液化天然气蒸发气动态回收方法及设备的制作方法

液化天然气蒸发气动态回收方法及设备的制作方法
【专利摘要】一种液化天然气蒸发气动态回收方法及设备，方法包括：(一)对储槽内存储液化天然气蒸发气密度、温度、压力数据监测；(二)根据监测数据计算预判储槽内存储液化天然气所需过冷量；(三)丙烷介质制冷循环后经热交换向储槽内存储液化天然气输入冷量；(四)达过冷状态液化天然气经循环回储槽内，储槽内液化天然气达到新过冷状态平衡，使液化天然气中产生蒸发气重新溶解于液化天然气中，蒸发量实现80％降低；(五)储槽内存储液化天然气蒸发气出现分层时重新开始(一)至(四)步骤；设备包括液化天然气储槽、低温泵、热交换器、制冷装置、传感器以及控制装置；使液化天然气蒸发气动态回收运行稳定、无需频繁起停、安全性强及排放量低，运营成本低。
【专利说明】液化天然气蒸发气动态回收方法及设备

【技术领域】
[0001]本发明涉及一种液化天然气蒸发气动态回收方法及设备。

【背景技术】
[0002]目前煤炭、石油是人类主要消费能源，一次能源消费结构中，煤占68.5%，石油占17.7%，天然气仅占4.7%，远低于24%的世界平均水平。这种以煤为主的能源消费结构会给大气环境埋下隐患。液化天然气(LNG)是天然气的最佳储存形式，在当前环保要求日益严峻的形势下，对于技术密集型的LNG产业，研究和发展LNG相关技术，尤其是LNG储存相关技术，对LNG产业的发展具有重要社会效益和经济效益。
[0003]LNG通常利用带防泄漏和绝热层的金属储槽来储存，按照对于液体和蒸汽封闭系统的力学承载方式主要分为单容罐、双容罐、全容罐和薄膜罐。由于外界热量及操作过程中产生的热输入，储槽中的液化天然气将不断产生蒸发气。现有LNG设施对于蒸发气的处理形式通常包括再液化和直接外输，这两种模式均存在应用上的弊端。再液化形式包括以外输的低压LNG所拥有过冷量使蒸发气在冷凝器中再液化以及采用制冷循环再液化两种形式。这两种再液化形式都是对蒸发气(气态甲烷)的直接处理，冷凝器的使用前提为大量的气化外输，这种工况仅在极其少数的大型气化站在较大负荷运转时能够实现。采用制冷循环对蒸发气进行液化的不足在于，蒸发气的产生是不连续的，这将造成低温压缩机的频繁起停，低温压缩机价格昂贵，使得回收成本无法满足经济性要求。蒸发气直接外输存在压力匹配困难，蒸发气产生量不连续同样使得压缩机的频繁起停，当无外输需求时，只能采取大量火炬燃烧或冷放空，使得排放和成本上升，同时带来安全隐患。
[0004]因此，当前LNG储运站中普遍存在的蒸发气处理问题，有必要转变思路，以LNG为冷量输入载体，采用一套新的回收系统，使得蒸发气处理系统平稳运转，以满足运营中的安全性和经济性要求。


【发明内容】

[0005]本发明的主要目的在于解决现有液化天然气蒸发气回收方法存在的上述不足之处，而提供一种液化天然气蒸发气动态回收方法及设备，使得液化天然气蒸发气动态回收方法具有运行稳定、无需频繁起停、安全性强以及排放量低的功效，且可不受液化天然气蒸发气气化外输工况变化影响，运营成本大幅降低。
[0006]本发明的目的是由以下技术方案实现的:
[0007]本发明液化天然气蒸发气动态回收方法，其特征在于:包括以下步骤，
[0008](一 )对储槽内存储的液化天然气的蒸发气的密度、温度、压力数据进行监测；
[0009]( 二)根据监测数据计算预判储槽内存储的液化天然气所需的过冷量；
[0010](三)利用丙烷介质制冷循环后通过热交换向储槽内存储的液化天然气持续输入冷量；
[0011](四)达到过冷状态的液化天然气经循环回到储槽内部，储槽内部液化天然气整体达到新的过冷状态平衡，使液化天然气中已产生的蒸发气重新溶解于液化天然气中，在此状态下蒸发量可实现80%的降低；
