本实用新型涉及LNG接收站中一种LNG蒸发气(BOG)的处理系统，尤其涉及到一种不同设计压力下的液化天然气储罐的BOG处理系统及处理方法。
背景技术：
LNG储罐是LNG接收站的重要设备，目前LNG储罐通常采用常压、低温大型储罐。LNG储罐按照其结构形式可分为：球罐、单包容罐、双包容罐、全包容罐和膜式罐。其中，单包容罐和全包容罐是我国最常用的两种LNG储罐，分别适用于小型LNG接收站和大型LNG接收站。
单容双壁罐的设计压力通常不大于15kPaG，最大操作压力控制在12kPaG左右，其内罐采用9％镍钢，外罐采用碳钢和碳钢拱顶，设计压力相应较低。全容罐的最大设计压力通常不大于29kPaG，最大操作压力为25kPaG，内罐采用9％镍钢内罐、外罐采用混凝土。
我国LNG接收站通常采用单一结构形式的多个储罐，多个储罐的BOG管道连通成BOG系统。但随着LNG产业的发展，已经出现了正在建设的单容罐、全容罐共存的LNG接收站，这对BOG系统的设计提出了新的要求。如果按照传统的BOG系统设计，将两种储罐的BOG系统直接联通，当BOG系统的压力超过了单包容储罐的设计压力时，可能造成低压力的单容罐的损坏、破裂等。如果采用独立的BOG处理系统，则除了需要分别建设高低压储罐的BOG管线之外，还需要分别设置独立的BOG压缩机和卸船BOG鼓风机等设备，工程造价很高。
技术实现要素：
本实用新型的目的在于：提供一种适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，解决现有技术中存在的上述技术问题。
为实现上述目的，本实用新型采用的技术方案是：
一种适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，具有低压LNG储罐和高压LNG储罐，其特征在于：
所述低压LNG储罐的BOG管线和所述高压LNG储罐的BOG管线汇入BOG总管；所述BOG总管连接BOG缓冲罐，再连接到BOG压缩机和回流鼓风机；
在所述低压LNG储罐的BOG管线上安装至少一个止回阀；
在所述BOG总管上设有测量其压力的总管压力变送器；
所述BOG总管还连接一个去往火炬系统的支路，且所述支路安装一个支路压力控制阀；所述支路压力控制阀受所述总管压力变送器的控制。
所述的适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，其中：在所述高压LNG储罐的BOG管线上设有测量其压力的管线压力变送器，在所述高压LNG储罐的BOG管线上还设有开度控制阀，所述开度控制阀受所述管线压力变送器与总管压力变送器的联合控制。
所述的适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，其中：所述低压LNG储罐的罐顶设有低压罐安全阀，其开启压力为低压LNG储罐的设计压力，其泄放量为低压LNG储罐所有事故工况中的最大量。
所述的适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，其中：所述高压LNG储罐的罐顶设有高压罐安全阀，其开启压力为高压LNG储罐的设计压力，其泄放量为高压LNG储罐所有事故工况中的最大量。
与现有技术相比较，本实用新型具有的有益效果是：通过对各管线的压力进行监测，并控制BOG压缩机、支管的去火炬系统、低压LNG储罐安全阀与高压LNG储罐安全阀的打开，保证整个系统的设备安全。
附图说明
图1是本实用新型提供的适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统的结构示意图。
附图标记说明：1-低压LNG储罐；2-高压LNG储罐；3-开关阀；4-止回阀；5-管线压力变送器；6-开度控制阀；7-总管压力变送器；8-支路压力控制阀；9-BOG缓冲罐；10-BOG压缩机；11-回流鼓风机；12-低压罐压力变送器；13-低压罐安全阀；14-高压罐压力变送器；15-高压罐安全阀。
具体实施方式
如图1所示，本实用新型提供的一种适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统，具有低压LNG储罐1和高压LNG储罐2，而且所述低压LNG储罐1的BOG管线和所述高压LNG储罐2的BOG管线汇入BOG总管；
所述BOG总管连接BOG缓冲罐9，再连接到BOG压缩机10和回流鼓风机11，所述BOG压缩机10连通于气化外输管线，所述回流鼓风机11再连通于LNG船(或其他设备)。
为了防止低压LNG储罐1超压，在所述低压LNG储罐1的BOG管线上安装一个或者多个不同型式的止回阀4。
所述BOG总管还连接一个去往火炬系统的支路，且所述支路安装一个支路压力控制阀8。
所述低压LNG储罐1的罐顶设有低压罐安全阀13，其开启压力为低压LNG储罐1的设计压力，其泄放量为低压LNG储罐1所有事故工况中的最大量。
所述高压LNG储罐2的罐顶设有高压罐安全阀15，其开启压力为高压LNG储罐2的设计压力，其泄放量为高压LNG储罐2所有事故工况中的最大量。
所述BOG压缩机10的处理量为所有操作工况下两个储罐BOG最大产生量；所述回流鼓风机11的处理量为卸船工况下BOG回船最大量。
在所述高压LNG储罐2的BOG管线上设有测量其压力的管线压力变送器5，在所述BOG总管上设有测量其压力的总管压力变送器7，在所述高压LNG储罐2的BOG管线上还设有开度控制阀6，所述开度控制阀6受所述管线压力变送器5与总管压力变送器7的联合控制，控制方法结合实施例介绍如下：
