远距离大型LNG装船装置及其装船方法

技术领域

本发明涉及液化天然气领域。更具体地说，本发明涉及一种远距离大型LNG装船装置及其装船方法。

背景技术

天然气(Natural gas)是一种重要的优质能源，被广泛用于电厂、化工及社会生活其他领域。国际上天然气贸易主要通过将天然气液化即得到液化天然气(LiquefiedNatural Gas，简称LNG)后进行海运。

其中，装船是LNG贸易中的重要环节，天然气通过液化厂在-163℃下液化后，储存于储罐中，然后由输送泵及管道输送至LNG船舱。LNG船舱或液化厂储罐内受外界环境热量的入侵以及输送泵运行时部分机械能转化为内能，这都会使罐内LNG气化产生闪蒸气，这些闪蒸气就是BOG(Boil Off Gas)。装船过程LNG进入船舱置换出船上的BOG，经返回管回到液化厂储罐，以平衡船及储罐的压力。

我国属于能源进口大国，目前国内LNG接收站均以卸船为主。据报道，个别接收站考虑到内河外输原因，对小于40,000m

国内大型LNG卸船接收站在14,000m

发明内容

本发明的一个目的是解决至少上述问题，并提供至少后面将说明的优点。

为了实现根据本发明的这些目的和其它优点，提供了一种远距离大型LNG装船装置，包括：

至少一个装船管组，所述装船管组包括：

输液总管，其上游端用于与液化厂的储液罐连通；

一对装船主管，一对装船主管的上游端分别与所述输液总管连通，所述装船主管上设有第一阀门，其中一个装船主管上连通设有冷循环旁路管，所述冷循环旁路管的下游端用于与液化厂的储液罐连通；

汇总管，其两端分别与一对装船主管的另一端连通，所述汇总管上设有多个分流支管，多个分流支管的下游端用于与LNG船舱连通；

BOG回气管，其上游端用于与LNG船舱连通，所述BOG回气管的下游端用于与液化厂的储液罐连通，所述BOG回气管上靠近上游端设有BOG加压机构。

优选的是，还包括多个装卸臂，多个装卸臂的两端连通于所述分流支管与LNG船之间，所述分流支管上设有第二阀门。

优选的是，还包括多个残液分管，多个残液分管的上游端分别对应连通于多个第二阀门与装卸臂之间，多个残液分管的下游端连通于同一残液总管上，所述残液总管的下游端连通设有残液罐。

优选的是，还包括残液泵，其通过残液连通管线连通于所述装船主管与所述残液罐之间。

优选的是，还包括跨接管，其两端连通于一对装船主管上，一对装船主管上分别设有第一紧急切断阀，所述跨接管连通的位置靠近所述第一紧急切断阀上游端设置。

优选的是，还包括BOG联通管，其两端连通于所述残液罐与所述BOG回气管之间，所述BOG回气管上设有第二紧急切断阀，所述BOG联通管的下游端靠近所述第二紧急切断阀下游端设置。

优选的是，还包括BOG回气臂，其两端连通于所述BOG回气管与LNG船舱之间，所述BOG回气管上设有第三阀门。

优选的是，还包括BOG旁路支管，其两端连通设于所述BOG回气管上，所述BOG加压机构两端均设有第四阀门，所述BOG旁路支管的两端分别位于两个第四阀门的两端，所述BOG旁路支管上设有第五阀门。

优选的是，还包括压力调节阀，其靠近所述BOG回气管的下游端设置。

提供一种基于所述的远距离大型LNG装船装置的装船方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、开启装船主管上的第一阀门、分流支管上的第二阀门、BOG回气管上的第三阀门、BOG加压机构两侧的第四阀门；

