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LNG储罐内BOG气体的再液化
摘要:
随着我国经济的迅速发展,能源消费量不断增长,与此同时生态环境不堪重负。
在这种形势下,清洁、优质、高效的天然气能源正日益受到重视,大力发展天然气已成为世界各国改善环境和保持经济可持续发展的最佳选择。
针对我国能源现状及其未来发展趋势,中国政府正制定向以天然气为代表的安全、清洁、高效的能源结构转换的战略目标。
液化天然气(LNG)储罐是液化天然气运输和储存必不可少的储气容器,近年来LNG储罐的研制在向大容量方向发展。
大型的LNG储罐是在常压低温(-162°C)下对天然气进行储存。
但鉴于LNG特殊的理化特性,它在常温下极易汽化。
任何的LNG在储存过程中,都不可避免地因漏热而使部分LNG蒸发为天然气BOG(BoilOffGas)。
BOG的产生会使得储罐内压力升高,过高的压力会破坏储罐的结构,对其维护系统造成危险。
因此当储罐内的压力过高时,安全阀就会打开,将BOG直接排入大气中,但如此又造成直接的经济损失。
如果任其排入空气中,不但危险,在经济上也很不合算。
因此,结合储罐储存的安全性和经济性考虑,如何有效利用BOG成为液化天然储罐大型化、高效化的关键。
在分析国内外BOG再液化的技术上,从热力学角度出发,以降低流程功耗和提高BOG再液化率为目标,对LNG储罐BOG再液化工艺流程模拟与优化进行详细的研究。
首先,介绍LNG储罐BOG再液化系统的原理,并对其经济性和环保性进行分析;再根据国外已在使用的LNG储罐BOG再液化流程进行优化改进,设计出新的再液化流程。
关键词:
LNG储罐;BOG再液化系统;工艺流程
目录
第一章绪论4
1.1研究背景4
1.2研究意义5
1.3再液化系统的国内外研究现状6
第二章液化天然气储存设备8
2.1天然气在能源结构中的发展现状8
2.2LNG储罐的发展10
2.3LNG全容罐的特点11
第三章LNG储罐BOG再液化12
3.1BOG直接压缩工艺12
3.2LNG储罐BOG再液化原理12
3.3.1LNG储罐BOG再液化工艺流程14
3.3.2LNG储罐BOG再液化工艺流程选择原则14
3.3.3现有的LNG储罐BOG再液化工艺流程15
3.3.4优化后的LNG储罐BOG再液化工艺流程15
第四章LNG储罐BOG相关物性参数17
4.1LNG储罐蒸发率及再液化系统的BOG处理量17
4.2LNG储罐充装率17
4.3LNG储罐蒸发率17
4.4再液化系统的BOG处理量计算18
结论及展望18
参考文献20
第一章绪论
1.1研究背景
随着经济的发展,世界各国对能源的需求越来越大,石油和煤炭资源日益不能满足人们的需要。
并且随着人们环保意识的提高,清洁环保且储量巨大的天然气资源越来越成为各国能源战略的新宠,在各国的能源消费中,液化天然气(LNG)的消耗量和消费比例日益增长。
随着LNG贸易量急速增长,作为其专门储存设备的LNG储罐,就必须提高容积、充装效率以满足需求。
但鉴于LNG特殊的理化特性,它在常温下极易汽化。
任何的LNG储罐在储存过程中,即使在储罐绝热性能很好的情况下,LNG都不可避免地部分蒸发为天然气BOG(BoilOffGas)。
BOG的产生会使得储罐压力升高,随着外界的热量不断通过储罐壁传入,LNG的温度会升高,加剧了LNG的蒸发率,在LNG表面形成的蒸发气层的压力也急剧增大。
一般LNG储罐的设计压力都小于环境温度下的液体蒸气压力,过高的压力会破坏储罐的结构,对其维护系统造成危险。
因此当储罐内的压力过高时,安全阀就会打开,将BOG直接排入大气中,但如此又造成直接的经济损失[1]。
1.2研究意义
随着我国国民经济的飞速发展,对天然气的需求量与日俱增,现有的产量己经不能满足市场需求,每年必须进口大量LNG。
由于以液态来贮存和运输天然气具有很高的经济性、灵活性等优点,所以LNG储罐在世界天然气市场起着举足轻重的作用。