1)所述低压LNG储罐1的容积为5×104m3，型式为单包容LNG储罐，其操作压力是3～12kPaG，设计压力为-0.5～15kPaG。此处，称低压LNG储罐1的最大操作压力为Pdc(＝12kPaG)，最大设计压力为Pds(＝15kPaG)。
2)所述高压LNG储罐2的容积为16×104m3，型式为全包容LNG储罐，操作压力是6～25kPaG，设计压力为-0.5～29kPaG。此处，称高压LNG储罐2的最大操作压力为Pgc(＝25kPaG)，最大设计压力为Pgs(＝29kPaG)。
3)所述BOG系统的压力由总管压力变送器7测得，测量数据自动控制BOG压缩机10和支路压力控制阀8；高压LNG储罐2的BOG管线压力由管线压力变送器5测得，管线压力变送器5和总管压力变送器7的测量数据共同控制所述开度控制阀6的开度；低压LNG储罐1的压力由低压罐压力变送器监测；高压LNG储罐2的压力由管线压力变送器5监测。
4)所述BOG压缩机10采用变频BOG压缩机10，根据正常操作时BOG的最大量可以选择一台BOG压缩机10或几台BOG压缩机10并联。
5)需要设定所述支路压力控制阀8的开启压力Pk，应当满足：Pdc＜Pk＜Pds，本实施例中Pk设定为13kPaG；低压罐安全阀13的开启压力设定值为15kPaG；高压罐安全阀15的开启压力设定值为29kPaG。
6)所述适用不同LNG储罐操作压力下的BOG处理系统，主要是根据管线压力变送器5的压力值P1、总管压力变送器7的压力值P2，控制设备或者阀门动作，维持整个系统的压力稳定。根据超压程度的不同，其处理方法具体是：
6.1)BOG系统操作压力的控制方法：
a)P2＜Pk(＝13kPaG)：此时的BOG系统压力主要靠BOG压缩机10调节。当BOG系统压力偏高或者偏低时，BOG压缩机10自动提高或者降低转速，维持BOG系统压力稳定在低压LNG储罐1的操作压力范围之内。当BOG系统压力接近或达到Pk(＝13kPaG)时，BOG压缩机10全开。在正常操作情况下，BOG压缩机10的能力可以处理所有正常工况下产生的BOG。
b)P2＝Pk(＝13kPaG)：当总管压力变送器7检测到BOG系统的压力达到Pk(＝13kPaG)时，支路压力控制阀8打开，将BOG排放至火炬系统。支路压力控制阀8打开后，BOG系统的压力逐渐降低，直至BOG系统的操作压力降低到Pk(＝13kPaG)以下，支路压力控制阀8关闭，系统仍然靠BOG压缩机10维持压力稳定。
c)Pk(＝13kPaG)＜P2＜Pds(＝15kPaG)：当BOG压缩机10满负荷运行且支路压力控制阀8都全开的情况下，BOG系统的压力仍然上升。超压的来源有以下两个：一是由低压LNG储罐1的非正常工况原因引起的BOG系统超压，二是由高压LNG储罐2的非正常工况超压引起的BOG系统超压。
i.若是由低压LNG储罐1引起的储罐超压，BOG由低压储罐排向BOG系统，此时依旧依靠BOG压缩机10和支路压力控制阀8控制系统压力。若低压LNG储罐1压力达到了Pds(＝15kPaG)，则低压罐安全阀13开启泄压，待低压LNG储罐1压力恢复到Pds(＝15kPaG)以下，低压罐安全阀13关闭。
ii.若是由高压LNG储罐2引起的BOG系统超压，则BOG系统的压力高于低压LNG储罐1，止回阀4会自动阻止高压气体进入低压LNG储罐1，保持低压LNG储罐1内压力稳定。
d)Pds(＝15kPaG)≤P2≤Pgs(＝29kPaG)：所述工况是非正常操作工况，即BOG压缩机10和支路压力控制阀8都全开的情况下，也不能控制住BOG压力的上升。其原因是高压LNG储罐2的非正常工况超压，此时止回阀4自动阻止高压BOG进入低压LNG储罐1，维持低压LNG储罐1压力稳定。当高压LNG储罐2压力达到Pgs(＝29kPaG)时，高压罐安全阀15开启泄压。经过一段时间后，高压LNG储罐2的压力＜Pgs(＝29kPaG)，高压罐安全阀15回座。在这期间，若低压LNG储罐1由于自蒸发产生的BOG无法通过BOG管线排出，则低压LNG储罐1压力可能升至Pds(＝15kPaG)，低压罐安全阀13开启泄压，待低压LNG储罐1压力恢复到Pds(＝15kPaG)以下，低压罐安全阀13关闭。
6.2)高压LNG储罐2操作压力控制方法：
a)若P1＜P2：此时将开度控制阀6关小，使P1逐渐接近并最终等于P2；
b)若P1＞P2：此种条件下又分为两种情况，一是Pk(＝13kPaG)≤P1＜Pgc(＝25kPaG)，二是Pgc(＝25kPaG)≤P1≤Pgs(＝29kPaG)，开度控制阀6的操作不同。
i.当P1＞P2且Pk(＝13kPaG)≤P1＜Pgc(＝25kPaG)时，开度控制阀6的开度保持不变。这样操作可以尽量利用高压LNG储罐2的承压能力减少排放至火炬的BOG，减少经济损失。
ii.当P1＞P2且Pgc(＝25kPaG)≤P1≤Pgs(＝29kPaG)时，高压LNG储罐2的压力已经超过其正常的操作范围，此时增大开度控制阀6的开度直至全开，快速排出高压LNG储罐2的BOG以降低高压LNG储罐2的压力，保护储罐；如果开度控制阀6全开，高压LNG储罐2的压力仍然上升达到Pgs(＝29kPaG)时，高压LNG储罐2的高压罐安全阀15开启。
总之，所述适用于不同设计压力下LNG储罐的BOG处理系统的控制方法，是在出现了超压工况的情况下，压力依次通过下列设备或阀门措施释放：BOG压缩机10、支管的去火炬系统、低压LNG储罐1安全阀与高压LNG储罐2安全阀。