S2、采用装船泵对液化厂的储液罐内的液化天然气进行加压，经输液总管、一对装船主管、汇总管、分流支管及装卸臂输送至LNG船舱；

S3、输送过程产生的闪蒸气沿BOG回气臂、BOG回气管返回至液化厂的储液罐，

其中，当LNG船的装载量大于150000m

当LNG船的装载量小于150000m

S4、装船完成后，关闭分流支管上的第二阀门，将装卸臂内的液化天然气沿残液分管、残液总管排放至残液罐内，

其中，当残液罐内的液化天然气高于残液罐的低液位时，启动残液泵将残液罐内的液化天然气经残液连通管线、装船主管、冷循环旁路管输返回液化厂的储液罐；

当残液罐内的液化天然气低于残液罐的低液位时，残液泵停止运行，低液位以下的液化天然气自然汽化经BOG联通管、BOG回气管返回液化厂的储液罐；

S5、无装船操作期间，采用装船泵输出液化天然气，沿输液总管、其中一条装船主管流向汇总管，经另一装船主管、冷循环旁路管后回到液化厂的储液罐，

其中，当发生事故后，第一紧急切断阀启动，经装船泵输出的液化天然气，沿输液总管、其中一条装船主管、跨接管、另一装船主管、冷循环旁路管后回到液化厂的储液罐。

本发明至少包括以下有益效果：

第一、本发明采用输液总管、一对装船主管、汇总管以及冷循环旁路管组成的装船管组，能够高效地进行远距离大型LNG装船，且装船过程和无LNG装船期间，装船主管均处于低温保冷状态，从而代替了现有技术中专用的冷循环管道，且解决了现有技术中装卸船过程专用冷循环管道无法处于保冷状态，导致LNG温度升高、热膨胀超压、产生大量闪蒸气等安全问题。

第二、本发明采用了在BOG回气管上设置了BOG加压机构，根据液化厂的储液罐及BOG加压机构负荷调节回气流量及压力，所述BOG加压机构克服了LNG船与液化厂的长距离流动阻力大的问题，将装船过程中LNG船舱内产生的BOG输送回液化厂，使得远距离大型LNG装船可以顺利进行。

第三、本发明采用了残液总管、残液罐、残液泵以及BOG联通管共同作用排尽装卸臂内残留的LNG，通过残液罐和残液泵不仅可以完全排尽装卸臂内残留的LNG，还可以稳定地将残留的LNG输送回液化厂而无两相流、震动产生，自然蒸发的低温BOG可以使BOG回气管一直处于保冷状态。

第四、采用尺寸为30寸的一对装船主管、取消了专用冷循环管道，相对于国内LNG卸船接收站所需要的42寸的卸船主管以及8～12寸的冷循环管道组合，所述装船装置所用到的管道尺寸显著减小，不仅位于制造标准范围内，而且规格种类减少，尤其是阀门、特殊件、保冷管托等规格大幅减少，降低了制造、采购成本，提高施工效率，提升了运营期间的检维修可操作性。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1为本发明的其中一种技术方案的所述远距离大型LNG装船装置的连接示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的详细说明，以令本领域技术人员参照说明书文字能够据以实施。

需要说明的是，下述实施方案中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法，所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得；在本发明的描述中，术语指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，并不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

如图1所示，本发明提供一种远距离大型LNG装船装置，包括：

至少一个装船管组，所述装船管组包括：

输液总管32，其上游端用于与液化厂的储液罐2连通，液化厂的储液罐2内的LNG通过设于储液罐2内的装船泵将LNG输送至所述输液总管32中；

一对装船主管31，一对装船主管31的上游端分别与所述输液总管32连通，所述装船主管31上设有第一阀门，其中一个装船主管31上连通设有冷循环旁路管311，所述冷循环旁路管311的下游端用于与液化厂的储液罐2连通，所述第一阀门为管路阀，如图1中所示的XV-1、XV-2，一对装船主管31的管口直径可为30寸，所述装船主管31的流量可为7000m

汇总管33，其两端分别与一对装船主管31的另一端连通，所述汇总管33上设有多个分流支管，多个分流支管的下游端用于与LNG船舱1连通，所述汇总管33的管口直径可与所述装船主管31一致，经所述输液总管32、一对装船主管31流通的LNG从两端汇总进入所述汇总管33中，再经多个分流支管进入LNG船舱1，实现对LNG船进行装船的有益效果；无LNG装船期间，采用装船泵输出LNG，沿输液总管32、其中一条装船主管31流向汇总管33，经另一装船主管31、冷循环旁路管311后回到液化厂的储液罐2内，一对装船主管31、所述汇总管33以及所述冷循环旁路管311形成了环形回流，实现冷循环操作，确保装船主管31处于低温状态，从而代替了现有技术中的专用冷循环管道；

