一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统及工艺技术方案

本发明专利技术公开了一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统及工艺，所述系统包括BOG冷凝再气化系统、BOG直接压缩外输系统、BOG热电联产系统，以及LNG冷能发电系统；BOG冷凝再气化系统包括LNG储罐、LNG潜液泵、LNG加压泵、BOG缓冲罐、冷凝再气化系统BOG压缩机、增压LNG‑BOG预冷器、BOG再冷凝器；所述BOG直接压缩外输系统包括BOG海水预热器、外输系统BOG压缩机以及BOG海水冷却器；BOG热电联产系统包括热电系统BOG压缩机、BOG调压计量设备、第一燃气轮机发电机组、烟气余热锅炉、第二燃气轮机发电机组；本发明专利技术适应不同工况下的BOG回收系统，解决了BOG产生量波动过大回收困难的问题。

【技术实现步骤摘要】
一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统及工艺
本专利技术属于LNG（液化天然气）接收站能量综合回收利用领域，具体涉及一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统及工艺。
技术介绍
截至2019年上半年，国内建成投产的LNG站已达到21座，但对于LNG接卸过程中产生的冷能，并没有得到很好的利用。同时，LNG接收站运作过程中会产生大量BOG（LNG蒸发气体），也未能得到很好的回收利用，目前仅有少部分BOG(闪蒸气)得到回收，大部分BOG都是通过火炬系统燃烧放空，造成能源浪费。这两部分造成了很大程度的能源浪费，进而导致了很大的经济损失。因此设计合适的LNG冷能利用以及BOG回收利用方法具有重要意义。公开号为CN109386316A，名称为一种LNG冷能和BOG燃烧能联合利用系统及方法的中国专利文件，公开了一种LNG冷能和BOG联合利用系统，BOG燃烧产生的高温蒸汽经发电机发电，余热蒸汽一部分用于加热经LNG冷却后的循环介质，另一部分余热蒸汽为供热子系统提供热能，从而达到提高系统发电效率的目的。但该技术受限于BOG燃气轮机的负荷范围，灵活性低，在LNG接收站BOG负荷波动大时不能对其进行很好的处理。公开号为CN109404079A，名称为一种用于LNG接收站的BOG再冷凝与LNG冷能发电集成系统的中国专利文件，公开了一种将LNG冷能发电用于BOG再冷凝工艺的方法。但由于低温朗肯循环冷能转化为电能的效率很低，此方法利用效率不高。因此，需要一种能量回收率高、操作弹性大、能很好应对LNG接收站BOG负荷波动的工艺，对LNG接收站的冷能和产生的BOG进行回收。本工艺以调峰型LNG接收站为例，将LNG冷能利用与BOG回收利用巧妙地结合起来，考虑到不同时期BOG产生量波动很大，采用冷凝再气化、燃烧发电以及直接压缩工艺协同回收BOG，同时利用BOG燃烧发电后烟气余热产生热水用来给LNG冷能发电提供热源，使得工艺具有很强协同性和良好操作弹性，在充分实现LNG冷能发电的同时减少了BOG的浪费。
技术实现思路
本专利技术的目的在于针对上面提出的，目前LNG接收站对运作过程中产生的BOG和LNG冷能未进行很好的回收利用的问题，提供一种适用于LNG接收站的BOG和LNG冷能回收利用工艺，以达到对LNG接收站余能的协同回收，提高LNG接收站的能源利用率。根据LNG接收站基荷非卸船时期，基荷卸船时期，调峰非卸船时期以及调峰卸船时期中LNG外输量和BOG产生量的不同，分别设置冷凝再气化、燃烧发电以及直接压缩工艺协同回收BOG，同时利用BOG燃烧发电后烟气余热产生热水用来给LNG冷能发电提供热源，提高冷能发电系统效率。本专利技术至少通过如下技术方案之一实现。一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统，包括BOG冷凝再气化系统、BOG直接压缩外输系统、BOG热电联产系统，以及LNG冷能发电系统；所述BOG冷凝再气化系统包括LNG储罐、LNG潜液泵、LNG加压泵、BOG缓冲罐、冷凝再气化系统BOG压缩机、与LNG加压泵连接的增压LNG-BOG预冷器、BOG再冷凝器；所述LNG储罐、BOG缓冲罐、冷凝再气化系统BOG压缩机、增压LNG-BOG预冷器、BOG再冷凝器依次连接；所述LNG潜液泵将LNG储罐中的天然气将分为两股，所述LNG加压泵和BOG再冷凝器均与LNG潜液泵连接；所述LNG加压泵将加压后的LNG分为两股，一股送至增压LNG-BOG预冷器对从BOG缓冲罐出来的BOG进行预冷，另一股与预冷后送回的LNG混合然后送去下游外输及LNG冷能发电系统；所述BOG直接压缩外输系统包括与所述BOG缓冲罐连接的BOG海水预热器、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机以及BOG海水冷却器；所述BOG海水预热器、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机以及BOG海水冷却器依次连接；所述BOG热电联产系统包括与BOG海水预热器连接的热电系统BOG压缩机、BOG调压计量设备、第一燃气轮机发电机组、烟气余热锅炉、与BOG调压计量设备连接的第二燃气轮机发电机组；所述热电系统BOG压缩机、BOG调压计量设备、第一燃气轮机发电机组、烟气余热锅炉依次连接；所述LNG冷能发电系统包括LNG原海水气化器、与LNG原海水气化器连接的天然气计量系统、LNG-混合工质换热器、与LNG-混合工质换热器连接的LNG海水复热器、混合工质储罐、混合工质增压泵、与烟气余热锅炉连接的混合工质复热器以及与LNG-混合工质换热器连接的膨胀发电机；所述LNG-混合工质换热器、混合工质储罐、混合工质增压泵、混合工质复热器、膨胀发电机依稀连接。