一种液化天然气接收终端的气化系统技术方案

本实用新型专利技术公开了一种液化天然气接收终端的气化系统。它包括浮式气化船模块和陆上模块；浮式气化船模块包括浮式气化船；浮式气化船上设有至少1个储存舱；储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；倒灌泵与装船臂相连通，装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通。该系统克服了常规陆上大型LNG接收终端建设周期长、受周边环境和土地资源限制影响大、灵活性较差等局限性，有利于项目的快速建设和投产。（*该技术在2022年保护过期，可自由使用*）

【技术实现步骤摘要】

本技术涉及一种液化天然气接收终端的气化系统。
技术介绍
目前，中国经济持续快速发展的同时，保障经济发展的能源却极度紧缺。中国的一次能源消费中天然气只占4. 4%，远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对有效解决能源供应安全，优化能源结构，改善生态环境，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。因此，近年来中国液化天然气(LNG)产业快速发展，LNG接收终端受到广泛关注。目前，LNG资源主要从国外获取，需经过远洋大型运输船舶到达国内，国内 已有工程经验的LNG接收终端均为陆上大型接收终端，这种接收终端工艺成熟，通过配套建设的陆上工艺设施，可以实现连续供气和较强的储存能力。但常规陆上大型接收终端建设周期较长、投资大、不能移动、灵活性较差，且受周边环境和土地资源限制影响较大，尤其近年来随着人们的环保意识增强，在沿海陆地建设接收终端受到的限制越来越大。为了改善传统陆上LNG接收终端的局限性，在充分考虑技术可行性、安全性、经济性的基础上，以浮式气化船为载体的浮式LNG储存气化设施技术逐渐走向成熟，具有建设周期短、坐落于海上降低了在人口稠密区域建设LNG接收终端的安全风险、灵活性高、相对成本低等优点。但浮式LNG储存气化设施仍存在其局限性，当环境条件恶劣时，浮式LNG储存气化设施不能正常运行，面临中断对外供气的危险。本技术中新型LNG接收终端的气化系统除了具有了浮式LNG储存气化设施所有优点的同时，还具有以下特点在LNG运输船舶中断靠泊和发生码头不可作业的环境条件使得浮式气化船必须解脱离港或浮式气化船故障工艺设施不能运行时，通过陆上LNG储罐及其配套设施可实现天然气的气化外输，保证连续性供气；浮式气化船上的储舱与陆上LNGLNG储罐互为备用，大大提高了供气安全性。在LNG接收终端项目建设初期，用户市场未成熟、用气量小的情况下，可先行快速建设陆上小型设施，抢占市场。
技术实现思路
本技术的目的是提供一种液化天然气接收终端的气化系统，主要针对常规陆上大型LNG接收终端建设时间长，难以满足项目前期快速开拓市场的要求，开发了一种近岸浮式接收设施与陆上接收设施联合的接收终端系统，既满足了快速建设的要求又能实现连续安全供气。本技术所提供的一种液化天然气接收终端的气化系统，它包括浮式气化船模块和陆上模块；所述浮式气化船模块包括浮式气化船；所述浮式气化船上设有至少I个储存舱；所述储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；所述倒灌泵与装船臂相连通，所述装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；所述罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，所述调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，所述高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；所述储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通；所述陆上模块包括LNG储罐；所述LNG储罐通过卸料总管与所述卸料臂和装船臂相连通；所述LNG储罐通过BOG总管与所述回气臂b和回气臂a相连通；所述LNG储罐通过外输泵与LNG槽车相连通。上述液化天然气接收终端的的气化系统，所述LNG储罐依次与外输泵、高压泵吸入罐b、LNG高压泵b、LNG主气化器b和调压计量撬b相连通，所述调压计量撬b的输出端可通过管线与天然气网管相连接；当发生码头不可作业的环境条件使得所述浮式气化船必须解脱离港或浮式气化船故障时，陆上所述LNG储罐内的LNG可经岸上配备的所述外输泵、高压泵吸入罐b、LNG高压泵b、LNG主气化器b和调压计量撬b实现气态外输，以保证供气连续性，此设置实现了浮式气化船和陆上LNG储罐的连通。