一种撬装式LNG气化装置

技术领域

本申请涉及燃气设备技术领域，尤其是涉及一种撬装式LNG气化装置。

背景技术

目前我国对于天然气的利用主要有管道气、CNG（压缩天然气）和LNG（液化天然气）三种形式。液化天然气，是天然气（CH

撬装式LNG气化设备，是LNG气化站的集成化和模块化的设计方案，是将LNG气化站根据其功能进行集成，三个模块均在厂内制造集成，连接管路厂内预制。设备到达现场后将三个模块进行组装，土建基础简单，不需要动火作业即可完成组装。主要适用于农村、工厂、小区等。具有占地面积小、安装周期短、操作使用简单灵活等优势。

但是，供需之间的季节不平衡，储气库、管网等基础设施的不足，与国内日益增长的天然气需求，成为制约天然气行业发展的瓶颈，由此液化天然气进入人们的视野。液化天然气解决了广大的农村、山区、分散分布的工业企业、天然气资源短缺的地区的用气难的问题。

现有的LNG气化装置结构复杂，需要进行现场的基础施工以及电气焊作业，安装效率低，由于管路设计，常常导致LNG用气损耗较大。

发明内容

为了减小占地，提高现场安装效率，降低安装成本，减小LNG用气损耗，本申请提供一种撬装式LNG气化装置。

本申请的上述申请目的是通过以下技术方案得以实现的：

一种撬装式LNG气化装置，包括LNG储罐撬以及主撬座上设置的增压器、气化设备、BOG复热器、调压器、计量设备和加臭机，所述LNG储罐撬包括储罐和围堰，所述储罐设有与其连接的储罐进液管和储罐液相管，所述储罐液相管分别连接气化设备、增压器和增压液相管，所述气化设备输出端依次连接调压器、计量设备和外管网，所述外管网连接加臭机，所述增压器输出端分别连接增压气相管、增压调节器，所述增压调节器输出端分别连接储罐气相管和降压调节器，所述储罐气相管另一端连接储罐进液管，所述降压调节器输出端连接BOG复热器，所述BOG复热器输出端连接调压器输入端。

通过采用上述技术方案，增压调压阀与降压调压阀共用储罐气相管，简化了储罐增压和降压系统的管路，减少了储罐开设的管口，简化了管路，降低了LNG的损耗。储罐气相管与储罐进液管连接，储罐进液管与储罐气相管保持常通状态，在LNG槽罐车向储罐注入LNG时，LNG可从上进液管进入储罐，在储罐注入LNG完毕后，储罐内的气态LNG还可以从储罐内的储罐进液管开口、储罐气相管经降压调节阀进入BOG复热器，减少了在储罐上单独开设储罐气相管口，简化了管路，降低了LNG的损耗。

优选的，调压器包括并联的第一调压支路和第二调压支路，所述第一调压支路包括依次连接的第一过滤器和第一调压器；所述第二调压支路包括依次连接的第二过滤器和第二调压器，所述第一过滤器和第二过滤器的输入端分别连接气化设备输出端，所述第一调压器和第二调压器的输出端分别与计量设备输入端连接。

通过采用上述技术方案，调压器可以使用第一调压支路或第二调压支路中的任意一路进行调压工作，另一路可作为备用。

优选的，所述气化设备与调压器之间设有第一球阀，所述第一球阀并联电加热气化器，所述电加热气化器第一输入端与第一球阀输入端之间连接第二球阀，所述电加热气化器第一输出端与第一球阀输出端之间连接第三球阀；所述BOG复热器输出端分别连接第四球阀的输入端和第五球阀的输入端，所述第五球阀的输出端连接电加热气化器第二输入端，所述电加热气化器第二输出端连接第六球阀，所述第六球阀输出端和第四球阀输出端分别连接第二过滤器的输入端。

通过采用上述技术方案，在外界温度较低的条件下，可以启动电加热气化器，使气化设备的输出端或BOG复热器的输出端排出的气态天然气分别通过电加热气化器进行进一步升温，加速天然气的气化。

优选的，所述储罐上设有储罐放散管，所述储罐进液管、增压液相管、增压气相管、储罐气相管和储罐放散管均设有气体放空管路，所述气体放空管路均连接EAG气化器输入端，所述气化设备输出端和调压器输出端均设有连接EAG气化器输出端的气体放空管路，所述EAG气化器输出端连接高点放散管。

