連，四號換熱器的第三出口與五號換熱器的第三入口相連，五號換熱器的第三出口與載冷劑罐入口相連，進入下一次壓縮制冷循環(huán)流動。所述的載冷劑由50％乙烷和50％丙烷混合而成。

進一步，所述的壓縮制冷系統(tǒng)載冷劑供應(yīng)管線上設(shè)置自動調(diào)節(jié)型調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)閥開度受五號換熱器第二入口所設(shè)置流量檢測設(shè)備信號控制，系統(tǒng)初始運行階段，調(diào)節(jié)閥開度設(shè)置為最大，當四號換熱器在第二入口處檢測出流量時，調(diào)節(jié)載冷劑供應(yīng)管線上調(diào)節(jié)閥開度，減少所述壓縮制冷系統(tǒng)載冷劑流量，實現(xiàn)-90～-120℃混合氣尾氣和低溫載冷劑聯(lián)合冷凝油氣、壓縮后BOG。

本發(fā)明的有益效果是：本發(fā)明利用LNG儲罐排出低溫BOG冷凝加油過程所排油氣，自然形成深度冷凝環(huán)節(jié)，油氣直接分離回收，油氣回收率達到99％，因此本發(fā)明聯(lián)合回收工藝中，油氣回收無需設(shè)置尾氣吸附環(huán)節(jié)，消除了尾氣吸附環(huán)節(jié)吸附熱可能帶來的安全隱患。本發(fā)明設(shè)備均為普通的膨脹、壓縮和換熱設(shè)備，國內(nèi)市場上都很常見，使整個工藝設(shè)備投入大大降低。且LNG儲罐所產(chǎn)生低溫BOG冷量依據(jù)能量逐級利用原則實現(xiàn)高效利用，壓縮后BOG采用按級用能節(jié)能原理，經(jīng)歷水冷、油氣尾氣聯(lián)合壓縮制冷系統(tǒng)冷卻、壓縮前BOG冷卻逐級冷卻，提高冷量利用效率，也大幅減少BOG回收中壓縮制冷系統(tǒng)能耗和所需制冷劑用量以及冷凝BOG所需過冷LNG的用量，進一步降低運行成本。因此，本發(fā)明充分利用了LNG油氣合建站的BOG冷能，降低了BOG、油氣回收的資金投入和運行能耗，提高了回收工藝的安全穩(wěn)定性，實現(xiàn)了BOG、油氣的低價、節(jié)能、安全的聯(lián)合回收，具有良好的工業(yè)推廣和市場應(yīng)用前景。

附圖說明

圖1為本發(fā)明LNG油氣合建站BOG、油氣聯(lián)合回收系統(tǒng)和回收方法的流程說明。

圖2為本發(fā)明壓縮制冷系統(tǒng)的流程說明。

附圖標記列示如下：

101—LNG儲罐，102—一號換熱器，103—普通壓縮機，104—BOG水冷器，105—二號換熱器，106—三號換熱器，107—四號換熱器，108—BOG一號節(jié)流膨脹閥，109—BOG冷凝器，110—BOG二號節(jié)流膨脹閥，111—LNG低溫泵，201—油氣緩沖罐，202—油氣壓縮機，203—油氣水冷器，204—五號換熱器，205—油氣第一分離罐，206—油氣第二分離罐，207—油氣第三分離罐，208—油氣節(jié)流膨脹閥，209—放空管，300—壓縮制冷系統(tǒng)，F(xiàn)1-1—第一控制閥，F(xiàn)1-2—第一單向閥，F(xiàn)2-1—第二控制閥，F(xiàn)1-3—第三控制閥，F(xiàn)1-4—第四控制閥，F(xiàn)1-5—第五控制閥，F(xiàn)1-6—第六控制閥，F(xiàn)2-2—第七控制閥，301—載冷劑罐，F(xiàn)3-1—調(diào)節(jié)閥，302—一次壓縮機，303—一次水冷器，304—二次壓縮機，305—二次水冷器，306—載冷劑節(jié)流膨脹閥

具體實施方式

下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有作出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。

