本发明涉及液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)的储运技术领域，尤其是涉及一种近海离岸LNG接收系统及方法。
背景技术：
液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源。无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45％左右。
液化天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是-161℃，临界温度为-84℃，临界压力为4.1MPa。其制造过程是先将气田生产的天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体，通常利用低温液化天然气船运送，使用时重新气化。
LNG运输船是国际公认的高技术、高难度、高附加值的“三高”产品，LNG船是在-162℃低温下运输液化天然气的专用船舶，是一种“海上超级冷冻车”，被喻为世界造船“皇冠上的明珠”，一艘船的造价高达2亿元美元，相当于两艘10000TEU集装箱船的造价，比一架波音747客机还贵，是全世界货运船舶中造价最为昂贵的；其次是技术难度高，天然气在降低到零下163℃变成液体后，体积比原来的气体状态缩小了600倍，LNG船在运输过程中必须将它保持在零下163℃，挥发率低于0.5％；可靠性要求高，按照国际气体运输规范(IGCcode)的要求，运输LNG的船舶液货舱系统必需有两层屏障(Barrier),对薄膜型LNG船来说就是两层绝缘和薄膜进行保护，即使在主层薄膜泄漏的情况下仍能保证LNG的安全运输。
要在常温常压下运输-163摄氏度的LNG，液货舱围护系统是LNG船与常规货运船舶相比较最特殊的地方。目前世界液化天然气船的储罐系统有自撑式和薄膜式两种。自撑式有A型和B型两种，A型为棱形或称为IHI SPB，B型为球形。
“单点系泊”，来源于英文“Single Point Mooring”，简称SPM。应该说SPM是一个总的概念，泛指所有的单点，凡允许系泊船舶随着盛行风和海况的变化而围绕着单个系泊点自由回转，从而不断地处于风、浪、流合阻力最小位置的系泊为单点系泊。与固定式的码头相比，它的特点有投资成本低，建设周期短，建设地点选择面大，维护成本低等。随着近海石油勘探开发的发展，单点系泊技术从起初的海上加油逐渐运用于近海采油平台、原油/成品油中转站等广泛的应用。
通常情况下，船运贸易都不能缺少码头，码头要与陆地相连，便于货物转为陆地运输。同时，需要投巨资建设向运输船舶锚泊、进出港、靠离泊和装卸作业提供服务的港口设施。而对于低温LNG运输船，由于其储存容量大，通常船长达200～300米，满载吃水深度达12～16米，造成码头选址困难，造价高，施工周期长，码头运行成本高等问题。
技术实现要素：
为了克服现有技术的缺点，本发明提供了一种近海离岸LNG接收系统及方法，通过在近海离岸处建设浮式或重力基座式LNG接收系统将进口液化天然气复热，并通过单点系泊装置和海底管道输送至天然气干线，实现液化天然气的离岸接收，从而解决针对LNG接收站的码头选址难题。
本发明所采用的技术方案是：一种近海离岸LNG接收系统，包括全冷式LNG运输船、LNG接收装置、LNG增压气化系统、天然气冷却系统、保冷循环系统和船岸连接系统；其中：
所述LNG增压气化系统包括：LNG接收装置的装卸臂分成两路分别从顶部和底部接入再冷凝器，再冷凝器的液相出口依次与增压泵、LNG气化器、调压计量装置和船岸连接系统连接；
所述天然气冷却系统包括：所述调压计量装置的上部出口接入再冷凝器的气相进口；再冷凝器的气相出口接入BOG分离罐，BOG分离罐上部的喷淋进口与LNG接收装置的装卸臂连接，BOG分离罐顶部的的低温气出口与LNG接收装置的返回臂连接；
