基于常温压缩机回收bog气体的lng接收站工艺系统的制作方法
【专利摘要】基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，该工艺系统包括：LNG卸船臂、LNG储罐、LNG潜液泵、LNG装车臂、加热器和常温压缩机，其中，LNG卸船臂的LNG进口端用于与LNG运输船相连接，LNG卸船臂的LNG出口端通过LNG低温管道与LNG储罐的LNG进口端连接。本工艺系统可适用于小型LNG接收站，本工艺系统的低温天然气回收处理装置对气体组成、流量、压力变化有较强的适应性；操作简单、维护方便；可采用国产常温压缩机替代进口昂贵的低温天然气压缩机，节约工程的投资费用。
【专利说明】基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统
【技术领域】
[0001]基于常温压缩机回收BOG气体(液化天然气蒸发气)的LNG接收站工艺系统，用于液化天然气(LNG)接收站。
【背景技术】
[0002]随着中国经济的发展，对能源的需求日渐增长，国内的液化天然气应用处于蓬勃发展中。国内已建成的沿海LNG接收站，主要功能为LNG进行接收、储存、加压、气化后，对外输出高压天然气，同时可通过LNG槽车外输；对于低温BOG气体的回收，主要采用直接加压输出工艺和再冷凝工艺。直接加压输出工艺是采用低温天然气压缩机，将低温低压天然气加压到常温高压状态，直接输送到站外燃气管网。再冷凝工艺是将低温的天然气加压、再从LNG储罐抽取LNG，两者按一定比例在再冷凝中直接换热，将低温天然气再次液化，输送到高压泵加压气化。这两种工艺中，低温天然气压缩机是低温天然气回收利用的关键设备，关系到主体设备——LNG储罐的正常安全运行。目前一般采用低温无油往复式或迷宫式压缩机，国内压缩机制造厂尚无设计、制造该类BOG压缩机的成熟经验，主要依赖进口，设备生产周期长，制造成本高。
[0003]中国专利CN202371968U公开了一种用于液化天然气接收站的蒸发器液化回收装置，包括蒸发气压缩机、制冷剂压缩机、膨胀机、液化冷箱和氮气缓冲罐，其特征在于液化冷箱的一侧通过管道与蒸发气压缩机连接，液化冷箱的另一侧依次串联氮气缓冲罐、制冷剂压缩机和膨胀机形成回路。
[0004]中国专利CN202868303U公开了一种LNG接收站的储存和气化工程输出系统，其包括:若干个LNG储罐，所述LNG储罐内设置有若干个高压泵井，高压泵井延伸至LNG储罐外，LNG储罐罐体上设置有BOG管接口 ；安装固定于高压泵井内的高压泵，LNG高压管连接高压泵出口并延伸至高压泵井外，并汇集至LNG高压总管；气化器；B0G压缩机；天然气中低压输送管，连接于BOG压缩机出口并通往天然气中低管网。
[0005]中国专利CN103225740A公开了一种LNG接收站利用压力能的BOG处理系统，它在LNG接收站既有天然气外输系统的高压LNG传输管线上分出高压LNG传输支路，所述高压LNG传输支路的输出端与一液-气引射混合器的输入端连接，所述液-气引射混合器的输出端与一中高压气化器的输入端连接，所述中高压气化器的输出端连接天然气用户短距离直送管道的输入端，所述液-气引射混合器还具有低压吸入口，所述低压吸入口与LNG储罐的蒸发气排出总管的输出端连接，所述蒸发器排出总管上设置有根据LNG储罐压力状况调节的蒸发气流量控制阀。
[0006]中国专利CN202252833U公开了一种液化天然气接收站，其包括LNG卸船系统、LNG储存系统、LNG加压及气化外输系统、BOG冷凝系统、BOG外输系统和LNG装车系统，还包括LNG装船系统，其中LNG装船系统包括:LNG装船泵，安装在LNG储存系统的LNG储罐内部的泵井内，将储罐中的LNG进行加压；LNG装船管线，连接在LNG装船泵与装船臂之间，将加压的LNG输送至LNG装船臂；控制阀门和控制仪表，设置在LNG装船管线上；LNG装船臂，与LNG船相连接，将LNG输送至LNG船；回气臂，连接在LNG船与回气管线，将BOG由LNG船返回至回气管线；回气管线，与LNG储罐相连接，将BOG返回输送至LNG储罐。
[0007]沿海LNG接收站除作为沿海大城市的主要气源外，还承担着陆域管道天然气的补充和小城镇LNG气化站、非管输市场(如LNG加气站、偏远地区的大型工业用户)的供应，通过在沿海LNG接收站下游的合理布局，适时建设一批通过水路转运的小型LNG接收站，作为沿海、沿江LNG接收站和LNG气化站(LNG加气站)之间的中转站，以缩短物理运输成本、增加国内LNG总储量，并作为国内LNG战略储备的一部分，用以平衡上游进口 LNG气源供应和下游市场用气调峰需求之间的关系，以提高我国LNG供应链的经济性和安全性。