如圖1所示，本實施例的裝置包括LNG儲罐(101)、一號換熱器(102)、二號換熱器(105)、普通壓縮機(103)、BOG水冷器(104)、三號換熱器(106)、四號換熱器(107)、BOG一號節(jié)流膨脹閥(108)、BOG冷凝器(109)、BOG二號節(jié)流膨脹閥(110)、LNG低溫泵(111)、油氣緩沖罐(201)、油氣壓縮機(202)、油氣水冷器(203)、五號換熱器(204)、油氣第一分離罐(205)、油氣第二分離罐(206)、油氣第三分離罐(207)、油氣節(jié)流膨脹閥(208)、放空管(209)、壓縮制冷系統(tǒng)(300)、第一控制閥(F1-1)、第一單向閥(F1-2)、第二控制閥(F2-1)、第三控制閥(F1-3)、第四控制閥(F1-4)、第五控制閥(F1-5)、第六控制閥(F1-6)、第七控制閥(F2-2)；LNG儲罐(101)上裝有壓力檢測裝置，一號換熱器(102)、五號換熱器(204)上均裝有溫度感應(yīng)裝置。

LNG儲罐(101)氣相出口與一號換熱器(102)第一進口A-1相連，一號換熱器(102)第一出口A-2與二號換熱器(105)第一進口D-1相連，二號換熱器(105)第一出口D-2與三號換熱器(106)第一進口G-1相連，普通壓縮機(103)入口與三號換熱器(106)第一出口G-2相連，普通壓縮機(103)出口與BOG水冷器(104)進口相連，BOG水冷器(104)出口與四號換熱器(107)第一進口I-1相連，四號換熱器(107)第一出口I-2與二號換熱器(105)第二進口E-1相連，二號換熱器(105)第二出口E-2與一號換熱器(102)第二進口B-1相連，一號換熱器(102)第二出口B-2與BOG一號節(jié)流膨脹閥(108)進口相連，BOG一號節(jié)流膨脹閥(108)出口與BOG冷凝器(109)BOG進口相連，BOG冷凝器(109)BOG出口與BOG二號節(jié)流膨脹閥(110)入口相連，BOG二號節(jié)流膨脹閥(110)出口LNG儲罐(101)液相入口相連，LNG儲罐(101)液相出口與LNG低溫泵(112)入口相連，LNG低溫泵(112)出口與BOG冷凝器(109)LNG進口相連，BOG冷凝器(109)LNG出口與LNG儲罐(101)液相進口相連用于回流。

油氣緩沖罐(201)氣相出口與油氣壓縮機(202)入口相連，油氣壓縮機(202)采用離心式壓縮機；油氣壓縮機(202)出口與油氣水冷器(203)入口相連，油氣水冷器(203)出口與五號換熱器(204)第一入口L-1相連，五號換熱器(204)第一出口L-2與油氣第一分離罐(205)入口相連，油氣第一分離罐(205)氣相出口與三號換熱器(106)第二入口H-1相連，三號換熱器(106)第二出口H-2與二號換熱器(105)第三入口F-1相連，二號換熱器(105)第三出口F-2與油氣第二分離罐(206)入口相連，油氣第二分離罐(206)氣相出口與一號換熱器(102第三入口C-1相連，一號換熱器(102第三出口C-2與油氣第三分離罐(207入口相連，油氣第三分離罐(207)氣相出口與油氣節(jié)流膨脹閥(208)入口相連，油氣節(jié)流膨脹閥(208)出口與四號換熱器(107)第二進口J-1相連，四號換熱器(107)第二出口J-2與五號換熱器(204)第二進口M-1相連，五號換熱器(204)第二出口M-2與放空管(209)相連，放空尾氣。

