本發(fā)明涉及液化天然氣(Liquefied Natural Gas，簡(jiǎn)稱LNG)的儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)領(lǐng)域，尤其是涉及一種近海離岸LNG接收系統(tǒng)及方法。
背景技術(shù)：
液化天然氣(Liquefied Natural Gas，簡(jiǎn)稱LNG)，主要成分是甲烷，被公認(rèn)是地球上最干凈的化石能源。無(wú)色、無(wú)味、無(wú)毒且無(wú)腐蝕性，其體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/625，液化天然氣的質(zhì)量?jī)H為同體積水的45％左右。
液化天然氣的主要成分是甲烷，甲烷的常壓沸點(diǎn)是-161℃，臨界溫度為-84℃，臨界壓力為4.1MPa。其制造過(guò)程是先將氣田生產(chǎn)的天然氣經(jīng)過(guò)凈化(脫水、脫烴、脫酸性氣體)后，采用節(jié)流、膨脹和外加冷源制冷的工藝使甲烷變成液體，通常利用低溫液化天然氣船運(yùn)送，使用時(shí)重新氣化。
LNG運(yùn)輸船是國(guó)際公認(rèn)的高技術(shù)、高難度、高附加值的“三高”產(chǎn)品，LNG船是在-162℃低溫下運(yùn)輸液化天然氣的專用船舶，是一種“海上超級(jí)冷凍車”，被喻為世界造船“皇冠上的明珠”，一艘船的造價(jià)高達(dá)2億元美元，相當(dāng)于兩艘10000TEU集裝箱船的造價(jià)，比一架波音747客機(jī)還貴，是全世界貨運(yùn)船舶中造價(jià)最為昂貴的；其次是技術(shù)難度高，天然氣在降低到零下163℃變成液體后，體積比原來(lái)的氣體狀態(tài)縮小了600倍，LNG船在運(yùn)輸過(guò)程中必須將它保持在零下163℃，揮發(fā)率低于0.5％；可靠性要求高，按照國(guó)際氣體運(yùn)輸規(guī)范(IGCcode)的要求，運(yùn)輸LNG的船舶液貨艙系統(tǒng)必需有兩層屏障(Barrier),對(duì)薄膜型LNG船來(lái)說(shuō)就是兩層絕緣和薄膜進(jìn)行保護(hù)，即使在主層薄膜泄漏的情況下仍能保證LNG的安全運(yùn)輸。
要在常溫常壓下運(yùn)輸-163攝氏度的LNG，液貨艙圍護(hù)系統(tǒng)是LNG船與常規(guī)貨運(yùn)船舶相比較最特殊的地方。目前世界液化天然氣船的儲(chǔ)罐系統(tǒng)有自撐式和薄膜式兩種。自撐式有A型和B型兩種，A型為棱形或稱為IHI SPB，B型為球形。
“單點(diǎn)系泊”，來(lái)源于英文“Single Point Mooring”，簡(jiǎn)稱SPM。應(yīng)該說(shuō)SPM是一個(gè)總的概念，泛指所有的單點(diǎn)，凡允許系泊船舶隨著盛行風(fēng)和海況的變化而圍繞著單個(gè)系泊點(diǎn)自由回轉(zhuǎn)，從而不斷地處于風(fēng)、浪、流合阻力最小位置的系泊為單點(diǎn)系泊。與固定式的碼頭相比，它的特點(diǎn)有投資成本低，建設(shè)周期短，建設(shè)地點(diǎn)選擇面大，維護(hù)成本低等。隨著近海石油勘探開發(fā)的發(fā)展，單點(diǎn)系泊技術(shù)從起初的海上加油逐漸運(yùn)用于近海采油平臺(tái)、原油/成品油中轉(zhuǎn)站等廣泛的應(yīng)用。
通常情況下，船運(yùn)貿(mào)易都不能缺少碼頭，碼頭要與陸地相連，便于貨物轉(zhuǎn)為陸地運(yùn)輸。同時(shí)，需要投巨資建設(shè)向運(yùn)輸船舶錨泊、進(jìn)出港、靠離泊和裝卸作業(yè)提供服務(wù)的港口設(shè)施。而對(duì)于低溫LNG運(yùn)輸船，由于其儲(chǔ)存容量大，通常船長(zhǎng)達(dá)200～300米，滿載吃水深度達(dá)12～16米，造成碼頭選址困難，造價(jià)高，施工周期長(zhǎng)，碼頭運(yùn)行成本高等問(wèn)題。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
為了克服現(xiàn)有技術(shù)的缺點(diǎn)，本發(fā)明提供了一種近海離岸LNG接收系統(tǒng)及方法，通過(guò)在近海離岸處建設(shè)浮式或重力基座式LNG接收系統(tǒng)將進(jìn)口液化天然氣復(fù)熱，并通過(guò)單點(diǎn)系泊裝置和海底管道輸送至天然氣干線，實(shí)現(xiàn)液化天然氣的離岸接收，從而解決針對(duì)LNG接收站的碼頭選址難題。
