本发明涉及液化天然气的接卸、存储及气化领域，具体而言，涉及一种基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统。
背景技术：
传统液化天然气接收站装船转运主要采用“卸船-储存-装船”操作，具体流程如下：
(1)来船气通过卸船码头的卸船管线卸入接收站LNG储罐；
(2)来船气和库容气在储罐中混合并储存；
(3)混合后的装船气利用罐内泵通过装船码头或反向通过卸船码头进行装船转运。
其中，上述提到的来船气、库容气和装船气为简称，实际为来船液化天然气、库存液化天然气和装船液化天然气。
中国大陆实用新型专利CN 202082617 U和CN102322567B分别公开了一种液化天然气卸船系统和液化天然气卸船和装船系统及装船方法。但是，这两件已有专利公开的“卸船-储存-装船”转运模式主要存在以下局限性：
(1)转运能力依赖接收站储罐库容，即库容较小的接收站或接收站在管网外输需求较大时无法满足大型装载船转运要求；
(2)转运速度和转运时效性较差，即装载速度受制于接收站罐内泵最大装载能力，且卸船操作10-12小时结束后方可进行装船操作；
(3)转运过程接收站能耗较高，即转运过程中罐内泵存在相当程度电耗，且每次转运过程中液化天然气在进入接收站储罐和装载船时存在两次闪蒸，两次闪蒸过程中需要接收站处理的富余挥发气量远高于船对船直接转运；
(4)转运时较难满足对来船气质量有严格要求的第三方，且转运过程中易出现贸易纠纷，即储存环节中卸船气和库容气混合会导致液化天然气组分和热值等品质发生较大变化。
技术实现要素：
本发明提出了一种岸基液化天然气接收站船对船转运系统，以提高液化天然气接收站库容的利用率、提高液化天然气的转运效率和降低转运能耗。
本发明提供的一种基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统，其包括：卸船臂L1、卸船气相返回臂V1、装船臂L2、装船气相返回臂V2、LNG储罐T、冷循环泵P1、装船泵P2、挥发气压缩机C、装船管线、卸船管线、挥发气管线、卸船气相返回管线、装船气相返回管线、冷循环跨线和转运跨线，其中：
所述卸船管线上设有卸船管线切断阀XV-3，所述卸船臂L1与所述卸船管线连通；
所述装船管线上设有装船管线切断阀XV-4，所述装船臂L2与所述装船管线连通；所述卸船气相返回管线上设有卸船气相返回管线切断阀XV-1和卸船气相返回管线压力控制阀CV-1，所述卸船气相返回臂V1与所述卸船气相返回管线连通；
所述装船气相返回管线上设有装船气相返回管线切断阀XV-2和装船气相返回管线压力控制阀CV-2，所述装船气相返回臂V2与所述装船气相返回管线连通；
所述冷循环跨线上设有冷循环跨线切断阀XV-5以及一与冷循环跨线切断阀XV-5并联连接的冷循环跨线旁路管线，冷循环跨线旁路管线上设有冷循环跨线旁路流量控制阀CV-3；
所述冷循环泵P1的出口设有一冷循环泵出口切断阀XV-6；
所述装船泵P2的出口设有一装船泵出口切断阀XV-7；
所述挥发气压缩机C与所述LNG储罐T和所述挥发气管线连通；
所述转运跨线上设有转运跨线切断阀XV-8；
所述卸船管线上LNG储罐T入口设有一储罐进料管线手动调节阀HCV-1。
在本发明的一实施例中，与所述卸船臂连接的卸载船船容范围为125,000～267,000立方米。
在本发明的一实施例中，与所述装船臂连接的装载船船容范围为2,000～147,000立方米。
在本发明的一实施例中，装船管线、卸船管线、挥发气管线、卸船气相返回管线、装船气相返回管线、冷循环跨线和转运跨线上均设有压力传感器和温度传感器，冷循环跨线旁路管线上设有流量传感器。在本发明的一实施例中，挥发气压缩机C的运行负荷根据所述LNG储罐T中的操作压力自动调节。
在本发明的一实施例中，卸船气相返回管线压力控制阀CV-1和装船气相返回管线压力控制阀CV-2的开度根据卸载船和装载船气相空间操作和预设的压力自动调节。
在本发明的一实施例中，冷循环跨线旁路流量控制阀CV-3的开度根据预设的保冷循环流量自动调节。
本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统可实现液化天然气船对船转运、并具有卸船、装船及非装卸船时重要低温管线的保冷功能，具体总结为以下几点有益技术效果：
(1)减少了液化天然气转运过程中对接收站库容的依赖，即接收站在满库容或库容不足时仍可实现转运功能；
(2)提高了转运效率，取消了传统转运过程中的存储阶段，实现了一次性高流量转运，即高速卸船的同时完成装船，能够更快的满足装船气用户的需求；
(3)节省了液化天然气转运过程中的能耗，即避免了传统转运过程中罐内泵的电耗并降低了传统转运过程中卸船和装船过程中两次闪蒸所造成的挥发气压缩能耗；
(4)降低了转运过程中液化天然气组分和热值的变化，即避免了传统转运过程中来船气和不同组分的库容气混合后造成装船气组分较装船气组分和热值相比发生较大变化。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1为本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统的结构示意图，如图所示，本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统包括：卸船臂L1、卸船气相返回臂V1、装船臂L2、装船气相返回臂V2、LNG储罐T、冷循环泵P1、装船泵P2、挥发气压缩机C、装船管线、卸船管线、挥发气管线、卸船气相返回管线、装船气相返回管线、冷循环跨线和转运跨线，其中：