一號換熱器(102)、二號換熱器(105)、三號換熱器(106)、四號換熱器(107)和五號換熱器(204)均為板式換熱器。

油氣第一分離罐(205)、油氣第二分離罐(206)和油氣第三分離罐(207)各自液相出口分別設(shè)置有排液管和凝液收集器。

五號換熱器(204)利用四號換熱器(107)第二出口J-2、第三出口K-2分別流出的油氣尾氣和壓縮制冷系統(tǒng)(300)制冷劑低溫載冷劑的剩余冷量預(yù)冷分離油氣空氣混合氣體中的水蒸汽，防止水分使后續(xù)油氣處理系統(tǒng)結(jié)冰，在油氣第一分離罐(205)液相出口管線末端設(shè)有排液口和凝液收集器，用于排出冷凝水和少量冷凝油。五號換熱器(204)在第二入口J-1處設(shè)置流量檢測設(shè)備，在未檢測到尾氣流量的系統(tǒng)初始運行階段，預(yù)冷所需冷凝冷量由所述壓縮制冷系統(tǒng)全部提供，當檢測到尾氣流量后，減少壓縮制冷系統(tǒng)(300)載冷劑流量，預(yù)冷所需冷凝冷量由四號換熱器(107)第二出口J-2、第三出口K-2分別流出的油氣尾氣和壓縮制冷系統(tǒng)制(300)冷劑低溫載冷劑聯(lián)合提供。

所述的壓縮制冷系統(tǒng)(300)包括：載冷劑罐(301)、調(diào)節(jié)閥(F3-1)、一次壓縮機(302)、一次水冷器(303)、二次壓縮機(304)、二次水冷器(305)、載冷劑節(jié)流膨脹閥(306)，其中載冷劑罐(301)出口與調(diào)節(jié)閥(F3-1)進口相連，調(diào)節(jié)閥(F3-1)出口與一次壓縮機(302)進口相連，一次壓縮機(302)出口與一次水冷器(303)進口相連，一次水冷器(303)出口與二次壓縮機(304)進口相連，二次壓縮機(304)出口與二次水冷器(305)進口相連，二次水冷器(305)出口與載冷劑節(jié)流膨脹閥(306)進口相連，載冷劑節(jié)流膨脹閥(306)出口與四號換熱器(107)的第三進口K-1相連，四號換熱器(107)的第三出口K-2與五號換熱器(204)的第三入口M-1相連，五號換熱器(204)的第三出口M-2與載冷劑罐(301)入口相連，進入下一次壓縮制冷循環(huán)流動；所述載冷劑由50％乙烷和50％丙烷混合而成。

第一控制閥(F1-1)、第二控制閥(F2-1)、第三控制閥(F1-2)、第四控制閥(F1-3)、第五控制閥(F1-4)、第六控制閥(F1-5)均為自動控制閥門，其中：第一控制閥(F1-1)、第二控制閥(F2-1)受所述LNG儲罐(101)上裝設(shè)的壓力檢測裝置信號控制；第三控制閥(F1-2)、第四控制閥(F1-3)受所述一號換熱器(102)第一出口A-2管道裝設(shè)的溫度檢測裝置信號控制；第五控制閥(F1-4)、第六控制閥(F1-5)受所述一號換熱器(102)第二出口B-1管道裝設(shè)的溫度檢測裝置信號控制。

壓縮制冷系統(tǒng)(300)載冷劑供應(yīng)管線上設(shè)置自動調(diào)節(jié)型調(diào)節(jié)閥(F3-1)，調(diào)節(jié)閥(F3-1)開度受所述五號換熱器(204)第二入口J-1所設(shè)置流量檢測設(shè)備信號控制，系統(tǒng)初始運行階段，四號換熱器(107)、五號換熱器(204)所需冷凝冷量由所述壓縮制冷系統(tǒng)(300)全部提供，當四號換熱器(204)在第二入口J-1處檢測出流量時，調(diào)節(jié)載冷劑供應(yīng)管線上調(diào)節(jié)閥(F3-1)開度，減少所述壓縮制冷系統(tǒng)載冷劑流量，實現(xiàn)-114.3℃、0.25MPa、35.38kg/h混合氣尾氣和低溫載冷劑聯(lián)合冷凝油氣、壓縮后BOG。

利用上述裝置聯(lián)合回收BOG、油氣的工藝包括以下步驟：

步驟1：所述LNG儲罐(101)氣相出口管線上設(shè)置有BOG壓力檢測系統(tǒng)和第一控制閥(F1-1)，BOG壓力檢測系統(tǒng)信號控制第一控制閥(F1-1)和油氣緩沖罐出口第二控制閥(F2-1)啟閉；