[0012](五)当储槽内存储的液化天然气的蒸发气出现分层迹象时，重新开始(一)至(四)步骤。
[0013]前述的液化天然气蒸发气动态回收方法，其中，所述(一)中对储槽内存储的液化天然气的蒸发量的密度、温度、压力数据进行监测是通过一部安装在储槽内壁导轨滑动机构上的传感器完成，测量周期为30分钟，测量范围为储槽整个液位高度范围；测量时传感器将各液位点的密度、温度、压力数据进行反馈，由控制系统综合计算，预判储槽内所需要输入的制冷量，同时将此需求以信号形式通过数据线传递给控制装置，再由控制装置控制制冷装置进行执行冷量生成，同时控制低温泵将与制冷量相当量的液化天然气由储槽内部抽出送至制冷装置和换热器中；
[0014]所述(二)中根据监测数据计算预判储槽内存储的液化天然气其所需的过冷量，是根据传感器传递的密度、压力、温度信号，由控制系统计算得到当前储槽内液化天然气的整体热力学状态和焓熵值、并对比在正常操作压力(ISKPa)下的饱和状态焓熵值，得到需要外部输入的冷量；
[0015]所述(三)中丙烷介质的制冷循环是采用丙烷为介质的双级制冷循环，每级制冷循环通过由压缩机、冷凝器、膨胀器以及蒸发器依次串联后的制冷装置实现丙烷介质的循环使用，第一级循环实现介质温度降低至零下60°C，第二级实现介质出口温度为零下190°C并进入换热器壳程中与管程中的液化天然气进行换交热，使液化天然气温度降低至零下175至180°C，过冷量增大至正常操作压力下饱和状态的热力学状态，该制冷装置的处理能力为I吨/小时，正常操作压力为18KPa ；
[0016]所述(四)中达到过冷状态的液化天然气为温度为零下175±10°C，达到过冷状态的液化天然气通过制冷装置与储槽间的压差，回到储槽内部；
[0017]所述(五)中储槽内存储的液化天然气的蒸发气出现分层迹象是3m内温差达到10°C，或储槽内压力达到20KPa，或3m内密度差达到3%。
[0018]本发明液化天然气蒸发气动态回收方法使用的设备，其特征在于，包括液化天然气(LNG)储槽1、低温泵2、热交换器3、制冷装置4、传感器5以及控制装置6 ；
[0019]液化天然气(LNG)储槽I内罐内壁垂直方向设有导轨，导轨高度等于储槽内罐高度，且导轨为不锈钢304材质；该导轨上设有传感器5，使传感器5在储槽内整个液位高程范围内滑动行走，并在垂直方向移动中对数据进行动态测量，测量周期30分钟；还将各液位点的密度、温度以及压力数据进行综合计算，预判储槽内所需要输入的制冷量，同时将此制冷量需求以信号形式通过数据线传递给制冷装置进行执行冷量生成，同时传递给低温泵将与制冷量相当量的液化天然气由储槽内部抽出送至制冷装置和换热器中；
[0020]该低温泵2安装于泵筒内部，该泵筒呈垂直状固定在储槽I内侧壁，低温泵2入口位于泵筒底部，泵筒底部距离储槽底面650±10mm，低温泵出口位于储槽I顶端并与热交换器3入口相连；
[0021]该热交换器3的出口通过管线与设置在储槽I上部的过冷状态液化天然气进口连接，将达到过冷状态的液化天然气通过压力差送回至储槽I内；热交换器3入口与外输管线相连，管线采用12寸不锈钢管；
[0022]该制冷装置4由压缩机、冷凝器、膨胀器以及蒸发器依次串联构成；该压缩机进口与蒸发器丙烷出口管线相连，压缩机出口与冷凝器进口连接；该冷凝器出口与膨胀器进口连接；该膨胀器出口与蒸发器进口连接；该蒸发器出口通过制冷丙烷介质循环管线与热交换器3壳程进口相连；以实现制冷丙烷介质连续送入热交换器将冷量传递给液化天然气，然后回到制冷装置中的不断循环；