通过采用上述技术方案，通过设置气体放空管路并与EAG气化器进行气化，通过高点放散管进行放散，从而不易形成爆炸性混合物，保证装置的安全运行。

优选的，所述气化设备包括两个并联的LNG气化器，所述计量设备包括两个并联的流量计。

通过采用上述技术方案，气化设备工作时，只需一个LNG气化器工作即可，另一个LNG气化器作为备用；计量设备中只需一个流量计进行即可，另一个流量计作为备用。

优选的，所述增压调节器并联第一截止阀，所述降压调节器并联第二截止阀。

通过采用上述技术方案，第一截止阀可以实现手动对储罐的增压，第二截止阀可实现手动对储罐的降压。

优选的，所述增压器输出端与BOG复热器输入端之间连接第三截止阀。

通过采用上述技术方案，在LNG槽罐车为储罐注液完毕后，LNG槽罐车还剩余LNG,则可打开第三截止阀，槽罐内的LNG经增压液相管、增压器、第三截止阀、BOG复热器、调压器、计量设备，最终从外管网排出供气。

优选的，所述储罐进液管输入端设有单向阀，所述储罐进液管的开口位于储罐内腔顶部，所述储罐设有与储罐进液管连接的储罐下进液管，所述储罐下进液管的开口位于储罐内腔的底部。

通过采用上述技术方案，设置单向阀可避免在向储罐注液时的逆流情况，储罐进液管的开口位于储罐内腔顶部，使注入的LNG从上部向下部流动，减小热量的产生；设置储罐下进液管可提高注入LNG的效率。

优选的，所述储罐液相管位于增压器输入端设有第四截止阀，所述第四截止阀输入端与储罐进液管之间设有第五截止阀。

通过采用上述技术方案，在LNG槽罐车为储罐注液时，将第四截止阀关闭，避免槽罐内的LNG逆流进入储罐液相管；在LNG槽罐车为储罐注液时，当外管网用气较大时，可打开第五截止阀，可实现在注液时，槽罐内的LNG经储罐进液管、第五截止阀、气化设备、调压器、计量设备、外管网，实现在LNG槽罐车为储罐注液时，同时还能为外管网供气。

优选的，所述储罐进液管、增压气相管和增压液相管的输入端均设有截止阀。

通过采用上述技术方案，在LNG槽罐车为储罐注液时，打开储罐进液管、增压气相管和增压液相管输入端的截止阀，可以保证槽罐内的LNG顺利注入到储罐，当注入LNG完毕后，关闭储罐进液管、增压气相管和增压液相管输入端的截止阀，避免储罐内的LNG从上述管路泄漏。

综上所述，本申请的有益技术效果为：

本申请的储罐气相管与储罐进液管连通，减少了在储罐上开设储罐气相管，简化了管路，降低了用气损耗。

通过设置连通的增压液相管、增压器和增压气相管，可在LNG槽罐车的槽罐压力低于设定值时，启动增压器，实现对槽罐增压，保证LNG顺利注入到储罐内。

通过将增压器、BOG复热器及EAG汽化器进行组合，各管路之间可采用法兰直接连接，无需进行电气焊作用，提高了安装效率，减小了设备体积，缩短了管路路径，降低了用气损耗。

附图说明

图1是本申请的工艺流程示意图。

图示，1、储罐；2、增压器；3、气化设备；31、LNG气化器；4、BOG复热器；5、调压器；51、第一过滤器；52、第一调压器；53、第二过滤器；54、第二调压器；6、计量设备；61、流量计；7、加臭机；8、增压调节器；9、降压调节器；10、电加热气化器；11、EAG气化器；12、LNG槽罐车；

A1、第一球阀；A2、第二球阀；A3、第三球阀；A4、第四球阀；A5、第五球阀；A6、第六球阀；A7、第一截止阀；A8、第二截止阀；A9、第三截止阀；A10、单向阀；A11、第四截止阀；A12、第五截止阀；

B1、储罐进液管；B2、储罐液相管；B3、储罐气相管；B4、储罐放散管；B5、增压液相管；B6、增压气相管；B7、外管网；B8、高点放散管；B9、储罐下进液管。

具体实施方式

以下结合附图1对本申请作进一步详细说明。

如图1所示，本申请一种撬装式LNG气化装置，包括LNG储罐撬以及主撬座上设置的增压器2、气化设备3、BOG复热器4、调压器5、计量设备6和加臭机7，LNG储罐撬包括储罐1和围堰，储罐1设置在围堰上，围堰和主撬座均采用不锈钢材质，采用围堰和主撬座可避免了在现场进行基础施工作业，适用于无水电施工的现场，实现LNG气化装置的快速安装。