1)BOG回路后續(xù)步驟：

步驟1-2：當所述LNG儲罐(101)氣相出口管線達到0.6MPa時，打開第一控制閥(F1-1，-143℃BOG以80kg/h流量由LNG儲罐(101)氣相出口流入一號換熱器(102)，對一號換熱器(102)進行預(yù)冷；在一號換熱器(102)第一出口A-2端設(shè)置溫度檢測系統(tǒng)，并與一號換熱器(102)BOG旁接管路上的第三控制閥(F1-2)實現(xiàn)聯(lián)動，當一號換熱器(102)出口溫度低于設(shè)定溫度-45℃時，打開第三控制閥(F1-2)，BOG通過旁接管路回流至一號換熱器(102)第一進口端A-1再次進入一號換熱器(102)進行換熱升溫，當出口溫度高于設(shè)定溫度-45℃時，一號換熱器(102)第一出口A-2與二號換熱器(105)第一進口D-1間的連接管上的第四控制閥(F1-3)打開，BOG進入二號換熱器(105)第一進口D-1；

步驟1-3：-45℃BOG依次流入二號換熱器(105)進口D-1、三號換熱器(106)第一進口G-1使BOG溫度逐級升至-2.4℃后，進入所述普通壓縮機(103)中進行壓縮壓力升至4MPa，得到的260℃、4MPaBOG輸送到所述BOG水冷器(104)冷卻至20℃、3.99MPa；

步驟1-4：所述壓縮制冷系統(tǒng)(300)中，20℃、0.18MPa、18.3kg/h載冷劑由載冷劑罐(301)進入一次壓縮機(302)加壓至111.3℃、1MPa，經(jīng)一次水冷器(303)降溫至20℃后，進入二次壓縮機(304)加壓至130.2℃、5MPa，再經(jīng)二次水冷器(303)降溫至20℃后成為液態(tài)載冷劑，液態(tài)載冷劑進入載冷劑節(jié)流膨脹閥(304)進一步節(jié)流降溫至-50.48℃、0.2MPa后進入四號換熱器(107)第三進口K-1；

步驟1-5：所述四號換熱器(107)利用所述油氣節(jié)流膨脹閥(208)出口流出的-110℃、0.25MPa混合氣尾氣以及四號換熱器(107)第三進口K-1流入的-50.5℃、0.2MPa、18.3kg/h載冷劑的冷量，將流動至所述四號換熱器(107)第一進口I-1的20℃、3.99MPa BOG冷卻至-31℃、3.98MPa后送入所述二號換熱器(105)第二進口E-1；所述二號換熱器(105)利用所述一號換熱器(102)第一出口A-2流出的-45℃、0.59MPa BOG將-31℃、3.98MPa BOG降溫至-45℃后送入一號換熱器(102)第二進口B-1進一步冷卻至-100.7℃，送入BOG一號節(jié)流膨脹閥(108)節(jié)流降壓至3MPa；

步驟1-5：所述BOG冷凝器(109)利用LNG低溫泵(112)加壓后的-159℃、1.6MPa、18m³/h LNG的冷量對所述BOG一號節(jié)流膨脹閥(108)節(jié)流后的-111.2℃、3MPa BOG進行冷凝液化，將得到的-157.9℃、1.59MPa、18m³/h LNG輸送到所述LNG儲罐(101)液相入口；BOG冷凝器(108)BOG出口-140℃、2.99MPa BOG流入所述二級節(jié)流膨脹閥(110)節(jié)流至1.59MPa得到-147℃、1.59MPa LNG后流入LNG儲罐(101)液相入口；所述LNG低溫泵(112)加壓LNG來源于LNG儲罐(101)液相出口。

2)油氣回路后續(xù)步驟：

步驟2-2：當LNG儲罐(101)氣相出口管線達到0.6MPa時，同步打開第二控制閥(F2-1)，油氣緩沖罐(201)的油氣空氣混合氣體經(jīng)第二控制閥(F2-1)被吸入油氣壓縮機(202)加壓后送入油氣水冷器(203)冷卻至20℃，水冷后的20℃、1.6MPa、86kg/h油氣空氣混合氣體進入五號換熱器(204)第一入口L-1經(jīng)-38.4℃、0.25MPa、35.41kg/h油氣空氣混合氣體尾氣和四號換熱器(107)流出的-38.4℃、0.19MPa、18.3kg/h載冷劑的冷量聯(lián)合降溫至2℃后，通過油氣第一分離罐(205)排除冷凝水和其他凝液，剩余的2℃、1.59MPa、39.92kg/h油氣空氣混合氣體經(jīng)油氣第一分離罐(205)氣相出口進入三號換熱器(106)第二入口H-1；