[0023]该低温泵2、热交换器3、制冷装置4以及传感器5分别与控制装置连接。
[0024]前述的液化天然气蒸发气动态回收方法使用的设备，其中，所述储槽I采用全容式结构，内罐采用304不锈钢或者9镍钢材料制成，容纳液态天然气和其蒸发气，耐零下175± 10°C的超低温，内罐外部包裹弹性毡，弹性毡外层包裹珍珠岩保冷材料，该珍珠岩保冷材料外部设置预应力混凝土外墙结构，操作压力为18至25KPa，导轨设置于内罐内壁上，沿罐高度垂向布置；
[0025]所述传感器5通过电子滑动机构实现在导轨上的垂向移动，该滑动机构为单轨滑块式机构，该单轨滑块式机构采用材质为SS304的单轨滑块式机构，型号为SRS15WMUU ;传感器由螺栓固定在滑动机构的滑块上，滑动机构与控制装置连接，其滑动频率预先设定为I小时完成一次全液位高程测量的行程；传感器5在各位置上监测到的数据传递至控制装置，再由控制装置分别控制低温泵、热交换器3和制冷装置4进行工作；该传感器5采用温度、压力、密度连续测量的形式，实时动态测量储槽中液化天然气的蒸发量的压力、温度、密度值，通过控制装置对测量信号接收后的跟踪计算，确定蒸发气产生量和当前所处工况，并将控制信号通过控制装置传递给低温泵2、热交换器3和制冷装置4 ；
[0026]所述低温泵2采用长轴潜液多级离心泵，其不锈钢泵筒呈垂直状固定于储槽I内壁，泵筒顶端固定于储槽I顶部，泵筒底端延伸至储槽最低操作液面处，泵筒内径为32寸，壁厚8mm，材料为304不锈钢，该储槽最低操作液面为650mm，操作压力IMPa，流量120吨/小时，泵筒底部安装底阀，该底阀控制液化天然气的进入；低温泵2出口位于储槽顶部并通过单向阀与外输管线的一端连接，外输管线另一端与热交换器入口相连，将由低温泵抽出的液态天然气送至换热器管程入口 ；低温泵2经与储槽内传感器相连的光线数据线收到由传感器送来的控制信号，计算得到储槽内液化天然气达到操作压力下平衡状态所需的制冷量，将与制冷量相当量的液态天然气由储槽内部抽出，并通过储槽顶部伸出的12寸不锈钢外输管线送至热交换器3进口；
[0027]所述热交换器3采用管壳式结构，操作压力为0.6MPa，换热器管程与壳程采用304不锈钢制成，管程内为LNG，壳程内为丙烷液体，换热后达到过冷状态的LNG由出口利用压力差送回储槽内；热交换器3出口与输送达到过冷状态液化天然气管线的一端连接，该输送达到过冷状态液化天然气管线的另一端与储槽上部过冷状态液化天然气进口通过法兰连接；该管线为12寸不锈钢循环管线；
[0028]所述控制装置型号为854ATG。
[0029]本发明的有益效果:本发明的液化天然气蒸发气动态回收方法是以LNG为冷量输入载体，采用动态计算需求的方法以丙烷作为制冷介质通过双级制冷循环向载体中持续进行冷量输入以溶解多余蒸发气并降低蒸发率的回收方法，使得蒸发气处理过程平稳运转，实现运营安全经济，可以有效应用在各类中小型液化天然气接收站、储运库、调峰站以及分输卫星站等，其具有运行稳定、无需频繁起停、安全性强、排放量低、不受气化外输工况变化影响以及运营成本大幅降低的功效；还可降低蒸发气的产生，避免超压报警和冷热防空的发生，减少了火炬燃烧浪费，降低二氧化碳排放，有利环保；再者，其设备结构设计合理，便于操作。

【专利附图】

【附图说明】
[0030]图1为本发明液化天然气蒸发气动态回收设备结构示意图。
[0031]图中主要标号说明:
[0032]I液化天然气储槽、2低温泵、3热交换器、4制冷装置、5传感器、6控制装置。

【具体实施方式】
[0033]下面结合附图对本发明作进一步描述。