LNG储罐是指将液化的天然气进行储存的设备,其技术含量高、设计和制造难度都很大。
在常压下,天然气的液化温度为-162℃,液化后体积为原来的1/600左右,这就提供了长期储存的经济可行性,世界上LNG储存技术已经发展的较为成熟[2]。
随着LNG国际贸易量的快速增长,LNG储罐的单罐容量已经提高到了25万m3。
但是鉴于LNG特殊的理化特性,它在常温下极易汽化,即使在储罐绝热性能很好的条件下,也不可避免地导致储罐内的LNG蒸发汽化,从而形成蒸发气。
对于大型的LNG储罐,需要对BOG进行处理,也即通过装设某种形式的再液化设备将超压的蒸发气重新冷凝液化后再回流到储罐中。
它的研究进展直接关系到储罐营运的经济性。
目前,大部分的LNG储罐中的BOG用于民用供气。
但是距离消费市场远的LNG接受站的BOG只能直接排放到大气,如此并不能体现LNG的环保经济性。
随着技术的进步,更加有效的BOG利用方案被纷纷提出,其中就有BOG再液化系统。
该系统主要是将LNG储罐中BOG重新冷凝液化后再送回储罐内,以保证储罐内货物的温度、压力处在合适的范围内。
因此现在的LNG储罐建造商都在研究在LNG储罐上配置BOG再液化系统,并且已经有少数LNG储罐已经配置了再液化系统。
但是,现在的再液化装置在能量利用和操作方面还存在一些不足,比如能量消耗过大等,这在能源日益紧张的今天是不可取的。
因此对LNG储罐的BOG再液化工艺进行优化对于降低工艺能耗,改善操作具有重要意义[3,4]。
1.3再液化系统的国内外研究现状
由于低温LNG储罐受外界环境热量的侵入,LNG罐内液下泵运行时部分机械能转化为热能,都会使罐内LNG气化产生BOG气体。
为了维持LNG储罐恒定的压力(10~17)kPa(G),必须不断排出BOG气体。
此外,外部LNG从罐顶送入(比如LNG船卸料时)产生的容积置换,也要求排出BOG气体,以维持罐压。
如何处理BOG气体成为LNG接收站工艺的重要组成部分。
从能量利用合理性角度定性分析,BOG气体处理的优先顺序如下:
(1)将储罐BOG气体返回LNG船,填补舱罐卸料产生的真空。
(2)与输出的LNG直接换热,将BOG再冷凝成LNG送出。
(3)直接压缩到外送输气管道压力送出。
(4)送火炬或者排入大气
目前,距离消费市场远的大型LNG接收站和储配站BOG用不完,只好排放到大气中,不仅非常不经济,而且造成环境污染及增加排放易燃易爆BOG的不安全因素。
在这样的背景下,更加有效的BOG利用方案被纷纷提出。
早在20世纪70~80年代就有专家提出BOG再液化系统。
该系统主要是将LNG储罐中BOG重新冷凝液化后再送回LNG储罐内,以保证LNG储罐内LNG的温度、压力处在合适的范围内。
因此在LNG储罐上配置BOG再液化系统能够有效地解决BOG的处理问题。
目前,世界上已有不少公司在开展LNG储罐BOG再液化系统的研究,为将来BOG再液化系统用于LNG实储罐作了技术上的储备,在这些公司中,具有代表性的公司有:
(1)、挪威HamworthyKSE公司MOSSRST-MLNGReliquefaetionSystem
该工艺系统为部分再液化装置,非凝性气体在分离罐中被去除,其优点在于系统冗余度高,在航行过程中可以减少LNG中的氮气含量,需要空间少,当液货泵运行时可停止本系统,从而不需要额外增加供电容量。
(2)、法国CRYOSTAR公司开发的EcoRelRel-iquefactionPlan
该系统基于布雷顿循环理论,以氮气作冷却介质,包括三级氮气压缩机、一个单级膨胀机和逆流换热器,BOG压缩机为两级压缩机。
本系统的优点在于:
需要空间小,环保性好,全部再液化,可靠性和安全性好。
这是迄今世界上最先进的两套船装再冷凝工艺系统,其中在2006年,挪威的Moss型再液化装置被安装在6艘当时最大的LNG船上[5]。
在我国,LNG储罐中的BOG再液化技术并不成熟,目前只处于理论阶段,并没有自主设计、制造LNG储罐用BOG再液化系统的能力。