本發(fā)明所采用的技術(shù)方案是：一種近海離岸LNG接收系統(tǒng)，包括全冷式LNG運(yùn)輸船、LNG接收裝置、LNG增壓氣化系統(tǒng)、天然氣冷卻系統(tǒng)、保冷循環(huán)系統(tǒng)和船岸連接系統(tǒng)；其中：
所述LNG增壓氣化系統(tǒng)包括：LNG接收裝置的裝卸臂分成兩路分別從頂部和底部接入再冷凝器，再冷凝器的液相出口依次與增壓泵、LNG氣化器、調(diào)壓計(jì)量裝置和船岸連接系統(tǒng)連接；
所述天然氣冷卻系統(tǒng)包括：所述調(diào)壓計(jì)量裝置的上部出口接入再冷凝器的氣相進(jìn)口；再冷凝器的氣相出口接入BOG分離罐，BOG分離罐上部的噴淋進(jìn)口與LNG接收裝置的裝卸臂連接，BOG分離罐頂部的的低溫氣出口與LNG接收裝置的返回臂連接；
所述保冷循環(huán)系統(tǒng)包括：所述BOG分離罐上部的氣相出口依次與一級(jí)壓縮機(jī)、二級(jí)壓縮機(jī)和調(diào)壓計(jì)量裝置連接；調(diào)壓計(jì)量裝置的底部出口依次與小型液化裝置、保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐相連，所述保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐的低壓LNG出口與LNG接收裝置的裝卸臂連接。
本發(fā)明還提供了一種近海離岸LNG接收方法，包括如下內(nèi)容：
一、將常溫LNG輸送至陸地管線：
全冷式LNG運(yùn)輸船內(nèi)的低溫LNG經(jīng)船載LNG泵增壓至0.4MPa～0.7MPa(G)后，在再冷凝器中與調(diào)壓計(jì)量裝置返回的高溫天然氣混合，經(jīng)過(guò)增壓泵增壓到4MPa～10MPa(G)后，送至LNG氣化器，氣化后的天然氣再通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置和船岸連接系統(tǒng)輸往陸地管線；
二、全冷式LNG運(yùn)輸船內(nèi)儲(chǔ)罐壓力的平衡：
調(diào)壓計(jì)量裝置通過(guò)液位聯(lián)鎖控制閥分配一股天然氣返輸回再冷凝器，經(jīng)過(guò)再冷凝器將天然氣冷卻至-140℃以下，并送至BOG分離器，BOG分離器通過(guò)溫度聯(lián)鎖控制閥對(duì)溫度不達(dá)標(biāo)的低溫天然氣進(jìn)行進(jìn)一步地噴淋降溫，最終將溫度合格的低溫天然氣通過(guò)LNG接收裝置的BOG返回臂輸送至全冷式LNG運(yùn)輸船內(nèi)；
三、近海離岸LNG接收系統(tǒng)自身的保冷循環(huán)：
BOG分離罐將整個(gè)系統(tǒng)無(wú)外輸工況下BOG氣體送至一級(jí)壓縮機(jī)增壓到0.7MPa，再通過(guò)二級(jí)壓縮機(jī)增壓至4-10MPa，再通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置分配至小型液化裝置，液化成LNG儲(chǔ)存至保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐內(nèi)；然后根據(jù)需要再輸出LNG，以對(duì)整個(gè)接收系統(tǒng)進(jìn)行保冷循環(huán)。
與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明的積極效果是：本發(fā)明將低溫LNG運(yùn)輸船的液化天然氣通過(guò)LNG接收裝置送至再冷凝裝置、混合氣化后的天然氣，液相送至LNG增壓氣化裝置加熱氣化到常溫高壓，最后依次通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置、船岸連接裝置送至高壓管線；氣化后的天然氣將分一股氣，通過(guò)再冷凝冷卻后返回低溫LNG運(yùn)輸船作氣相平衡。本發(fā)明取消了大型LNG儲(chǔ)罐，縮短了LNG接收工藝流程，降低了建設(shè)成本；同時(shí)配備有天然氣再液化裝置為本系統(tǒng)提供非工作工況下的管道冷循環(huán)。本發(fā)明將岸基LNG接收氣化功能搬遷至近海，將減少對(duì)港口岸線資源的占用。與傳統(tǒng)碼頭裝載工藝技術(shù)相比，本發(fā)明非常適合于缺乏天然港口的地區(qū)及港口規(guī)劃不易變更的情況，投資低，建設(shè)周期短，市場(chǎng)發(fā)生變化設(shè)備可遷移至其他地區(qū)繼續(xù)服務(wù)。