[0008]因此，针对通过水路转运的小型LNG接收站，在功能上有别于沿海LNG接收站，实有必要优化设计一种新的工艺系统，以满足小型LNG接收站功能需要，同时也要降低整个工程的一次投资成本和建设周期，以及生产运行成本。
实用新型内容
[0009]基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，通过对LNG接收站工艺流程的优化设计，设置低温气体加热器，将低温天然气加热到常温，再采用国产常温压缩机替代生产周期长、制造成本高的进口 BOG压缩机对常温天然气进行压缩，从而达到降低工程投资、缩短施工周期的目的。
[0010]为了实现上述目的，基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统采用如下的技术方案:
[0011]基于常温压缩机回收BOG气体(液化天然气蒸发气)的LNG (液化天然气)接收站工艺系统，该工艺系统包括:LNG卸船臂、LNG储罐(优选是常压储罐)、LNG潜液泵、LNG装车臂、加热器和常温压缩机，其中，LNG卸船臂的LNG进口端用于与LNG运输船相连接，LNG卸船臂的LNG出口端通过LNG低温管道与LNG储罐的LNG进口端连接；
[0012]LNG潜液泵浸没在LNG储罐内，其出口端通过LNG低温管道与LNG装车臂的进口端连接，LNG装车臂的出口端用于与LNG槽车连接；
[0013]LNG储罐的BOG出口端通过BOG低温管道与加热器的天然气进口端连接；
[0014]加热器的天然气出口端通过常温天然气管道与常温压缩机的天然气进口端相连接;
[0015]常温压缩机的天然气出口端通过常温高压天然气管道输送站外用户，和/或常温压缩机的天然气出口端通过常温天然气管道与CNG压缩机的天然气进口端连接，CNG压缩机的出口端通过CNG管道输送到CNG加气机，用于给CNG槽车充装气体后外输。
[0016]在一个优选实施方式中，所述加热器是空温式加热器(其中加热介质是空气)，优选为翅片式结构的空温式加热器。
[0017]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力lKPa*G~30KPa*G)通过BOG低温管道到空温式加热器，通过吸收空气中的热量加热低温天然气。低温低压天然气经过空温式加热器加热后气体温度≥_15°C，例如-15~20°C，优选-10~15°C。加热后的气体再通过管道(常温低压天然气管道)输送到常温压缩机进行加压，出口压力≥0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa.G，优选1.0~1.2MPa.G，最后通过常温天然气管道输送站外用户或下一处理工艺装置。[0018]在另一优选实施方式中，所述加热器是水浴式加热器，水浴式加热器可以为管壳式或绕管式结构。
[0019]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力lKPa*G~30KPa.G)通过BOG低温管道到水浴式加热器中加热，加热后气体温度> 5°C，例如O~15°C，优选5~10°C，再通过管道(常温低压天然气管道)输送到常温压缩机进行加压，出口压力≥0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa.G，优选1.0~1.2MPa.G，最后通过常温天然气管道输送站外用户或下一处理工艺装置。
[0020]在又一优选实施方式中，所述加热器包括并联的一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器，其中BOG低温管道分成多个支管，分别与所述一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器的天然气进口端连接，所述一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器的这些天然气出口端在合流后与常温压缩机的天然气进口端连接。