[0034]如图1所示，液化天然气蒸发气动态回收方法及设备，液化天然气储槽1、低温泵2、热交换器3、制冷装置4、传感器装置5、控制装置6。储槽I采用全容式结构，内罐采用304不锈钢或9镍钢材料制成，容纳液态天然气和其蒸发气，耐-162摄氏度的超低温，外部包裹弹性毡及珍珠岩保冷材料，最外部采用预应力混凝土外墙结构，操作压力18-25KPa，传感器5采用RTD形式，实时动态测量储槽中介质的压力、温度、密度值，通过对测量信号的跟踪计算，确定蒸发气产生量和当前所处工况，并将控制信号传递给低温泵2，低温泵采用长轴潜液多级离心泵形式，通过不锈钢泵筒固定于储槽顶部，泵筒由储槽顶部一直延伸至最低操作液面处，其最低操作液面为650mm，操作压力IMPa，流量120吨/小时，由由泵筒底部安装的底阀控制进液。低温泵收到由传感器送来的控制信号，将信息包含的指定量的液态LNG抽出，通过储槽顶部伸出的12寸不锈钢外输管线送至热交换器3，端部采用法兰连接，法兰和管线采用300磅级。制冷装置4包括丙烷压缩机、膨胀器、冷凝器和蒸发器，采用双极制冷循环，第一级将介质降低至零下60摄氏度，第二级将介质丙烷继续降低至-190摄氏度，由低温泵送出的液态LNG与制冷装置处理后的低温冷媒丙烷进行热交换，热交换过程在热交换器3中完成，热交换器采用管壳式结构，操作压力为0.6MPa，内件采用304不锈钢制成，管程内为LNG，壳程内为丙烷液体，换热后达到过冷状态的LNG由出口利用压力差送回储槽内。动态执行上述过程，使得深冷后的LNG对气态甲烷的溶解度增大，降低蒸发气造成了储槽内部压力过高和翻滚风险，直接对于LNG进行深冷处理避免了液化过程的间断和频繁起停，使得操作稳定。
[0035]实施例一:
[0036]以某中型液化天然气调峰站为例，年气态外输产能80万吨，设置8万方低温LNG储槽一座，调峰期间气化外输量200吨/小时，按照每年工作160天计算，若采用常规回收方式，由蒸发损失造成的直接损失约4000吨液化天然气，此外，由于调峰期间的频繁启停及蒸发气回收带来的振动对于结构及内件的影响，将造成额外的内件更换、维保工作等，整体计算年经济损失约1200万元。
[0037]按照本发明液化天然气蒸发气动态回收方法及设备进行改造，在8万方储槽内部由顶部固定垂向安装传感器导轨，导轨以不锈钢304材质制成，固定于储槽内壁上，高度与内罐高度相等；该导轨上设置滑动机构，该滑动机构选用单轨滑块式机构，该单轨滑块式机构采用材质为SS304的单轨滑块式机构，型号为SRS15WMUU ;传感器由螺栓固定在滑动机构的滑块上，滑动机构与控制装置连接，其滑动频率预先设定为I小时完成一次全液位高程测量的行程；使得传感器能够垂向移动行走实现动态测量储槽内全液位范围内密度、压力、温度，对数据进行动态测量，测量周期30分钟。当储槽内存储出现3m内温差达到10°C，或储槽内压力达到20KPa，或3m内密度差达到3%中的任意一项发生后，计算目前储槽内液化天然气的整体热力学状态，与操作压力(ISKPa)下的饱和状态比对，计算预判储槽内所需要输入的冷量值，冷量数值由传感器传回的数据经控制装置计算后确定，决定于当时工况要求，最终使得在输入冷量后使得蒸发气能够重新溶解于液态天然气中。对于冷量的需求以信号形式通过数据线传递给制冷装置进行执行冷量生成、同时传递给低温泵将相当量的液化天然气送至制冷循环和换热器中。经计算，对于低温泵外数量要求约为0.5吨/小时，外输压力，低温泵送出至换热器入口的液化天然气温度约零下158°C，同时储槽内蒸发气平均温度约158摄氏度，压力22KPa。液化天然气经低温泵和12寸外输管线送至换热器管程。壳程内为丙烷液体，以及通过两级冷凝器、膨胀器、蒸发器，实现丙烷介质的循环使用，第一级循环实现介质温度降低零下60°C，第二级实现介质出口温度零下190°C并进入换热器壳程中与管程中的液化天然气进行换热，使得液化天然气温度降低至零下178°C，将该达到过冷状态的液化天然气借助制冷装置与储槽间的压差，回到储槽内部；过冷的液化天然气蒸发率降低80%，深冷后的LNG对气态甲烷的溶解度增大，使得储槽内压力由22KPa降至18KPa。