因此加快LNG储罐的BOG再液化技术研究,对于提高我国在世界LNG储罐制造领域的竞争力具有重要意义。
第二章液化天然气储存设备
2.1天然气在能源结构中的发展现状
石油天然气是当前人类社会最重要的一次能源之一,在世界能源消费结构中占据重要地位。
据统计,2012年全球一次能源消费量为124.8×108t油当量,相比2011年增长1.8%。
从能源消费结构看,石油、天然气、煤等化石能源仍然是当前世界最主要的能源。
其中,石油消费量占全球一次能源消费量的33%、天然气占24%、煤炭占30%———数据来源于BP公司《BP世界能源统计回顾2013》。
2012年我国的一次能源消费总量为27.35×108t油当量,其中煤炭、石油和天然气占主体。
据统计,煤炭消费量为18.73×108t油当量,约占68%;石油消费量为4.84×108t,占18%;天然气消费量为1438×108m3(约合1.30×108t油当量),占4.8%。
上述3种化石能源的消费量约占我国一次能源消费总量的91%,但从其各自消费量看,煤炭仍是我国能源消费的主体,天然气占我国一次能源消费总量的比例并不高,与国际天然气平均消费量占比(24%)相比,差距较大。
从全球天然气生产状况与消费情况看,全球天然气产量与消费量基本持平。
2012年全球生产天然气3.36×1012m3,消费量为3.31×1012m3。
目前,全球天然气生产具有很强的不均衡性,美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔、加拿大、挪威、中国、沙特阿拉伯、阿尔及利亚和印度尼西亚这10个天然气产量排名前十位的国家,2012年天然气产量合计为2.23×1012m3,约占全球天然气总产量的66.4%。
2012年中国年产气量为1072×108m3,位居全球第七位。
全球天然气工业还有进一步发展的资源基础。
根据美国联邦地质调查(USGS)对世界常规油气资源的评价,全球有剩余常规石油(含天然气液)技术可采资源量2550×108t,剩余常规天然气技术可采资源量462×1012m3———根据USGS的定义,剩余技术可采资源量包括剩余可采储量、待发现技术可采资源量、储量增长。
全球非常规天然气资源丰富,未来勘探开发潜力大,根据USGS的评价,全球非常规天然气(煤层气、致密气、页岩气)剩余技术可采资源量合计为328×1012m3(图1),其中亚太地区占39.5%。
能源需求已成为全球普遍关注的热点。
近年来,有多个机构和组织开展了能源发展趋势预测,其中最具代表性的预测当属国际能源组织(IEA)。
据IEA的预测,在各国积极控制能源需求与严格的能源政策指导下,预计到2035年前后,全球一次能源需求总量将达到172×108t油当量,年均增长1.2%。
其中,化石能源(石油、天然气、煤)仍然将处于主导地位,约占能源消费总量的75%,可再生能源的地位将会逐步提高,预计可占能源消费总量的25%左右。
根据IEA的预测结果,2020年全球天然气产量将达到3.94×1012m3,2035年将达到4.96×1012m3[6]。
为了改变能源结构、改善环境状态,中国政府十分重视天然气的开发和利用。
我国从20世纪60年代开始着手LNG的研究,近十年来,中国的LNG开发已经起步,并在LNG工业链的每一环都取得了较大的发展,先后建有上海LNG事故调峰站、中原绿能高科液化厂,以及新疆广汇天然气液化工厂等。
中国为了引进国外LNG,已分别在广东深圳、福建莆田投资修建了两座LNG接收终端站,同时在上海、浙江宁波、广东珠海,辽宁大连、山东青岛等投资兴建LNG接收终端工厂。
LNG接收终端作为LNG工业中的一环,在工业链中占据重要的地位。
接收终端是对通过远洋运输船运来的LNG进行储存、再气化和管道输出的工厂。
其典型工艺流程包括LNG运输船的卸载、LNG的储存、LNG加压、LNG再气化、BOG处理和NG的输出等。