[0021]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力lKPa*G~30KPa *G)通过BOG低温管道分成多个分支，分别进入一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器中加热，在所述空温式加热器中加热后气体温度> _15°C，例如-15~20°C，优选-10~15°C，在所述水浴式加热器中加热后气体温度≥5°C，例如O~15°C，优选5~10°C，所述一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器的天然气出口端被合流，通过管道(常温低压天然气管道)输送到常温压缩机进行加压，出口压力≥0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa.G，优选1.0~1.2MPa.G，最后通过常温天然气管道输送站外用户或下一处理工艺装置。
[0022]在包括水浴式加热器的实施方式中，优选的是，常温压缩机具有用于冷却常温压缩机产生的热量的水冷式冷却装置(例如换热管道、加热器)(其中水在其中循环)，该冷却装置的循环水出口端通过管道与水浴式加热器的循环水进口连接，水浴式加热器的循环水出口通过管道经由循环水泵与常温压缩机的冷却装置的循环水入口端连接。通过这样的设计，常温压缩机产生的热量随着循环水通过管道输送到水浴式加热器，并与低温天然气进行换热，循环水再返回循环水泵加压继续循环到常温压缩机的冷却装置的循环水入口端。
[0023]在包括水浴式加热器的实施方式中，优选的是，CNG压缩机也具有用于冷却CNG压缩机产生的热量的冷却装置(例如换热管道、加热器)(其中水在该冷却装置中循环)，该冷却装置的循环水出口端通过循环管道与水浴式加热器的循环水进口连接，水浴式加热器的循环水出口通过循环管道经由循环水泵与CNG压缩机的冷却装置的循环水进口(或入口)端连接。通过这样的设计，CNG压缩机产生的热量随着水通过管道被输送到水浴式加热器，并与低温天然气进行换热，循环水再返回循环水泵加压继续循环到CNG压缩机的冷却装置的循环水进口(或入口)端。
[0024]在本申请中，“入口”与“进口 ”具有相同意义。
[0025]优选的是，在水浴式加热器的循环水出口与循环水泵之间设置凉水塔，其用于在检测到通过水浴式加热器之后的水温高于允许值(用于冷却常温压缩机的水温允许值，例如32°C)时进一步冷却循环水。
[0026]优选的是，在常温压缩机的冷却装置的循环水出口端与水浴式加热器的循环水进口之间设置水加热器，用于在循环水温度低于允许值(用于在水浴式加热器中加热天然气的水温允许值，例如5°C)时对温度过低的循环水(例如在冬季运行时)进行加热，保证进入水浴式加热器中之前水温达到要求。
[0027]优选的是，LNG卸船臂另外包括BOG进口端和BOG出口端，该BOG进口端与在LNG储罐的BOG出口端和加热器的天然气进口端之间连接的BOG低温管道分出的一个支管连接，BOG出口端与LNG运输船的气相接口连接，用于将LNG储罐内的低温气体返输回LNG运输船中。
[0028]优选的是，LNG装车臂另外包括BOG进口端和BOG出口端，该BOG进口端与LNG槽车的气相出口端连接，该BOG出口端通过管道连接于LNG储罐的BOG出口端和加热器的天然气进口端之间的BOG低温管道，用于将BOG气体输送到加热器。
[0029]在本申请中KPa.G和MPa.G是指表压。
[0030]循环水进入、流出水浴式加热器的温度、流量依进入加热器的天然气的工况、加热器的大小、结构，及常温压缩机的工况等因素计算，因此，没有特别限制。
[0031]工艺系统提供的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统可适用于LNG接收站。
[0032]根据本实用新型的装置，通过管道系统将LNG运输船内的LNG液体卸至LNG储罐进行储存，利用LNG潜液泵从LNG储罐输出，通过LNG装车臂为LNG槽车充装外输到LNG用户；B0G气体通过BOG水浴式加热器(B0G空温式加热器)加热至常温，利用常温压缩机进行压缩、压缩后的气体可根据下游用户条件，可直接通过站外输气管道至用户，或是再经过CNG压缩机再次压缩后通过CNG加气机充入CNG槽车，配送至下游的CNG加气站或燃气用户。循环水带走常温压缩机和CNG压缩机的热量，通过BOG水浴式加热器将BOG气体加热至常温，最后通过凉水塔冷却到设计温度。
[0033]基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统的优点:
[0034]1、低温天然气回收处理对气体组成、流量、压力变化有较强的适应性。
[0035]2、充分利用空气或压缩机的热能，正常生产不需要额外提供热量。
[0036]3、采用国产常温压缩机替代进口昂贵的低温天然气压缩机，节约工程的一次投资费用，同时也缩短压缩机的生产周期。