[0038]进行改造后，采用本发明方法对液态LNG进行制冷后，可完全消除传统技术方案的弊病，年节约成本约1000万元。
[0039]本实施例中未进行说明的内容为现有技术，故不再进行赘述。
[0040]本发明的优点:通过制冷装置4中的压缩机、膨胀器、冷凝器和蒸发器，实现制冷介质丙烷的循环使用，第一级制冷循环实现介质温度降低零下60°C左右，第二级制冷循环实现介质出口温度零下190°C左右并进入换热器壳程中与管程中的液化天然气进行换热，使得液化天然气温度降低至零下175°C至180°C，过冷量增大至预定程度，由低温泵送出的液态LNG与经制冷装置处理后的低温冷媒丙烷热交换器3中完成热交换。动态执行上述过程，使得深冷后的LNG对蒸发气(气态甲)的溶解度增大，降低蒸发气造成的储槽内部压力过高和翻滚风险，直接对LNG进行深冷处理避免了液化过程的间断和频繁起停，使操作过程更加稳定。
[0041]本发明液化天然气蒸发气动态回收方法及设备的优点是，提供了一种基于对低温(零下175±10°C )储槽内液化天然气蒸发率的动态监测和预判、进而利用制冷介质对其进行动态持续冷量输入、保证储槽内部压力稳定的蒸发气回收方法及设备，其采用传感器对容器内部温度、压力、密度信号持续监测，利用介质压缩、冷凝、膨胀、蒸发的制冷循环，通过低温介质与液化天然气热交换将冷能导入，液化天然气的过冷量增大，使得储存容器内的气态甲烷在液态中的溶解度保持在较高程度，降低蒸发气的产生，避免超压报警和冷热防空的发生，减少了火炬燃烧浪费，降低了二氧化碳排放和运营成本，可应用于各类中小型气化站、分输卫星站和储存库。
[0042]以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
【权利要求】
1.一种液化天然气蒸发气动态回收方法，其特征在于:包括以下步骤，(一)对储槽内存储的液化天然气的蒸发气的密度、温度、压力数据进行监测；(二)根据监测数据计算预判储槽内存储的液化天然气所需的过冷量；(三)利用丙烷介质制冷循环后通过热交换向储槽内存储的液化天然气持续输入冷量;(四)达到过冷状态的液化天然气经循环回到储槽内部，储槽内部液化天然气整体达到新的过冷状态平衡，使液化天然气中已产生的蒸发气重新溶解于液化天然气中，在此状态下蒸发量可实现80%的降低；(五)当储槽内存储的液化天然气的蒸发气出现分层迹象时，重新开始(一)至(四)步骤。
2.根据权利要求1所述的液化天然气蒸发气动态回收方法，其特征在于，所述(一)中对储槽内存储的液化天然气的蒸发量的密度、温度、压力数据进行监测是通过一部安装在储槽内壁导轨滑动机构上的传感器完成，测量周期为30分钟，测量范围为储槽整个液位高度范围；测量时传感器将各液位点的密度、温度、压力数据进行反馈，由控制系统综合计算，预判储槽内所需要输入的制冷量，同时将此需求以信号形式通过数据线传递给控制装置，再由控制装置控制制冷装置进行执行冷量生成，同时控制低温泵将与制冷量相当量的液化天然气由储槽内部抽出送至制冷装置和换热器中；所述(二)中根据监测数据计算预判储槽内存储的液化天然气其所需的过冷量，是根据传感器传递的密度、压力、温度信号，由控制系统计算得到当前储槽内液化天然气的整体热力学状态和焓熵值、并对比在正常操作压力(ISKPa)下的饱和状态焓熵