附圖說(shuō)明
本發(fā)明將通過(guò)例子并參照附圖的方式說(shuō)明，其中：
圖1是本近海離岸LNG接收系統(tǒng)的示意圖。
具體實(shí)施方式
一種近海離岸LNG接收系統(tǒng)，如圖1所示，包括：包括LNG接收裝置1、再冷凝器2、增壓泵3、LNG氣化器4、調(diào)壓計(jì)量裝置5、船岸連接系統(tǒng)6、BOG分離罐7、一級(jí)壓縮機(jī)8、二級(jí)壓縮機(jī)9、小型液化裝置10、保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11、全冷式LNG運(yùn)輸船12以及各種閥13-19(包括FV閥14、15、18、19PV閥16、LV閥17、TV閥13)，F(xiàn)V閥指流量聯(lián)鎖控制閥、PV閥指壓力聯(lián)鎖控制閥、LV閥指液位聯(lián)鎖控制閥、TV閥指溫度聯(lián)鎖控制閥。本近海離岸LNG接收系統(tǒng)設(shè)置于船上或近海裝置上，系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)的熱量平衡由外部熱水/海水系統(tǒng)負(fù)責(zé)調(diào)節(jié)。
其中：
由LNG裝卸臂和BOG返回臂構(gòu)成LNG接收裝置1；再冷凝器2，負(fù)責(zé)將低溫LNG與常溫天然氣混合冷卻；二級(jí)增壓低溫泵3可以是潛液泵、離心泵等；小型液化裝置10負(fù)責(zé)在系統(tǒng)未接收LNG時(shí)提供保冷冷源。
具體地，
1)低溫LNG運(yùn)輸船12內(nèi)設(shè)置有船載LNG低壓泵，經(jīng)過(guò)船載泵將LNG增加到低壓(0.4MPa以上)，然后通過(guò)LNG接收裝置1的LNG裝卸臂，分兩股輸向再冷凝器2，一股頂部進(jìn)料用于噴淋冷卻，一股底部進(jìn)料用于調(diào)節(jié)流量。
2)再冷凝器2的液相出口連接增壓泵3的入口，增壓泵3的出口與LNG氣化器4入口相連，LNG氣化器4的出口與調(diào)壓計(jì)量裝置5入口相連，調(diào)壓計(jì)量裝置5的出口與船岸連接系統(tǒng)6的入口相連。
其中：
由LNG接收裝置1、再冷凝器2、增壓泵3、LNG氣化器4、調(diào)壓計(jì)量裝置5、船岸連接系統(tǒng)6等構(gòu)成了天然氣氣化系統(tǒng)，其負(fù)責(zé)氣化LNG到常溫并最終輸送至陸地管線。
船岸連接系統(tǒng)6負(fù)責(zé)將氣化合格的天然氣通過(guò)海底輸送至陸地管道。其中船岸連接系統(tǒng)6可以是懸鏈?zhǔn)藉^泊系統(tǒng)式單點(diǎn)系統(tǒng)(CALM)，或塔式單點(diǎn)系統(tǒng)(軟剛臂等)，或轉(zhuǎn)塔式單點(diǎn)系統(tǒng)(內(nèi)轉(zhuǎn)塔\外轉(zhuǎn)塔)、或普通管架系統(tǒng)。
具體地，
1)調(diào)壓計(jì)量裝置5，將抽一股天然氣經(jīng)LV閥17返回至再冷凝器2的氣相。
2)再冷凝器2的氣相出口經(jīng)PV閥16連入BOG分離罐7，BOG分離罐7通過(guò)TV閥13引入LNG對(duì)進(jìn)入氣體進(jìn)行噴淋降溫，溫度合格的低溫氣再返回低溫LNG運(yùn)輸船12以平衡運(yùn)輸船儲(chǔ)罐壓力。
其中：
由調(diào)壓計(jì)量裝置5、再冷凝器2、PV閥16、LV閥17、BOG分離罐7等構(gòu)成了天然氣冷卻系統(tǒng)，其負(fù)責(zé)冷卻天然氣最終輸送至低溫LNG運(yùn)輸船實(shí)現(xiàn)壓力平衡。
具體地，
1)BOG分離罐7負(fù)責(zé)收集BOG氣體，其氣相出口與低溫壓縮機(jī)8連接。
2)低溫壓縮機(jī)8的出口與二級(jí)壓縮機(jī)9連接；二級(jí)壓縮機(jī)9的出口與調(diào)壓計(jì)量裝置5連接，