[0037]4、不需额外新增加设备，可以避免不必要的一次投资及运行能耗。
【专利附图】
【附图说明】
[0038]图1是基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统流程简图。
【具体实施方式】
[0039]以下参照附图来详细说明本实用新型的LNG接收站工艺系统。
[0040]请参阅图1，其示出了基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统的第一个实施方式，包括:
[0041 ] LNG卸船臂20，其LNG进口端与LNG运输船10液相接口相连接，出口端与LNG管道A相连接，将LNG运输船10内液体卸至LNG储罐30 ;其BOG进口端与在LNG储罐的BOG出口端和加热器的天然气进口端之间连接的BOG低温管道分出的一个支管，即低温天然气管道BI连接，其BOG出口端与LNG运输船10气相接口相连接，将LNG储罐30内低温气体返输回LNG运输船10，用于在卸船时，随着船舱内LNG液位下降，对其补充气体，从而防止船舱内出现负压。
[0042]LNG储罐30，其LNG进口端与LNG管道A连接，接收从LNG卸船臂20输送过来的液体；通过浸没在LNG储罐30内的LNG潜液泵40，将LNG储罐30内的液体通过LNG管道C输送到LNG装车臂50为LNG槽车(图中未示出)进行充装；其BOG出气端与BOG低温管道，即低温天然气管道B3相连接，将LNG储罐30内的BOG气体输送至加热器(在本实施方案中为水浴式加热器60和空温式加热器70)。
[0043]加热器(水浴式加热器60和空温式加热器70)，其天然气进口端与低温天然气管道B3相连接，其天然气出口端通过管道D (常温低压天然气管道)和常温压缩机80相连接。
[0044]LNG装车臂50另外包括BOG进口端和BOG出口端，该BOG进口端与LNG槽车的气相出口端连接，该BOG出口端通过管道B2连接于LNG储罐30的BOG出口端和加热器(60和/或70)的天然气进口端之间的BOG低温管道B3，用于将BOG气体输送到加热器。
[0045]在本实施方式中，所述加热器包括并联的一个空温式加热器70和一个水浴式加热器60，其中BOG低温管道B3分成两个支管，分别与所述一个空温式加热器70和一个水浴式加热器60的天然气进口端连接，所述一个空温式加热器70和一个水浴式加热器60的这些天然气出口端在合流后与常温压缩机80的天然气进口端连接。
[0046]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力IKPa *G~30KPa.G)通过低温天然气管道后分成两个分支，分别进入一个空温式加热器和一个水浴式加热器中加热，在所述空温式加热器70中加热后气体温度> -15°C，例如-15~20°C，优选-10~15°C，在所述水浴式加热器60中加热后气体温度≥50C，例如O~15°C，优选5~10°C，所述一个空温式加热器70和一个水浴式加热器60的天然气出口端被合流，通过管道(常温低压天然气管道D)输送到常温压缩机80进行加压，出口压力> 0.4MPa.G，例如
0.4~1.6MPa *G，优选1.0~1.2MPa.G，最后通过常温高压天然气管道输送站外用户110或下一处理工艺装置例如CNG压缩机90。
[0047]常温压缩机和CNG压缩机具有用于冷却常温压缩机和CNG压缩机产生的热量的水冷式冷却装置(例如换热管道、加热器)(其中水在该冷却装置中循环)，该冷却装置的循环水出口端通过循环管道G与水浴式加热器60的循环水进口连接，水浴式加热器60的循环水出口通过循环管道G经由循环水泵120与常温压缩机80和CNG压缩机90的冷却装置的循环水进口(或入口 )端连接。通过这样的设计，常温压缩机80和CNG压缩机90产生的热量随着水通过管道被输送到水浴式加热器60，并与低温天然气进行换热，循环水再返回循环水泵120加压继续循环到常温压缩机80和CNG压缩机90的冷却装置的循环水进口(或入口)端。
[0048]在水浴式加热器60的循环水出口与循环水泵120之间设置凉水塔140，其用于在检测到通过水浴式加热器之后的水温高于允许值(用于冷却常温压缩机的水温允许值，例如32°C)时进一步冷却循环水。