值，得到需要外部输入的冷量；所述(三)中丙烷介质的制冷循环是采用丙烷为介质的双级制冷循环，每级制冷循环通过由压缩机、冷凝器、膨胀器以及蒸发器依次串联后的制冷装置实现丙烷介质的循环使用，第一级循环实现介质温度降低至零下60°C，第二级实现介质出口温度为零下190°C并进入换热器壳程中与管程中的液化天然气进行换交热，使液化天然气温度降低至零下175至180°C，过冷量增大至正常操作压力下饱和状态的热力学状态，该制冷装置的处理能力为I吨/小时，正常操作压力为18KPa ；所述(四)中达到过冷状态的液化天然气为温度为零下175±10°C，达到过冷状态的液化天然气通过制冷装置与储槽间的压差，回到储槽内部；所述(五)中储槽内存储的液化天然气的蒸发气出现分层迹象是3m内温差达到10°C，或储槽内压力达到20KPa，或3m内密度差达到3%。
3.—种如权利要求1所述的液化天然气蒸发气动态回收方法使用的设备，其特征在于，包括液化天然气储槽1、低温泵2、热交换器3、制冷装置4、传感器5以及控制装置6 ；液化天然气储槽I内罐内壁垂直方向设有导轨，导轨高度等于储槽内罐高度；该导轨上设有传感器5 ；该低温泵2安装于泵筒内部，该泵筒呈垂直状固定在储槽I内侧壁，低温泵2入口位于泵筒底部，泵筒底部距离储槽底面650±10mm，低温泵出口位于储槽I顶端并与热交换器3入口相连；该热交换器3的出口通过管线与设置在储槽I上部的过冷状态液化天然气进口连接，将达到过冷状态的液化天然气通过压力差送回至储槽I内；热交换器3入口与外输管线相连；该制冷装置4由压缩机、冷凝器、膨胀器以及蒸发器依次串联构成；该压缩机进口与蒸发器丙烷出口管线相连，压缩机出口与冷凝器进口连接；该冷凝器出口与膨胀器进口连接；该膨胀器出口与蒸发器进口连接；该蒸发器出口通过制冷丙烷介质循环管线与热交换器3壳程进口相连；该低温泵2、热交换器3、制冷装置4以及传感器5分别与控制装置连接。
4.根据权利要求3所述的液化天然气蒸发气动态回收方法使用的设备，其特征在于，所述储槽I采用全容式结构，内罐采用304不锈钢或者9镍钢材料制成，内罐外部包裹弹性毡，弹性毡外层包裹珍珠岩保冷材料，该珍珠岩保冷材料外部设置预应力混凝土外墙结构，操作压力为18至25KPa，导轨设置于内罐内壁上，沿罐高度垂向布置；所述传感器5通过电子滑动机构实现在导轨上的垂向移动，该滑动机构为单轨滑块式机构，传感器由螺栓固定在滑动机构的滑块上，滑动机构与控制装置连接，其滑动频率预先设定为I小时完成一次全液位高程测量的行程；所述低温泵2采用长轴潜液多级离心泵，其不锈钢泵筒呈垂直状固定于储槽I内壁，泵筒顶端固定于储槽I顶部，泵筒底端延伸至储槽最低操作液面处，泵筒底部安装底阀，该底阀控制液化天然气的进入；低温泵2出口位于储槽顶部并通过(12寸)单向阀与外输管线的一端连接，外输管线另一端与热交换器入口相连，将由低温泵抽出的液态天然气送至换热器管程入口；所述热交换器3采用管壳式结构，操作压力为0.6MPa，换热器管程与壳程采用304不锈钢制成，管程内为LNG，壳程内为丙烷液体，热交换器3出口与输送达到过冷状态液化天然气管线的一端连接，该输送达到过冷状态液化天然气管线的另一端与储槽上部过冷状态液化天然气进口通过法兰连接；所述控制装置型号为854ATG。
【文档编号】F25J1/02GK104315802SQ201410584597
【公开日】2015年1月28日 申请日期:2014年10月27日 优先权日:2014年10月27日
【发明者】韩冬, 杨洋, 杨云, 杨尚玉, 叶忠志, 张定国, 苏健, 张宝和, 周福诞, 籍荣 申请人:中国海洋石油总公司, 海洋石油工程股份有限公司