3)調(diào)壓計(jì)量裝置5抽一股氣出來(lái)與小型液化裝置10入口連接，小型液化裝置出口與保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11入口相連，保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11負(fù)責(zé)輸出低壓LNG對(duì)整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行保冷循環(huán)。保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11內(nèi)設(shè)置有低溫泵。
其中：
由BOG分離罐7、低溫壓縮機(jī)8、二級(jí)壓縮機(jī)9、調(diào)壓計(jì)量裝置5、小型液化裝置10，保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11等構(gòu)成了保冷循環(huán)系統(tǒng)，其負(fù)責(zé)無(wú)外輸工況下的整個(gè)系統(tǒng)自保冷。
本發(fā)明還提供了一種近海離岸LNG接收方法，包括如下內(nèi)容：
一、將常溫LNG輸送至陸地管線：
低溫LNG運(yùn)輸船12內(nèi)的低溫LNG經(jīng)船載LNG泵增壓至0.4MPa～0.7MPa(G)后，在再冷凝器2中與調(diào)壓計(jì)量裝置5返回的高溫天然氣混合，經(jīng)過(guò)LNG增壓泵增壓到4MPa～10MPa(G)，并送至LNG氣化器4，氣化后的天然氣再通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置5和船岸連接系統(tǒng)6輸往陸地管線。
二、低溫LNG運(yùn)輸船12儲(chǔ)罐壓力的平衡：
調(diào)壓計(jì)量裝置5將分配一定比例天然氣返輸回再冷凝器2，經(jīng)過(guò)再冷凝器將天然氣冷卻至-140℃以下，并送至BOG分離器7，在BOG分離器中如果檢測(cè)到冷卻的天然氣溫度不達(dá)標(biāo)，將進(jìn)一步噴淋LNG降溫，直至獲得合格溫度的BOG返回氣，最終通過(guò)LNG接收裝置1輸送至低溫LNG運(yùn)輸船實(shí)現(xiàn)壓力平衡。
三、近海離岸LNG接收系統(tǒng)自身的保冷循環(huán)：
BOG分離罐7負(fù)責(zé)收集整個(gè)系統(tǒng)無(wú)外輸工況下BOG氣體，送至低溫壓縮機(jī)8增壓到0.7MPa，再通過(guò)二級(jí)壓縮機(jī)增壓至4-10MPa(根據(jù)不同液化流程選擇不同的液化壓力)，再通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置分配至小型液化裝置，液化成LNG儲(chǔ)存至保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐11，根據(jù)需要，再輸出LNG對(duì)整個(gè)接收系統(tǒng)進(jìn)行保冷循環(huán)。
本發(fā)明的工作原理是：
低溫LNG運(yùn)輸船運(yùn)送來(lái)的的LNG首先經(jīng)過(guò)船載泵增加到低壓(0.4MPa以上)，中壓LNG輸向再冷凝器緩沖后由增壓泵增加到高壓(4MPa以上)，高壓LNG由氣化器轉(zhuǎn)化為常溫天然氣，最后經(jīng)調(diào)壓計(jì)量并通過(guò)船岸連接裝置將常溫天然氣送至陸地管線；本系統(tǒng)進(jìn)行卸船操作時(shí)，調(diào)壓計(jì)量裝置將抽一股常溫天然氣返輸至再冷凝器，通過(guò)再冷凝器與外輸LNG的冷卻換熱，形成低溫天然氣，返輸至低溫LNG運(yùn)輸船作為氣相平衡。再冷凝器實(shí)現(xiàn)天然氣冷卻溫度時(shí)，由于接觸時(shí)間不夠時(shí)會(huì)產(chǎn)生的較高溫度的BOG，在返輸BOG經(jīng)過(guò)BOG分離器時(shí)檢測(cè)到溫度過(guò)高，將引入LNG噴淋降溫，從而將較高溫度的BOG降低溫度至合適的返輸溫度。本系統(tǒng)沒(méi)有卸船操作時(shí)，將通過(guò)BOG分離器收集滯留于系統(tǒng)內(nèi)的BOG，通過(guò)壓縮機(jī)增壓至高壓，并通過(guò)調(diào)壓計(jì)量裝置分配進(jìn)小型液化裝置，液化后的LNG進(jìn)入保冷循環(huán)用LNG儲(chǔ)罐，在需要時(shí)外輸至整個(gè)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)保冷循環(huán)。