所述保冷循环系统包括：所述BOG分离罐上部的气相出口依次与一级压缩机、二级压缩机和调压计量装置连接；调压计量装置的底部出口依次与小型液化装置、保冷循环用LNG储罐相连，所述保冷循环用LNG储罐的低压LNG出口与LNG接收装置的装卸臂连接。
本发明还提供了一种近海离岸LNG接收方法，包括如下内容：
一、将常温LNG输送至陆地管线：
全冷式LNG运输船内的低温LNG经船载LNG泵增压至0.4MPa～0.7MPa(G)后，在再冷凝器中与调压计量装置返回的高温天然气混合，经过增压泵增压到4MPa～10MPa(G)后，送至LNG气化器，气化后的天然气再通过调压计量装置和船岸连接系统输往陆地管线；
二、全冷式LNG运输船内储罐压力的平衡：
调压计量装置通过液位联锁控制阀分配一股天然气返输回再冷凝器，经过再冷凝器将天然气冷却至-140℃以下，并送至BOG分离器，BOG分离器通过温度联锁控制阀对温度不达标的低温天然气进行进一步地喷淋降温，最终将温度合格的低温天然气通过LNG接收装置的BOG返回臂输送至全冷式LNG运输船内；
三、近海离岸LNG接收系统自身的保冷循环：
BOG分离罐将整个系统无外输工况下BOG气体送至一级压缩机增压到0.7MPa，再通过二级压缩机增压至4-10MPa，再通过调压计量装置分配至小型液化装置，液化成LNG储存至保冷循环用LNG储罐内；然后根据需要再输出LNG，以对整个接收系统进行保冷循环。
与现有技术相比，本发明的积极效果是：本发明将低温LNG运输船的液化天然气通过LNG接收装置送至再冷凝装置、混合气化后的天然气，液相送至LNG增压气化装置加热气化到常温高压，最后依次通过调压计量装置、船岸连接装置送至高压管线；气化后的天然气将分一股气，通过再冷凝冷却后返回低温LNG运输船作气相平衡。本发明取消了大型LNG储罐，缩短了LNG接收工艺流程，降低了建设成本；同时配备有天然气再液化装置为本系统提供非工作工况下的管道冷循环。本发明将岸基LNG接收气化功能搬迁至近海，将减少对港口岸线资源的占用。与传统码头装载工艺技术相比，本发明非常适合于缺乏天然港口的地区及港口规划不易变更的情况，投资低，建设周期短，市场发生变化设备可迁移至其他地区继续服务。
附图说明
本发明将通过例子并参照附图的方式说明，其中：
图1是本近海离岸LNG接收系统的示意图。
具体实施方式
一种近海离岸LNG接收系统，如图1所示，包括：包括LNG接收装置1、再冷凝器2、增压泵3、LNG气化器4、调压计量装置5、船岸连接系统6、BOG分离罐7、一级压缩机8、二级压缩机9、小型液化装置10、保冷循环用LNG储罐11、全冷式LNG运输船12以及各种阀13-19(包括FV阀14、15、18、19PV阀16、LV阀17、TV阀13)，FV阀指流量联锁控制阀、PV阀指压力联锁控制阀、LV阀指液位联锁控制阀、TV阀指温度联锁控制阀。本近海离岸LNG接收系统设置于船上或近海装置上，系统运行时的热量平衡由外部热水/海水系统负责调节。
其中：
由LNG装卸臂和BOG返回臂构成LNG接收装置1；再冷凝器2，负责将低温LNG与常温天然气混合冷却；二级增压低温泵3可以是潜液泵、离心泵等；小型液化装置10负责在系统未接收LNG时提供保冷冷源。
具体地，
1)低温LNG运输船12内设置有船载LNG低压泵，经过船载泵将LNG增加到低压(0.4MPa以上)，然后通过LNG接收装置1的LNG装卸臂，分两股输向再冷凝器2，一股顶部进料用于喷淋冷却，一股底部进料用于调节流量。
2)再冷凝器2的液相出口连接增压泵3的入口，增压泵3的出口与LNG气化器4入口相连，LNG气化器4的出口与调压计量装置5入口相连，调压计量装置5的出口与船岸连接系统6的入口相连。