步驟2-3：經(jīng)所述油氣第一分離罐(205)引入三號換熱器(106)第二進口H-1的2℃、1.59MPa、39.92kg/h油氣空氣混合氣體依次流過三號換熱器(106)第二進口H-1、二號換熱器(105)第二進口E-1，在一號換熱器流出的-45℃、0.79MPa、80kg/h BOG冷量作用下逐級冷凝至-45℃后，經(jīng)油氣第二分離罐(206)排除凝液后，-45℃、1.57MPa、36.39kg/h油氣空氣混合氣體輸送到一號換熱器(102)第二進口B-1利用LNG儲罐101氣相出口排出的-143℃、0.6MPa BOG的冷量進一步深冷至-100.7℃，實現(xiàn)LNG儲罐(101)排出BOG冷量的逐級利用以及油氣空氣混合氣體的逐級降溫；在一號換熱器(102)第二出口B-2設(shè)置溫度檢測系統(tǒng)，與一號換熱器(102)油氣旁接管路上的第五控制閥(F1-5)實現(xiàn)聯(lián)動，當一號換熱器102第二出口B-2溫度高于設(shè)定溫度-45℃時，打開第五控制閥(F1-5)，油氣通過旁接管路回流至一號換熱器(102)第二出口B-1端再次進入一號換熱器(102)進行換熱冷凝，當?shù)诙隹贐-2溫度低于-45℃時，一號換熱器(102)第二出口B-2與油氣第三分離罐(207)連接管上的第六控制閥(F1-6)打開，-100℃、1.56MPa、36.39kg/h油氣空氣混合氣體進入油氣第三分離罐(207)排除凝液后形成的-100℃、1.56MPa、35.41kg/h混合氣體尾氣進入四號換熱器(107)第二進口J-1；

步驟2-4：利用所述油氣節(jié)流膨脹閥(208)將-100℃、1.56MPa、35.41kg/h混合氣尾氣節(jié)流降溫為-109.8℃、0.25MPa后，進入四號換熱器(107)第二進口J-1，聯(lián)合進入四號換熱器(107)第三進口K-1的-50.48℃、0.2MPa、18.3kg/h載冷劑將20℃、3.99MPa BOG降溫至-31℃，換熱結(jié)束后，四號換熱器(107)第二出口J-2流出的-38.4℃、0.24MPa、35.41kg/h混合氣體尾氣、四號換熱器(107)第三出口K-2流出的-38.4℃、0.19MPa載冷劑分別流入五號換熱器(204)第二進口M-1、五號換熱器(204)第三進口N-1，將進入五號換熱器(204)第一進口L-1的20℃、1.6MPa、86kg/h油氣空氣混合氣體聯(lián)合降溫至2℃，換熱完成后，五號換熱器(204)第二出口M-2所連放空管(209)上的第七控制閥(F1-7)打開，20℃、0.23MPa、35.41kg/h混合氣尾氣由五號換熱器(204)第二出口M-2進入放空管(209)排入大氣。

步驟2-5：五號換熱器(204)第三出口N-2流出的19.93℃、0.18MPa、18.3kg/h載冷劑流入載冷劑罐(301)，進入下一次壓縮制冷循環(huán)。

進一步，采用該BOG、油氣聯(lián)合回收系統(tǒng)，油氣回收率達到99％，BOG液化回收率達到100％。

以上實施例中的設(shè)定溫度、壓力參數(shù)為理想或最優(yōu)狀態(tài)下的值，實際操作時受環(huán)境因素影響，本領(lǐng)域技術(shù)人員能做相應(yīng)調(diào)整，以達到同時回收BOG、油氣的目的。

以上所述的具體實施例，對本發(fā)明的目的、技術(shù)方案和有益效果進行了進一步詳細說明，所應(yīng)理解的是，以上所述僅為本發(fā)明的具體實施例而已，并不用于限定本發(fā)明的保護范圍，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所做的任何修改、等同替換、改進等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。