[0049]在常温压缩机80和CNG压缩机90的冷却装置的循环水出口端与水浴式加热器60的循环水进口之间设置水加热器130，用于 在循环水温度低于允许值(用于在水浴式加热器中加热天然气的允许值，例如5°C)时对温度过低的循环水(例如在冬季运行时)进行加热，保证进入水浴式加热器60之前水温达到要求。[0050]然而，所述加热器不限于包括并联的一个空温式加热器70和一个水浴式加热器60，可以包括所述加热器包括并联的多个(例如2个或2个以上)空温式加热器70和多个(例如2个或2个以上)水浴式加热器60，也可以包括并联的多个(例如2个或2个以上)空温式加热器70和一个水浴式加热器60,还可以包括并联的一个空温式加热器70和多个(例如2个或2个以上)水浴式加热器60。
[0051]以上图1示出了本实用新型的优选实施方式。
[0052]在第二个实施方式中，低温天然气回收处理装置包括:
[0053]空温式加热器70，其天然气进口端与低温天然气管道B3相连接；常温压缩机80，其天然气进口端通过管道D (常温低压天然气管道)与所述空温式加热器70的天然气出口端连接，其天然气出口端与常温天然气管道E连接。所述空温式加热器70优选为翅片式结构的空温式加热器。
[0054]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力IKPa *G~30KPa-G)通过低温天然气管道B3进入到空温式加热器70，通过吸收空气中的热量来加热低温天然气。低温低压天然气经过空温式加热器70加热后气体温度> _15°C，例如-15~20°C，优选-10~15°C。加热后的气体再通过管道(常温低压天然气管道D)输送到常温压缩机80进行加压，出口压力≤0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa.G，优选1.0~1.2MPa.G,最后通过常温高压天然气管道E输送站外用户或下一处理工艺装置。
[0055]在第三个实施方式中，低温天然气回收处理装置包括:
[0056]水浴式加热器60，其天然气进口端与低温天然气管道B3相连接；常温压缩机80，其天然气进口端通过管道 D (常温低压天然气管道)与所述水浴式加热器60的天然气出口端连接，其天然气出口端与常温高压天然气管道E连接。水浴式加热器60可以为管壳式或绕管式结构。
[0057]在该实施方式中，低温低压的天然气(温度在_50°C~_160°C之间，压力IKPa *G~30KPa.G)通过低温天然气管道B3到水浴式加热器60中加热，加热后气体温度> 5°C，例如O~15°C，优选5~10°C，再通过管道(常温低压天然气管道D)输送到常温压缩机80进行加压，出口压力≤0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa *G，优选1.0~1.2MPa *G，最后通过常温天然气管道E输送站外用户或下一处理工艺装置。
[0058]在上述第三个实施方式中，优选的是，常温压缩机80和CNG压缩机90具有用于冷却常温压缩机和CNG压缩机产生的热量的冷却装置(例如换热管道、加热器)(其中水在该冷却装置中循环)，该冷却装置的循环水出口端通过循环管道G与水浴式加热器60的循环水进口连接，水浴式加热器60的循环水出口通过循环管道G经由循环水泵120与常温压缩机80和CNG压缩机90的冷却装置的循环水进口(或入口)端连接。通过这样的设计，常温压缩机80和CNG压缩机90产生的热量随着水通过管道被输送到水浴式加热器60，并与低温天然气进行换热，循环水再返回循环水泵120加压继续循环到常温压缩机80和CNG压缩机90的冷却装置的循环水进口(或入口)端。
[0059]另外，优选的是，在水浴式加热器60的循环水出口与循环水泵120之间设置凉水塔140，其用于在检测到通过水浴式加热器60之后的水温高于允许值(用于冷却常温压缩机的温度允许值，例如32°C)时进一步冷却循环水。
[0060]另外，优选的是，在常温压缩机80的冷却装置的循环水出口端与水浴式加热器60的循环水进口之间设置水加热器130，用于在循环水温度低于允许值(用于在水浴式加热器中加热天然气的允许值，例如5°C)时对温度过低的循环水(例如在冬季运行时)进行加热，保证进入水浴式加热器60之前水温达到要求。
[0061]常温压缩机80，其天然气进口端与常温低压管道D相连接，出口端与天然气管道E相连接，将低压常温的天然气加压到出口压力≥0.4MPa.G，例如0.4~1.6MPa.G，优选
1.0~1.2MPa.G，最后通过常温天然气管道E输送站外用户110或下一处理工艺装置。
[0062]CNG压缩机90，其天然气进口端与常温天然气管道E相连接，出口端与CNG管道F相连接，将天然气加压到出口压力≥20MPa.G，例如20~25MPa.G，优选22~25MPa.G，最后通过CNG管道F输送到CNG加气机100，给CNG槽车充装气体后，再外输。