所述的一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统的利用工艺，所述BOG冷凝再气化系统，LNG储罐中-164~-161℃、1.15barLNG经LNG潜液泵加压至4~6bar后分为两股，一股输送至LNG加压泵，一股进入BOG再冷凝器对BOG进行冷凝；经LNG加压泵加压后的LNG分为两股，一股送至增压LNG-BOG预冷器对从BOG缓冲罐出来的BOG进行预冷，另一股与预冷后送回的LNG混合然后送去下游外输及LNG冷能发电系统；从LNG储罐内引出的-150℃、1.15barBOG进入BOG缓冲罐后，从BOG缓冲罐引出，经过冷凝再气化系统BOG压缩机压缩至4~6bar，此处压力应与LNG潜液泵出口的LNG压力一致，压缩后的BOG与经过LNG加压泵加压后的部分LNG在增压LNG-BOG预冷器中预冷换热，降温至-100~-90℃，然后进入BOG再冷凝器与从LNG潜液泵出来的一股LNG直接接触换热冷凝，温度降至-135~-142℃，从BOG再冷凝器出来后再与LNG潜液泵出来的另一股LNG混合，温度降至-138~-145℃，进入加压泵增压至65bar，温度升高至-135~-142℃，增压过后的一部分LNG重新预冷BOG，另一部分LNG与预冷换热之后的LNG混合之后进入下游；所述BOG直接压缩外输系统，从LNG储罐内引出的-150℃、1.15barBOG进入BOG缓冲罐后，经BOG海水预热器预热至-55~-50℃，然后进入BOG直接压缩外输系统BOG压缩机压缩至4bar，之后经过BOG海水冷却器冷却后外输至中低压管网；所述BOG热电联产系统，从LNG储罐内引出的-150℃、1.15barBOG进入BOG缓冲罐后，流经BOG海水预热器预热至-55~-50℃，经过热电系统BOG压缩机压缩至16~20bar，经调压计量设备后进入第一燃气轮机发电机组和第二燃气轮机发电机组发电；烟气通入烟气余热锅炉，并与25~35℃的冷水换热，产生的65~75℃热水用作LNG冷能发电系统的循环热源；所述LNG冷能发电系统，从所述LNG加压泵出来的65bar，-132~-140℃的LNG分为两路，一路沿LNG原海水气化器气化后向外传输，另一路LNG经LNG-混合工质换热器与混合工质换热，换热后的天然气经LNG海水复热器后升温至0℃后经天然气计量系统送至外输管网；混合工质经LNG-混合工质换热器冷却至液态，进入混合工质储罐，从混合工质储罐出来的液态本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统，其特征在于：包括BOG冷凝再气化系统、BOG直接压缩外输系统、BOG热电联产系统，以及LNG冷能发电系统；/n所述BOG冷凝再气化系统包括LNG储罐(1)、LNG潜液泵(2)、LNG加压泵(3)、BOG缓冲罐（6）、冷凝再气化系统BOG压缩机（7）、与LNG加压泵(3)连接的增压LNG-BOG预冷器（8）、BOG再冷凝器（9）；所述LNG储罐(1)、BOG缓冲罐（6）、冷凝再气化系统BOG压缩机（7）、增压LNG-BOG预冷器（8）、BOG再冷凝器（9）依次连接；所述LNG潜液泵（2）将LNG储罐（1）中的天然气将分为两股，所述LNG加压泵(3)和BOG再冷凝器（9）均与LNG潜液泵(2)连接；所述LNG加压泵(3)将加压后的LNG分为两股，一股送至增压LNG-BOG预冷器（8）对从BOG缓冲罐（6）出来的BOG进行预冷，另一股与预冷后送回的LNG混合然后送去下游外输及LNG冷能发电系统；/n所述BOG直接压缩外输系统包括与所述BOG缓冲罐（6）连接的BOG海水预热器（10）、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机（11）以及BOG海水冷却器（12）；所述BOG海水预热器（10）、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机（11）以及BOG海水冷却器（12）依次连接；/n所述BOG热电联产系统包括与BOG海水预热器（10）连接的热电系统BOG压缩机（19）、BOG调压计量设备（20）、第一燃气轮机发电机组（22）、烟气余热锅炉（21）、与BOG调压计量设备（20）连接的第二燃气轮机发电机组（23）；所述热电系统BOG压缩机（19）、BOG调压计量设备（20）、第一燃气轮机发电机组（22）、烟气余热锅炉（21）依次连接；/n所述LNG冷能发电系统包括LNG原海水气化器（4）、与LNG原海水气化器（4）连接的天然气计量系统（5）、LNG-混合工质换热器（13）、与LNG-混合工质换热器（13）连接的LNG海水复热器（14）、混合工质储罐（15）、混合工质增压泵（16）、与烟气余热锅炉（21）连接的混合工质复热器（17）以及与LNG-混合工质换热器（13）连接的膨胀发电机（18）；所述LNG-混合工质换热器（13）、混合工质储罐（15）、混合工质增压泵（16）、混合工质复热器（17）、膨胀发电机（18）依稀连接。/n...