BOG回气管4，其上游端用于与LNG船舱1连通，所述BOG回气管4的下游端用于与液化厂的储液罐2连通，所述BOG回气管4上靠近上游端设有BOG加压机构41，所述BOG回气管4的管口直径可为24寸，LNG船舱1内的闪蒸气通过所述BOG回气管4进入液化厂的储液罐2内进行压力平衡，所述BOG加压机构41可为压缩机，所述压缩机将远距离的LNG船舱1内的闪蒸气通过压缩加压，然后经所述BOG回气管4输送至液化厂的储液罐2内。

在上述技术方案，LNG船为Q-Flex船型，仓容为217000m

在另一种技术方案中，还包括多个装卸臂5，多个装卸臂5的两端连通于所述分流支管与LNG船之间，所述分流支管上设有第二阀门，所述第二阀门为管路阀，如图1中所示的XV-6、XV-7、XV-9、XV-10，所述装卸臂5的管口直径可为16或20寸，其中一个装卸臂5为回气臂、一个为气液混合臂，可用于液相或气液混合操作，其余为液相臂，LNG经所述分流支管流入多条装卸臂5内后，进入LNG船舱1内，所述装卸臂5将位于码头上的汇总管33与位于海上的LNG船连通，进一步实现了远距离LNG装船的有益效果。

在另一种技术方案中，还包括多个残液分管61，多个残液分管61的上游端分别对应连通于多个第二阀门与装卸臂5之间，多个残液分管61的下游端连通于同一残液总管6上，所述残液总管6的下游端连通设有残液罐7，多个残液分管61与多个装卸臂5对应连通，所述残液分管61上设有管路阀，如图1中XV-11、XV-12、XV-13、XV-14所示，LNG装船完成后，关闭如图1中所示的第二阀门XV-6、XV-7、XV-9、XV-10，开启XV-11、XV-12、XV-13、XV-14阀门，将所述装卸臂5内残留的LNG通过所述残液分管61、所述残液总管6流入至所述残液罐7内即可收集所述装卸臂5内残留的LNG，从而减少现有技术中因采用氮气加压吹扫回至液化厂的储液罐2内，导致所述装船主管31形成两相流，产生气阻、震动。

在另一种技术方案中，还包括残液泵10，其通过残液连通管线连通于所述装船主管31与所述残液罐7之间，所述残液泵10可为叶轮式泵，所述残液罐7内设有低液位控制，当残液罐7内的LNG高于残液罐7的低液位时，所述残液泵10可将残液罐7内的LNG通过连通管线输送至所述装船主管31，再经所述装船主管31、所述冷循环旁路管311输送回至液化厂的储液罐2内，进而实现将所述装卸臂5内残留的LNG稳定输送回液化厂而无两相流、震动产生。

在另一种技术方案中，还包括跨接管34，其两端连通于一对装船主管31上，一对装船主管31上分别设有第一紧急切断阀，所述跨接管34连通的位置靠近所述第一紧急切断阀上游端设置，所述第一紧急切断阀可为ESD阀，如图1中所示的ESD-1、ESD-2，所述跨接管34上设有管路阀，如图1中XV-15所示，当LNG装船时，关闭XV-15阀门，LNG经所述输液总管32、一对装船主管31、所述汇总管33、所述装卸臂5输送至LNG船舱1内；当无LNG装船期间，有安全事故发生后，所述第一紧急切断阀启动，开启XV-15阀门，所述输液总管32流出的LNG经其中一装船主管31、所述跨接管34、另一装船主管31、冷循环旁路管311输送至液化厂的储液罐2内，所述跨接管34使得所述装船主管31在所述第一紧急切断阀启动时，仍能实现冷循环、保温的有益效果，在排除故障后即可继续进行装船工况，所述第一紧急切断阀、所述跨接管34的设置提升了所述装船装置在无LNG装船期间的安全性。