【权利要求】
1.基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，该工艺系统包括: LNG卸船臂、LNG储罐、LNG潜液泵、LNG装车臂、加热器和常温压缩机，其中，LNG卸船臂的LNG进口端用于与LNG运输船相连接，LNG卸船臂的LNG出口端通过LNG低温管道与LNG储罐的LNG进口端连接； LNG潜液泵浸没在LNG储罐内，其出口端通过LNG低温管道与LNG装车臂的进口端连接，LNG装车臂的出口端用于与LNG槽车连接； LNG储罐的BOG出口端通过BOG低温管道与加热器的天然气进口端连接； 加热器的天然气出口端通过常温天然气管道与常温压缩机的天然气进口端相连接； 常温压缩机的天然气出 口端通过常温高压天然气管道输送站外用户，和/或常温压缩机的天然气出口端通过常温天然气管道与CNG压缩机的天然气进口端连接，CNG压缩机的出口端通过CNG管道输送到CNG加气机，用于给CNG槽车充装气体后外输。
2.根据权利要求1所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，所述加热器是空温式加热器。
3.根据权利要求1所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，所述加热器是水浴式加热器。
4.根据权利要求1所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，所述加热器包括并联的一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器，其中低温天然气管道分成多个支管，分别与所述一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器的天然气进口端连接，所述一个或多个空温式加热器和/或一个或多个水浴式加热器的这些天然气出口端在合流后与常温压缩机的天然气进口端连接。
5.根据权利要求3或4所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，常温压缩机具有用于冷却常温压缩机产生的热量的水冷式冷却装置，该冷却装置的循环水出口端通过管道与水浴式加热器的循环水进口连接，水浴式加热器的循环水出口通过管道经由循环水泵与常温压缩机的冷却装置的循环水入口端连接；和/或CNG压缩机具有用于冷却CNG压缩机产生的热量的水冷式冷却装置，该冷却装置的循环水出口端通过循环管道与水浴式加热器的循环水进口连接，水浴式加热器的循环水出口通过循环管道经由循环水泵与CNG压缩机的冷却装置的循环水进口端连接。
6.根据权利要求5所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，在水浴式加热器的循环水出口与循环水泵之间，设置用于在检测到通过水浴式加热器之后的水温高于允许值时进一步冷却循环水的凉水塔。
7.根据权利要求6所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，在常温压缩机的冷却装置的循环水出口端与水浴式加热器的循环水进口之间，设置用于在循环水温度低于允许值时对温度过低的水进行加热的水加热器。
8.根据权利要求1所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，LNG卸船臂包括BOG进口端和BOG出口端，该BOG进口端与在LNG储罐的BOG出口端和加热器的天然气进口端之间连接的BOG低温管道分出的一个支管连接，BOG出口端与LNG运输船的气相接口连接，用于将LNG储罐内的低温气体返输回LNG运输船中。
9.根据权利要求1或8所述的基于常温压缩机回收BOG气体的LNG接收站工艺系统，其特征在于，LNG装车臂另外包括BOG进口端和BOG出口端，该BOG进口端与LNG槽车的气相出口端连接，该BOG出 口端通过管道连接于LNG储罐的BOG出口端和加热器的天然气进口端之间的BOG低温管道，用于将BOG气体输送到加热器。
【文档编号】F17D1/02GK203731088SQ201320869669
【公开日】2014年7月23日 申请日期:2013年12月26日 优先权日:2013年12月26日
【发明者】喻维, 刘丽梅, 魏秋云, 牛卓韬, 刘明武, 杨萍, 陈建龙, 李云, 郑亚晶, 刘力宾, 刘凯, 丁晓玲, 屈傲蕾, 高铸, 张洪耀, 周玉锋, 于春美, 张晓瑞, 李俊 申请人:新地能源工程技术有限公司