所述卸船管线上设有卸船管线切断阀XV-3，所述卸船臂L1与所述卸船管线连通；
所述装船管线上设有装船管线切断阀XV-4，所述装船臂L2与所述装船管线连通；
所述卸船气相返回管线上设有卸船气相返回管线切断阀XV-1和卸船气相返回管线压力控制阀CV-1，所述卸船气相返回臂V1与所述卸船气相返回管线连通；
所述装船气相返回管线上设有装船气相返回管线切断阀XV-2和装船气相返回管线压力控制阀CV-2，所述装船气相返回臂V2与所述装船气相返回管线连通；
所述冷循环跨线上设有冷循环跨线切断阀XV-5以及一与冷循环跨线切断阀XV-5并联连接的冷循环跨线旁路管线，冷循环跨线旁路管线上设有冷循环跨线旁路流量控制阀CV-3；
所述冷循环泵P1的出口设有一冷循环泵出口切断阀XV-6；
所述装船泵P2的出口设有一装船泵出口切断阀XV-7；
所述挥发气压缩机C与所述LNG储罐T和所述挥发气管线连通；
所述转运跨线上设有转运跨线切断阀XV-8；
所述卸船管线上LNG储罐T入口设有一储罐进料管线手动调节阀HCV-1。
本发明主要用于将卸载船中的LNG转运至装载船中，在本发明的一个实施例中，与所述卸船臂连接的卸载船船容范围为125,000～267,000立方米，与所述装船臂连接的装载船船容范围为2,000～147,000立方米。在其他实施例中，卸载船和装载船的船容范围可以为其他值，以实际转运需求而定。
本发明中的装船管线、卸船管线、挥发气管线、卸船气相返回管线、装船气相返回管线、冷循环跨线和转运跨线上可以进一步设置压力传感器和温度传感器，以实时掌握各管线中的压力和温度变化，便于出现异常状况时及时处理。
本发明中的冷循环跨线旁路管线上设置流量传感器，以实时掌握船对船转运时冷循环跨线中的流量变化，便于出现异常状况时及时处理。
本发明中的挥发气压缩机C的运行负荷根据所述LNG储罐T中的操作压力自动调节，以使系统中的挥发气压力控制在一个较为稳定的范围内，保证系统运行安全。
本发明中的卸船气相返回管线压力控制阀CV-1和装船气相返回管线压力控制阀CV-2的开度根据卸载船和装载船气相空间操作和预设的压力自动调节。
本发明中的冷循环跨线旁路流量控制阀CV-3的开度根据预设的保冷循环流量自动调节。
本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统根据实际工作状态可分为以下几种情况：
(一)船对船转运
船对船转运时，液化天然气从卸船臂L1进入卸船管线，并经由转运跨线进入装船管线，通过装船臂L2进行装船。转运期间装载船的回气通过装船气相返回臂V2和装船气相返回管线进入挥发气管线，并经由卸船气相返回管线和卸船气相返回臂V1返回卸载船，转运过程中，挥发气通过LNG储罐T缓冲后富余部分通过挥发气压缩机C处理后利用再冷凝器回收或直接外输。船对船转运状态下，各部分及阀门的状态如下：
(二)待船状态
在无转运及装卸船操作的待船状态时，重要管线可通过冷循环泵P1维持系统冷态，以备后续转运或装卸船操作。待船状态下各部分和阀门状态如下：
(三)卸船操作
该系统可在船对船转运后将装载船中的富余液化天然气进一步进行卸船操作，液化天然气通过卸船管线进入LNG储罐T以备下次装船或外输，卸船操作时装船管线和卸船管线均可用做卸船，各部分和阀门状态如下：
(四)单独装船操作
该系统可单独进行装船操作，装船操作时卸船管线和装船管线均可用于装船，各部分和阀门状态如下：
本发明提供的基于岸基液化天然气接收站的船对船转运系统可实现液化天然气船对船转运、并具有卸船、装船及非装卸船时重要低温管线的保冷功能，具体总结为以下几点有益技术效果：
(1)减少了液化天然气转运过程中对接收站库容的依赖，即接收站在满库容或库容不足时仍可实现转运功能；
(2)提高了转运效率，取消了传统转运过程中的存储阶段，实现了一次性高流量转运，即高速卸船的同时完成装船，能够更快的满足装船气用户的需求；
(3)节省了液化天然气转运过程中的能耗，即避免了传统转运过程中罐内泵的电耗并降低了传统转运过程中卸船和装船过程中两次闪蒸所造成的挥发气压缩能耗；
(4)降低了转运过程中液化天然气组分和热值的变化，即避免了传统转运过程中来船气和不同组分的库容气混合后造成装船气组分较装船气组分和热值相比发生较大变化。
本领域普通技术人员可以理解：附图只是一个实施例的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本发明所必须的。
本领域普通技术人员可以理解：实施例中的装置中的模块可以按照实施例描述分布于实施例的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施例的一个或多个装置中。上述实施例的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围。