LNG储罐在LNG生产工厂和接收终端都是主要的工艺设备,这些储罐一般都是容量在10,000m3以上的大型储罐。
据2001年日本《配管技术》报道,截至2001年世界LNG液化基地和接收基地62处中,共有309座LNG储罐,储罐容量由20世纪70年代的60,000m3,不断增大,现在容量最大的LNG储罐是日本根岸和扇岛LNG接收终端的200,000m3。
我国新疆广汇天然气液化工厂一期于2003年9月投产,储罐容量为1*30,000m3。
广东大鹏LNG接收终端于2006年9月步入商业运营,储罐容量为3*160,000m3。
同时福建莆田和其他在建的单台储罐容量都是160,000m3。
2.2LNG储罐的发展
LNG储罐的发展经历了单容式罐、双容式罐到全容式罐的过程,同时储罐容量不断增大。
单容式储罐罐主容器的内壁一般为9%Ni钢制成,外壁为碳钢,而辅助容器只是由较低的防护堤围成的收液槽,主要用于防止在主容器发生事故时LNG的外溢扩散;双容式储罐的主容器建造材料与单容式储罐相同,但是与单容式储罐相比,双容式储罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一层高度与罐壁相近,并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙;全容罐内壁为9%Ni钢、不锈钢薄膜(全容薄膜罐)或预应力混凝土,外壁为预应力混凝土。
因此,全容罐的外壁不仅可防止罐内LNG发生泄漏时的外溢,还可防止子弹击穿、飞行物的撞击和降低热辐射等,故也起到了辅助容器的作用[7]。
当前新建的LNG储罐,一般都选用全容罐。
EN1473和BS7777规范要求,全容罐的内罐和外罐应具备独立盛装低温液体的能力,且内罐和外罐的间
图2.1LNG储罐结构形式示意图
距应为1米到2米。
正常操作条件下,内罐贮存低温LNG液体;外罐顶由外罐壁支撑;外罐应具备既能储存低温LNG液体,又能控制从内罐泄漏出的LNG气化后产生的大量气体的排放。
我国当前LNG接收终端的储罐都采用160,000m3全包容混泥土顶储罐(FCCR)地上预应力全容罐。
FCCR地上储罐在我国得到广泛的应用[8]。
2.3LNG全容罐的特点
混泥土外罐:
钢筋混泥土罐底承台、后张拉式混泥土罐壁、钢筋混泥土罐顶组成。
罐底承台与罐壁、罐壁与罐顶均采用刚性连接。
罐底承台采用架高设计,不需加热系统。
外罐的内表面全部内衬碳钢,形成隔气层,起到阻止气体泄漏的作用。
罐顶内衬是罐顶混泥土的支模,同时可作为罐顶钢筋混泥土的组成结构。
顶部开放式9%镍钢内罐,热角保护装置TCP,由9%镍钢二层底、壁和保温材料组成。
当内罐发生LNG泄漏时,保护罐底和外罐混泥土壁的下面部分。
TCP的顶部要锚固到混泥土外罐壁中,高度至少高于罐底承台5米。
内罐顶部的吊顶,由罐顶的吊杆支撑。
吊顶材料通常为铝、不锈钢或9%镍钢。
储罐的保温系统由内罐底与二层底之间的保温材料和二层底下保温材料组成的罐底保温、内外罐壁之间的保温、吊顶上的保温、罐顶开孔处的保温和内部配管的保温等组成。
罐顶系列管嘴开孔及相应内部配管,包括罐内泵泵井,吹扫管线,冷却环管,上下进料管线等。
储罐内部通道,包括从罐顶人孔到吊顶、吊顶到内罐底的笼梯,吊顶上的人行道、单轨。
储罐外部通道,包括泵平台及其泄漏保护围堰,地面到罐顶和泵平台旋梯,紧急逃生梯,罐四周和中间通道,仪表平台,四周扶栏以及各平台、通道扶栏。
罐外管线,包括卸料总管、蒸发气(BOG)管、低压泵输出管和冷循环管等。
储罐仪表表记,液位计、压力表、温度表、泄漏监测表记、罐冷却监测表记。
储罐压力安全阀、真空破坏阀,阀门及阀门连锁装置。
储罐电气设备包括照明系统、航空信标、接地系统、防雷系统及相应的配线、电缆和电缆槽。
储罐罐内低压泵罐外设施,行车,行车平台,接线箱、电缆。
储罐消防系统:
包括火气、低温探测探头,干粉灭火装置,罐体喷林装置[4,9,10]。