在另一种技术方案中，还包括BOG联通管8，其两端连通于所述残液罐7与所述BOG回气管4之间，所述BOG回气管4上设有第二紧急切断阀，所述BOG联通管8的下游端靠近所述第二紧急切断阀下游端设置，所述第二紧急切断阀如图1中所示的ESD-3，所述第二紧急切断阀在紧急事故时关闭，LNG船舱1内的BOG停止输送，当故障排除时，LNG船舱1内的BOG继续通过所述BOG回气管4输送至液化厂的储液罐2内；当残液罐7内的LNG位于残液罐7的低液位以下时，残液泵10停止运行，低液位以下的LNG自然汽化经BOG联通管8、BOG回气管4回到液化厂的储液罐2，LNG自然汽化可以使的BOG回气管4在装船间歇期内处于保冷状态。

在另一种技术方案中，还包括BOG回气臂，其两端连通于所述BOG回气管4与LNG船舱1之间，所述BOG回气管上设有第三阀门，所述BOG回气臂为气相臂，所述BOG回气臂连通所述BOG回气管4与LNG船舱1，进一步实现了远距离LNG装船的有益效果，所述第三阀门可为管路阀，如图1中所示的XV-8，开启XV-8阀门，LNG船内的闪蒸气即可通过所述BOG回气臂、所述BOG回气管4输送至液化厂的储液罐2内。

在另一种技术方案中，还包括BOG旁路支管9，其两端连通设于所述BOG回气管4上，所述BOG加压机构41两端均设有第四阀门，所述BOG旁路支管9的两端分别位于两个第四阀门的两端，所述BOG旁路支管9上设有第五阀门，所述第四阀门、第五阀门均可为管路阀，所述第四阀门如图1中所示的XV-4、XV-5，所述第五阀门如图1中所示的XV-3，所述BOG旁路支管9的上游端位于XV-4的上游端与所述汇总管33之间，所述BOG旁路支管9的下游端位于XV-5的下游端与所述第二紧急切断阀之间，当LNG船的装载量大于150000m

在另一种技术方案中，还包括压力调节阀，其靠近所述BOG回气管4的下游端设置，所述压力调节阀如图1中PV-1所示，所述压力调节阀用以控制进入液化厂储液罐2的BOG压力，以防BOG压力过高影响储液罐2压力的稳定性，避免因压力波动导致安全事故的发生。

提供一种基于所述的远距离大型LNG装船装置的装船方法，包括以下步骤：

S1、开启装船主管31上的第一阀门XV-1、XV-2，开启分流支管上的第二阀门XV-6、XV-7、XV-9、XV-10，开启BOG回气管上的第三阀门XV-3、BOG加压机构两侧的第四阀门XV-4、XV-5；

S2、采用装船泵对液化厂的储液罐2内的LNG进行加压，经输液总管32、一对装船主管31、汇总管33、分流支管及装卸臂5输送至LNG船舱1；

S3、输送过程产生的闪蒸气沿BOG回气臂、BOG回气管4返回至液化厂的储液罐2，

其中，当LNG船的装载量大于150000m

当LNG船的装载量小于150000m

S4、装船完成后，关闭分流支管上的第二阀门XV-6、XV-7、XV-9、XV-10，开启残液分管61上的管路阀XV-11、XV-12、XV-13、XV-14，将装卸臂5内残留的LNG沿残液分管61、残液总管6排放至残液罐7内，

其中，当残液罐7内的LNG高于残液罐7的低液位时，启动残液泵10将残液罐7内的LNG经残液连通管线、装船主管31、冷循环旁路管311输送至液化厂的储液罐2；

当残液罐7内的LNG低于残液罐7的低液位时，残液泵10停止运行，低液位以下的LNG自然汽化后经BOG联通管8、BOG回气管4回到液化厂的储液罐2；

S5、无装船操作期间，采用装船泵输出LNG，沿输液总管32、其中一条装船主管31流向汇总管33，经另一装船主管31、冷循环旁路管311后回到液化厂的储液罐2，

其中，当发生事故后，第一紧急切断阀启动，经装船泵输出的LNG，沿输液总管32、其中一条装船主管31、跨接管34、另一装船主管31、冷循环旁路管311后回到液化厂的储液罐2。

尽管本发明的实施方案已公开如上，但其并不仅仅限于说明书和实施方式中所列运用，它完全可以被适用于各种适合本发明的领域，对于熟悉本领域的人员而言，可容易地实现另外的修改，因此在不背离权利要求及等同范围所限定的一般概念下，本发明并不限于特定的细节和这里示出与描述的图例。