储罐1设有与其连接的储罐进液管B1和储罐液相管B2，储罐进液管B1的开口位于储罐1内腔顶部，储罐液相管B2分别连接气化设备3、增压器2和增压液相管B5，气化设备3输出端依次连接调压器5、计量设备6和外管网B7，外管网B7连接加臭机7；增压器2输出端分别连接增压气相管B6、增压调节器8，增压调节器8输出端分别连接储罐气相管B3和降压调节器9，储罐液相管B3另一端连接储罐进液管B1，降压调节器9输出端连接BOG复热器4，BOG复热器4输出端连接调压器5输入端，增压调节器8的输入端和输出端均设有截止阀，降压调节器9的输入端和输出端均设有截止阀。

储罐进液管B1、增压气相管B6和增压液相管B5的输入端均设有截止阀；为了避免在向储罐1进液时LNG逆流，在储罐进液管B1的输入端设有单向阀A10。

在一实施例中，为了充分利用LNG槽罐车12内剩余的气态天然气，增压器2输出端与BOG复热器4输入端之间连接第三截止阀A9。LNG槽罐车12向储罐1注入LNG，当储罐1注满后，LNG槽罐车12尚剩余LNG，这时，可以将第三截止阀A9打开，LNG槽罐车12槽罐内的LNG从增压液相管B5经增压器2增压相变为气态，再经打开的第三截止阀A9进入到BOG复热器4、调压器5输入端、计量设备6，最终从外管网B7排出供气。

LNG槽罐车12向储罐1注入LNG的过程如下：LNG槽罐车12的槽罐分别与储罐进液管B1、增压气相管B6和增压液相管B5连接，将储罐进液管B1、增压气相管B6和增压液相管B5的输入端处截止阀打开，关闭第四截止阀A11, LNG槽罐车12槽罐内的LNG经增压液相管B5通过增压器2的增压，使液态天然气相变为气态，并经增压气相管B6进入槽罐内对槽罐内的LNG进行增压，使槽罐与储罐1之间形成压差，使LNG槽罐车12的槽罐内LNG经储罐进液管B1进入至储罐1内，并从储罐1的顶部向下流动，起到降低储罐1内温度和压力的目的，实现LNG槽罐车12内LNG安全存储到储罐1中。当LNG槽罐车12内的LNG卸车完毕后，将储罐进液管B1、增压气相管B6和增压液相管B5的输入端处截止阀关闭。

储罐液相管B2位于增压器2输入端设有第四截止阀A11，第四截止阀A11输入端与储罐进液管B1之间设有第五截止阀A12。

储罐1内的LNG向外管网B7供气的工作过程如下：储罐进液管B1、增压气相管B6和增压液相管B5的输入端处截止阀关闭，第四截止阀A11打开，LNG从储罐液相管B2进入到气化设备3内，液相的天然气相变为气态，再进入到调压器5进行调压，再经过计量设备6的计量，气态天然气从外管网B7排出供气，同时加臭机7对外管网B7进行加臭处理。

当储罐1内的压力低于规定压力时，增压调节器8开启，降压调节器9关闭，储罐1的LNG从储罐液相管B2经打开的第四截止阀A11进入增压器2，液相的天然气相变为气态，经增压调节器8进入储罐气相管B3、储罐进液管B1，最终从储罐进液管B1位于储罐1内腔顶部的开口进入储罐1内，从而提高储罐1内的压力，实现对储罐1增压的目的。

在一实施例中，为了能够手动进行储罐1的增压，增压调节器8并联第一截止阀A7。

储罐1的LNG从储罐液相管B2经打开的第四截止阀A11进入增压器2，液相的天然气相变为气态，经第一截止阀A7后，进入储罐气相管B3、储罐进液管B1，最终从储罐进液管B1位于储罐1内腔顶部的开口进入储罐1内，实现储罐1的手动增压。

储罐1内的气态天然气经储罐进液管B1位于储罐1顶部的开口，沿储罐进液管B1进入到储罐气相管B3,当储罐1内的压力高于规定压力，降压调节器9打开，气相天然气经降压调节器9进入BOG复热器4进行加热，从BOG复热器4出来的天然气再依次经调压器5、计量设备6，最终从外管网B7排出供气，同时加臭机7对外管网B7进行加臭处理。

为了能够对储罐1内的气相天然气进行手动降压，降压调节器9并联第二截止阀A8。

储罐1内的气态天然气经储罐进液管B1位于储罐1顶部的开口，沿储罐进液管B1进入到储罐气相管B3,手动调节第二截止阀A8,气态天然气经第二截止阀A8进入BOG复热器4进一步加热，从BOG复热器4出来的天然气再依次经调压器5、计量设备6，最终从外管网B7排出供气，同时加臭机7对外管网B7进行加臭处理。