第三章LNG储罐BOG再液化
LNG系统的漏热、动设备能量输入、卸料和外输体积置换、压力差闪蒸等因素必定导致LNG接收站的储槽、操作设备、管线内产生大量BOG。
BOG若处理不当,将导致LNG储槽超压而发生危险,若外排燃烧将造成资源浪费。
蒸发气体处理系统的安全、稳定、经济运行是液化化天然气接收站操作必须重点考虑的关键问题之一。
目前在LNG接收站BOG的处理工艺大致可分为直接压缩工艺和再液化两种。
3.1BOG直接压缩工艺
BOG直接压缩工艺是指直接压缩BOG至外输管网压力,以高压天然气(NG)形态进入输气管网而回收BOG,如图所示。
该工艺操作简单、投资费用少。
BOG压缩机的出口压力即管网压力直接决定工艺能耗。
因此,BOG直接压缩工艺适用于外输管网压力较小(2~3MPa)的LNG接收站。
由于日本LNG卫星站辐射区域较小,管网压力较低,BOG直接压缩工艺在日本得到较多的应用,如日本大阪瓦斯及东京瓦斯公司等的接收站就是使用的该工艺处理BOG。
但是对于我国高压力(8~9MPa)的输气管网,利用BOG直接压缩工艺能耗太高,极为不适合,普遍利用外输LNG的冷能来液化回收BOG[5]。
直接压缩工艺图
3.2LNG储罐BOG再液化原理
在LNG船BOG的再冷凝过程研究中,广泛采用的是逆布雷顿循环制冷剂原理。
如图所示。
单机逆布雷顿循环系统图和T-S图
单机逆布雷顿循环演示图
逆布雷顿循环是由等熵压缩、等压冷却、等熵膨胀和等压吸热四个过程组成,在理论上是利用等熵膨胀制冷的循环。
其单级循环的系统图和T-S图如图所示,在(l-2)过程中工质被等熵压缩,并经冷却达到3点,然后高压气体在逆流换热器中被返流的冷气体冷却到4点,再流入膨胀机,绝热膨胀并输出外功,工质温度降低,该过程理论上为等熵膨胀,即4-5’过程,而实际过程为4-5,在5-6过程中向外界输出冷量。
随后进入逆流换热器用来冷却正流高压热气体(6-1)回收冷量。
最后在接近室温下进入压缩机至此完成一个封闭循环,在整个循环中,根据循环工质的不同,在有些循环中会出现液体,有的工质循环不出现液体。
两相工质的循环应采用两相膨胀机。
根据系统的热平衡,逆布雷顿循环的制冷量计算公式为:
QCO=(h1-h3)+(h4-h5)-Σq
式中:
Σq——各种制冷损失之和。
而消耗的功率为:
PT=PTC-PTE
式中:
PTC——压缩机消耗的功率;
PTE——膨胀机输出的功率。
系统的效率为:
由上可见,LNG船再液化装置的逆布雷顿循环原理可简单的归结为:
氮气在压缩机中被压缩,然后在膨胀过程得到低温,通过热交换器来冷却冷凝BOG,使其液化。
氮气循环量的变化与再冷凝装置的热负荷相对应。
目前世界上的几家公司都根据冷剂氮的逆布雷顿循环提出过再液化装置,氮气循环大都与使用中的空气分离装置极接近,且相同的系统己用于陆地上的LNG基地[11]。
3.3.1LNG储罐BOG再液化工艺流程
目前在LNG储罐BOG的再液化工艺中主要采用冷剂制冷法和膨胀制冷法两者结合来实现制冷。
3.3.2LNG储罐BOG再液化工艺流程选择原则
用于LNG储罐的再液化系统设计有一定的原则要求[12,13]:
(1)低耗功。
再液化系统的运行,需要发电系统提供能量。
过大的功耗会增加能量负荷,使效率降低,成本增加。
(2)运行安全可靠。
由于LNG储罐的罐内设计压力较低,当再液化系统出现故障时,为保证LNG储罐安全就必须把LNG储罐BOG放空,会造成极大的损失和污染。
因此保证再液化系统的安全可靠,LNG储罐还必须装备一套完全相同的再液化系统作为备用,当一套再液化装置出现故障时或超负荷时可以使用备用装置分担一部分负荷。
(3)经济性要好。
LNG储罐BOG再液化系统属于低温制冷装置,因此它的制冷循环系统消耗的功率较大,而且由于再液化系统本身的造价较高,因此这都有可能增加接收站的投资而影响其运营成本。
一般来说,再液化系统的造价为全LNG储罐造价的5%左右。
(4)操作方便。