【技术特征摘要】
1.一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统，其特征在于：包括BOG冷凝再气化系统、BOG直接压缩外输系统、BOG热电联产系统，以及LNG冷能发电系统；
所述BOG冷凝再气化系统包括LNG储罐(1)、LNG潜液泵(2)、LNG加压泵(3)、BOG缓冲罐（6）、冷凝再气化系统BOG压缩机（7）、与LNG加压泵(3)连接的增压LNG-BOG预冷器（8）、BOG再冷凝器（9）；所述LNG储罐(1)、BOG缓冲罐（6）、冷凝再气化系统BOG压缩机（7）、增压LNG-BOG预冷器（8）、BOG再冷凝器（9）依次连接；所述LNG潜液泵（2）将LNG储罐（1）中的天然气将分为两股，所述LNG加压泵(3)和BOG再冷凝器（9）均与LNG潜液泵(2)连接；所述LNG加压泵(3)将加压后的LNG分为两股，一股送至增压LNG-BOG预冷器（8）对从BOG缓冲罐（6）出来的BOG进行预冷，另一股与预冷后送回的LNG混合然后送去下游外输及LNG冷能发电系统；
所述BOG直接压缩外输系统包括与所述BOG缓冲罐（6）连接的BOG海水预热器（10）、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机（11）以及BOG海水冷却器（12）；所述BOG海水预热器（10）、BOG直接压缩外输系统BOG压缩机（11）以及BOG海水冷却器（12）依次连接；
所述BOG热电联产系统包括与BOG海水预热器（10）连接的热电系统BOG压缩机（19）、BOG调压计量设备（20）、第一燃气轮机发电机组（22）、烟气余热锅炉（21）、与BOG调压计量设备（20）连接的第二燃气轮机发电机组（23）；所述热电系统BOG压缩机（19）、BOG调压计量设备（20）、第一燃气轮机发电机组（22）、烟气余热锅炉（21）依次连接；
所述LNG冷能发电系统包括LNG原海水气化器（4）、与LNG原海水气化器（4）连接的天然气计量系统（5）、LNG-混合工质换热器（13）、与LNG-混合工质换热器（13）连接的LNG海水复热器（14）、混合工质储罐（15）、混合工质增压泵（16）、与烟气余热锅炉（21）连接的混合工质复热器（17）以及与LNG-混合工质换热器（13）连接的膨胀发电机（18）；所述LNG-混合工质换热器（13）、混合工质储罐（15）、混合工质增压泵（16）、混合工质复热器（17）、膨胀发电机（18）依稀连接。


2.根据权利要求1所述的一种BOG和LNG冷能综合回收利用系统的利用工艺，其特征在于：所述BOG冷凝再气化系统，LNG储罐（1）中-164~-161℃、1.15barLNG经LNG潜液泵（2）加压至4~6bar后分为两股，一股输送至LNG加压泵（3），一股进入BOG再冷凝器（9）对BOG进行冷凝；
经LNG加压泵（3）加压后的LNG分为两股，一股送至增压LNG-BOG预冷器（8）对从BOG缓冲罐（6）出来的BOG进行预冷，另一股与预冷后送回的LNG混合然后送去下游外输及LNG冷能发电系统；
从LNG储罐（1）内引出的-150℃、1.15barBOG进入BOG缓冲罐后，从BOG缓冲罐（6）引出，经过冷凝再气化系统BOG压缩机（7）压缩至4~6bar，此处压力应与LNG潜液泵（3）出口的LNG压力一致，压缩后的BOG与经过LNG加压泵（3）加压后的部分LNG在增压LNG-BOG预冷器（8）中预冷换热，降温至-100~-90℃，然后进入BOG再冷凝器（9）与从LNG潜液泵（2）出来的一股LNG直接接触换热冷凝，温度降至-135~-142℃，从BOG再冷凝器（9）出来后再与LNG潜液泵（2）出来的另一股LNG混合，温度降至-138~-145℃，进入加压泵（3）增压至65bar，温度升高至-135~-142℃，增压过后的一部分LNG重新预冷BOG，另一部分LNG与预冷换热之后的LNG混合之后进入下游；
所述BOG直接压缩外输系统，从LNG储罐（1）内引出的-150℃、1.15barBOG进入BOG缓冲罐（6）后，经BOG海水预热器（10）预热至-5...

【专利技术属性】
技术研发人员：徐文东，李璋怡，张琳，何智辉，
申请(专利权)人：华南理工大学，
类型：发明
国别省市：广东;44