上述液化天然气接收终端的的气化系统，所述LNG储罐通过压缩机与所述调压计 量撬b相连通，所述LNG储罐内的BOG可经所述压缩机加压后经所述调压计量撬b计量后一起经管线输送至陆上天然气管网为用户供气。上述液化天然气接收终端的的气化系统，所述LNG储罐通过外输泵与保冷管线相连通，所述保冷管线与所述卸料臂相连通；无卸船时，陆上所述LNG储罐中的小流量LNG可经所述外输泵输送至码头，经所述保冷管线进行码头保冷循环。上述液化天然气接收终端的的气化系统，所述储存舱与返船BOG压缩机相连通，所述返船BOG压缩机与所述回气臂a相连接；当所述储存舱内产生的BOG的压力不足时，可先经所述返船BOG压缩机进行加压，然后输送到所述回气臂a。上述液化天然气接收终端的的气化系统，所述储存舱通过BOG再利用压缩机与BOG回收利用单元相连接。本技术的有益效果是该LNG接收终端的气化系统适用于要求实现快速供气并对供气安全要求高的沿海地区大型LNG接收站项目。在LNG接收终端项目建设初期，用户市场未成熟、用气量小的情况下，可先行快速利用浮式气化船和建设陆上小型设施，能够快速满足市场用气需求，在完成供气目标后，浮式气化船部分可拖航到其它地点继续服务，陆上LNG储罐部分可投用到后续建设的陆上大型LNG接收终端中。该系统克服了常规陆上大型LNG接收终端建设周期长、受周边环境和土地资源限制影响大、灵活性较差等局限性，有利于项目的快速建设和投产，同时又可通过陆上配套建设的LNG储罐和气化设施来解决浮式气化船故障或解脱时的供气中断的问题，实现连续安全供气。附图说明图I为本技术提供的LNG接收终端的气化系统的结构示意图。图2为本技术提供的LNG接收终端的气化系统中的浮式气化船的结构示意图。图中各标记如下1LNG运输船、2卸料臂、3卸料总管、4装船臂、5浮式气化船、6LNG储罐、7B0G总管、8回气臂b、9回气臂a、10高压气体输气臂、11外输泵、12LNG槽车、13高压泵吸入罐b、14LNG高压泵b、15LNG主气化器b、16调压计量橇b、17压缩机、18保冷管线、19储存舱、20罐内泵、21高压泵吸入罐a、22LNG高压泵a、23LNG主气化器a、24调压计量橇a、25返船BOG压缩机、26B0G再利用压缩机、27倒罐泵、28，29码头、30，31，32，33，35管线、34B0G回收利用单元。具体实施方式以下结合附图对本技术做进一步说明，但技术并不局限于以下实施例。本技术提供的LNG接收终端的气化系统包括式气化船模块和陆上模块；该浮式气化船模块包括浮式气化船5 ;该浮式气化船5上设有4个储存舱19(图中只示出I个)；每个储存舱19内设有倒灌泵27和罐内泵20 ;倒灌泵27通过管线30与设置在码头29上的装船臂4相连通，该装船臂4通过卸料总管3与卸料臂2相连接，该卸料臂2设置在码头28上，卸料臂2可与LNG运输船I相连通；罐内泵20依次与高压泵吸入罐a21、LNG高压泵a22、LNG主气化器a23和调压计量撬a24相连通，调压计量撬a24的输出端通过管线32与高压气体输气臂10相连通，该高压气体输气臂10的输出端通过管线33与天然气管网相连接，为用户供气；储存舱19与返船BOG压缩机25相连通，该返船BOG压缩机25通过管线31与回气臂a9相连通，该回气臂a9通过过BOG总管7与设置在码头28上的回气臂b8相连通，回气臂b8与LNG运输船I相连通；储存舱19通过BOG再利用压缩机26与BOG回收利用单元34相连接；陆上模块包括LNG储罐6 ;本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种液化天然气接收终端的气化系统，其特征在于：它包括浮式气化船模块和陆上模块；所述浮式气化船模块包括浮式气化船；所述浮式气化船上设有至少1个储存舱；所述储存舱内设有倒灌泵和罐内泵；所述倒灌泵与装船臂相连通，所述装船臂通过卸料总管与卸料臂相连接；所述罐内泵依次与高压泵吸入罐a、LNG高压泵a、LNG主气化器a和调压计量撬a相连通，所述调压计量撬a的输出端与高压气体输气臂相连接，所述高压气体输气臂的输出端可通过管线与天然气管网相连接；所述储存舱与回气臂a相连通，所述回气臂a通过BOG总管与回气臂b相连通；所述陆上模块包括LNG储罐；所述LNG储罐通过卸料总管与所述卸料臂和装船臂相连通；所述LNG储罐通过BOG总管与所述回气臂b和回气臂a相连通；所述LNG储罐通过外输泵与LNG槽车相连通。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：陈峰，周婵，宋鹏飞，刘永浩，唐令力，单彤文，屈长龙，
申请(专利权)人：中国海洋石油总公司，中海石油气电集团有限责任公司，
类型：实用新型
国别省市：