由于LNG储罐工作人员有限,不可能有过多人员来操作和维护设备的正常运行,因此就要求再液化系统设备尽可能容易操作。
(5)设备标准化。
对于再液化系统中的标准设备,可以进行采购,免去设计制造的成本,提高LNG储罐建造效率。
(6)再液化系统整体化。
要尽可能模块化制造安装,整体装站,有利于缩短建站周期。
3.3.3现有的LNG储罐BOG再液化工艺流程
现有的10000m3LNG储罐上的BOG再液化系统采用复叠式制冷系统,由BOG制冷循环、丙烯制冷循环和混合制冷剂制冷循环构成,即由一个以液货为制冷介质的开式循环和两个分别采用丙烯、混合制冷剂的闭式制冷循环组成。
(1)丙烯制冷循环
丙烯制冷剂由丙烯压缩机压缩后,经海水换热器降温后分成两股:
一股经丙烯节流阀节流降温作为制冷剂进入丙烯换热器;另一股进入丙烯换热器被冷凝,再经过丙烯节流阀节流降温后,在预冷多股流换热器中为BOG和混合制冷剂的预冷提供冷量,经过换热后两股丙烯流汇合在一起进入下一轮循环。
(2)混合制冷剂制冷循环
混合制冷剂由混合制冷剂压缩机压缩后,换热器降温,进入丙烯多股流换热器预冷。
预冷后的混合制冷剂连续经过混合制冷剂换热器进一步冷却,再被分成两股分别进入混合制冷剂节流阀进行节流降温,各自为BOG深冷换热器和混合制冷剂换热器提供冷量,最后两股混合制冷剂汇合,利用剩余冷量为混合制冷剂换热器提供冷量后,返回压缩机完成一个制冷循环。
(3)BOG制冷循环
LNG储罐中的BOG进入BOG压缩机压缩,压缩后的高温BOG通过换热器带走热量,降温后的BOG进入丙烯多股流换热器预冷,再通过BOG深冷换热器进行深冷,最后由BOG节流阀节流降温返回LNG储罐。
3.3.4优化后的LNG储罐BOG再液化工艺流程
LNG储罐中的BOG本身温度很低,进入再液化系统时会夹带一定量的LNG,因此其BOG本身就含有很大冷量。
为了保证冷量被充分利用和避免液滴进入BOG压缩机造成液击,因此在BOG压缩机前设置一个回热器,使BOG进入压缩机前先为混合制冷剂提供冷量,保证BOG完全汽化进入压缩机。
在混合制冷剂循环中,深冷部分的换热器较多,换热效率较低,因此将各换热器换成一个多股流换热器,能有效提高换热效率。
根据上面分析,将国外已在使用的BOG再液化工艺流程作优化后,工艺流程如下
(1)丙烯制冷循环
丙烯制冷剂经过丙烯压缩机压缩后,进入换热器降温,再由丙烯节流阀节流降温。
进入丙烯预冷多股流换热器,为BOG和混合制冷剂的预冷提供冷量,换热后进入下一轮循环。
(2)混合制冷剂制冷循环
混合制冷剂由混合制冷剂压缩机压缩后,依次经过换热器预冷多股流换热器、混合制冷剂换热器、深冷多股流换热器、回热器进行换热直至被液化过冷。
经回热器后的过冷混合制冷剂由混合制冷剂节流阀降压降温后,进入深冷多股流换热器提供冷量,流出的混合制冷剂再利用剩余冷量为混合制冷剂换热器提供冷量后,进入下一轮混合制冷剂循环。
(3)BOG制冷循环
LNG储罐中的BOG进入回热器中,为混合制冷剂的过冷提供冷量,再由BOG压缩机压缩,压缩后的高温BOG通过换热器带走热量,降温后的BOG进入丙烯多股流换热器预冷,再通过BOG深冷换热器进行深冷,最后由BOG节流阀节流降温返回LNG储罐。
第四章LNG储罐BOG相关物性参数
4.1LNG储罐蒸发率及再液化系统的BOG处理量
LNG储罐在贮存过程中,储罐外部的温度有时可达40多摄氏度(设计最高为45℃),液货舱内部的温度约-160℃,舱内外温差很大,这样外界热量就不可避免的通过保温层、储罐壁进入LNG储罐,会使LNG储罐内LNG温度不断升高,BOG压力也随之不断升高,因此,必须把LNG储罐BOG经再液化装置进行再液化处理,以保持LNG储罐的温度和压力的稳定。
本文按10000m3容量的LNG储罐的再液化系统的要求,进行LNG储罐内BOG再液化工艺的模拟计算。
根据LNG
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