本实施例的调压器5包括并联的第一调压支路和第二调压支路，第一调压支路包括依次连接的第一过滤器51和第一调压器52，第一过滤器51输入端和第一调压器52输出端均设有球阀；第二调压支路包括依次连接的第二过滤器53和第二调压器54，第二过滤器53输入端和第二调压器54输出端均设有球阀，第一过滤器51和第二过滤器53的输入端分别连接气化设备3输出端，第一调压器52和第二调压器54的输出端分别与计量设备6输入端连接。

具体工作时，关闭第一调压支路或第二调压支路中的一个，即关闭第一过滤器51输入端和第一调压器52输出端的球阀或关闭第二过滤器53输入端和第二调压器54输出端的球阀，保证第一调压支路或第二调压支路中的一路进行调压工作即可。

在另一实施中，气化设备3与调压器5之间设有第一球阀A1，第一球阀A1并联电加热气化器10，电加热气化器10第一输入端与第一球阀A1输入端之间连接第二球阀A2，电加热气化器10的第一输出端与第一球阀A1输出端之间连接第三球阀A3；BOG复热器4输出端分别连接第四球阀A4的输入端和第五球阀A5的输入端，第五球阀A5的输出端连接电加热气化器10的第二输入端，电加热气化器10的第二输出端连接第六球阀A6，第六球阀A6的输出端和第四球阀A4的输出端分别连接第二过滤器53的输入端。

在冬季或外界温度较低时，可启动电加热气化器10进行工作。

在启用电加热气化器10时，需要打开第一过滤器51输入端的球阀、第一调压器52输出端的球阀以及第二调压器54输出端的球阀，关闭第一球阀A1、第四球阀A4和第二过滤器53输入端的球阀。

具体的，将气化设备3输出端第一球阀A1关闭，打开第二球阀A2和第三球阀A3，从气化设备3的输出端排出的气态天然气经第二球阀A2进入电加热气化器10对气态天然气进一步加热气化，再经第三球阀A3、第一过滤器51和第一调压器52，经过第一调压器52进行调压，经计量设备6计量，最终从外管网B7排出供气。

从BOG复热器4的输出端排出的气态天然气需要电加热气化器10进行进一步加热气化时，需要打开第五球阀A5和第六球阀A6，关闭第四球阀A4和第二过滤器53输入端的球阀，从BOG复热器4的输出端排出的气态天然气，经第五球阀A5进入电加热气化器10，经电加热气化器10对气态天然气进一步加热气化，再经第六球阀A6、第二过滤器53和第二调压器54，通过计量设备6的计量，最后从外管网B7排出供气。

当电加热气化器10停止使用时，需要将第二球阀A2、第三球阀A3、第五球阀A5和第六球阀A6关闭，同时打开第一球阀A1和第四球阀A4。

储罐1上设有储罐放散管B4，储罐进液管B1、增压液相管B5、增压气相管B6、储罐气相管B3和储罐放散管B4均设有气体放空管路，气体放空管路均连接EAG气化器11输入端，气化设备3输出端和调压器5输出端均设有连接EAG气化器11输出端的气体放空管路，所述EAG气化器11输出端连接高点放散管B8，通过高点放散管B8，将储罐1及相关管路中的超压气体进行排防，保证LNG气化装置的用气安全。放散气体通过EAG气化器11，天然气比重会小于空气，通过高点放散管B8进行放散，从而不易形成爆炸性混合物。

本实施例的气化设备3包括两个并联的LNG气化器31，每个LNG气化器31的输入端设有气动紧急切断阀，计量设备6包括两个并联的流量计61，每个流量计61的输入端设有球阀。具体使用时，其中一个LNG气化器31作为备用LNG气化器31，工作时，关闭其中一个LNG气化器31的输入端处气动紧急切断阀即可。计量设备6的其中一个流量计61作为备用流量计61，工作时，关闭其中一个流量计61的输入端处球阀即可。

储罐1设有与储罐进液管B1连接的储罐下进液管B9，储罐下进液管B9的开口位于储罐1内腔的底部，通过设置储罐下进液管B9，进液时可同时从储罐1的顶部和底部进液，从而提高进液速度。

本具体实施方式的实施例均为本申请的较佳实施例，并非依此限制本申请的保护范围，故：凡依本申请的结构、形状、原理所做的等效变化，均应涵盖于本申请的保护范围之内。