其中：
由LNG接收装置1、再冷凝器2、增压泵3、LNG气化器4、调压计量装置5、船岸连接系统6等构成了天然气气化系统，其负责气化LNG到常温并最终输送至陆地管线。
船岸连接系统6负责将气化合格的天然气通过海底输送至陆地管道。其中船岸连接系统6可以是悬链式锚泊系统式单点系统(CALM)，或塔式单点系统(软刚臂等)，或转塔式单点系统(内转塔\外转塔)、或普通管架系统。
具体地，
1)调压计量装置5，将抽一股天然气经LV阀17返回至再冷凝器2的气相。
2)再冷凝器2的气相出口经PV阀16连入BOG分离罐7，BOG分离罐7通过TV阀13引入LNG对进入气体进行喷淋降温，温度合格的低温气再返回低温LNG运输船12以平衡运输船储罐压力。
其中：
由调压计量装置5、再冷凝器2、PV阀16、LV阀17、BOG分离罐7等构成了天然气冷却系统，其负责冷却天然气最终输送至低温LNG运输船实现压力平衡。
具体地，
1)BOG分离罐7负责收集BOG气体，其气相出口与低温压缩机8连接。
2)低温压缩机8的出口与二级压缩机9连接；二级压缩机9的出口与调压计量装置5连接，
3)调压计量装置5抽一股气出来与小型液化装置10入口连接，小型液化装置出口与保冷循环用LNG储罐11入口相连，保冷循环用LNG储罐11负责输出低压LNG对整个系统进行保冷循环。保冷循环用LNG储罐11内设置有低温泵。
其中：
由BOG分离罐7、低温压缩机8、二级压缩机9、调压计量装置5、小型液化装置10，保冷循环用LNG储罐11等构成了保冷循环系统，其负责无外输工况下的整个系统自保冷。
本发明还提供了一种近海离岸LNG接收方法，包括如下内容：
一、将常温LNG输送至陆地管线：
低温LNG运输船12内的低温LNG经船载LNG泵增压至0.4MPa～0.7MPa(G)后，在再冷凝器2中与调压计量装置5返回的高温天然气混合，经过LNG增压泵增压到4MPa～10MPa(G)，并送至LNG气化器4，气化后的天然气再通过调压计量装置5和船岸连接系统6输往陆地管线。
二、低温LNG运输船12储罐压力的平衡：
调压计量装置5将分配一定比例天然气返输回再冷凝器2，经过再冷凝器将天然气冷却至-140℃以下，并送至BOG分离器7，在BOG分离器中如果检测到冷却的天然气温度不达标，将进一步喷淋LNG降温，直至获得合格温度的BOG返回气，最终通过LNG接收装置1输送至低温LNG运输船实现压力平衡。
三、近海离岸LNG接收系统自身的保冷循环：
BOG分离罐7负责收集整个系统无外输工况下BOG气体，送至低温压缩机8增压到0.7MPa，再通过二级压缩机增压至4-10MPa(根据不同液化流程选择不同的液化压力)，再通过调压计量装置分配至小型液化装置，液化成LNG储存至保冷循环用LNG储罐11，根据需要，再输出LNG对整个接收系统进行保冷循环。
本发明的工作原理是：
低温LNG运输船运送来的的LNG首先经过船载泵增加到低压(0.4MPa以上)，中压LNG输向再冷凝器缓冲后由增压泵增加到高压(4MPa以上)，高压LNG由气化器转化为常温天然气，最后经调压计量并通过船岸连接装置将常温天然气送至陆地管线；本系统进行卸船操作时，调压计量装置将抽一股常温天然气返输至再冷凝器，通过再冷凝器与外输LNG的冷却换热，形成低温天然气，返输至低温LNG运输船作为气相平衡。再冷凝器实现天然气冷却温度时，由于接触时间不够时会产生的较高温度的BOG，在返输BOG经过BOG分离器时检测到温度过高，将引入LNG喷淋降温，从而将较高温度的BOG降低温度至合适的返输温度。本系统没有卸船操作时，将通过BOG分离器收集滞留于系统内的BOG，通过压缩机增压至高压，并通过调压计量装置分配进小型液化装置，液化后的LNG进入保冷循环用LNG储罐，在需要时外输至整个系统实现保冷循环。