LNG接受終端的工藝系統(tǒng)及設(shè)備模板

LNG接受終端的工藝系統(tǒng)及設(shè)備模板資料內(nèi)容僅供您學(xué)習(xí)參考，如有不當(dāng)或者侵權(quán)，請(qǐng)聯(lián)系改正或者刪除。LNG接受終端的工藝系統(tǒng)及設(shè)備張立希陳慧芳摘要液化天然氣(LNG)有利于遠(yuǎn)距離運(yùn)輸、儲(chǔ)存及利用,現(xiàn)已形成LNG生產(chǎn)、儲(chǔ)存、運(yùn)輸、接受、再氣化及冷量利用等完整的產(chǎn)、運(yùn)、銷體系。中國(guó)東南沿海省市建設(shè)LNG接受終端已勢(shì)在必行,本文對(duì)LNG接受終端工藝系統(tǒng)及主要設(shè)備進(jìn)行了綜述。主題詞LNG接受終端工藝系統(tǒng)設(shè)備天然氣的主要成分是甲烷。常壓下將天然氣冷凍到-162℃左右,可使其變?yōu)橐后w即液化天然氣(LNG)。LNG的體積約為其氣態(tài)體積的1/620,故液化后的天然氣更有利于遠(yuǎn)距離運(yùn)輸、儲(chǔ)存及利用。因此,LNG已成為現(xiàn)今遠(yuǎn)洋運(yùn)輸天然氣的主要方式。當(dāng)前,世界上最大的LNG運(yùn)輸船船容約13.8萬(wàn)m3,最大的LNG儲(chǔ)罐容量為20萬(wàn)m3,最大的LNG出口國(guó)是印度尼西亞,最大的LNG進(jìn)口國(guó)是日本。1993年國(guó)際天然氣貿(mào)易量為3467.3億m3,其中LNG貿(mào)易量為832.4億m3(天然氣)。預(yù)計(jì)到2020年,世界天然氣貿(mào)易量將達(dá)6250億m3,其中大約1/3的天然氣以LNG方式成交。LNG一般由專用運(yùn)輸船從生產(chǎn)地輸出終端運(yùn)到目的地接受終端,經(jīng)再氣化后外輸至用戶。當(dāng)前,已形成了包括LNG生產(chǎn)、儲(chǔ)存、運(yùn)輸、接受、再氣化及冷量利用等完整的產(chǎn)、運(yùn)、銷LNG工業(yè)體系,見圖1所示。迄今為止,中國(guó)除臺(tái)灣省每年有一定量的LNG進(jìn)口(1995年為2.5Mt)外,總體來講中國(guó)的LNG工業(yè)仍處于起步階段。近20年來,中國(guó)天然氣產(chǎn)量雖然增長(zhǎng)較快,但由于資源相對(duì)貧乏,遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能滿足國(guó)民經(jīng)濟(jì)迅速發(fā)展的需要。據(jù)統(tǒng)計(jì),到和,中國(guó)東南沿海5省市對(duì)天然氣的總需求將分別達(dá)263億m3和466億m3,大大超過同期中國(guó)海上天然氣的生產(chǎn)能力,故在該地區(qū)建設(shè)LNG接受終端,從國(guó)外進(jìn)口LNG已勢(shì)在必行。因此,本文根據(jù)國(guó)內(nèi)外有關(guān)技術(shù)資料對(duì)LNG接受終端工藝系統(tǒng)及主要設(shè)備加以綜述,以供大家參考。1LNG接受終端工藝系統(tǒng)1.1LNG的主要物理性質(zhì)設(shè)計(jì)中采用的典型LNG組成(%,摩爾)為:CH485～90,C2H63～8,C3H81～3,C4H101～2,C+5微量。LNG再氣化(約-162℃)時(shí)的蒸發(fā)潛熱約為511kJ/kg［1］,其它主要物理性質(zhì)見表1。表1LNG的主要物理性質(zhì)相對(duì)密度(氣體)液體密度,kg/m3高熱值,MJ/m3①顏色0.60～0.70430～46041.5～45.3無色透明①指101.325kPa、15.6℃狀態(tài)下的氣體體積。LNG中H2S含量一般要求最大不超過4×10-6(體),總硫含量要求不超過30mg/m3(氣體),N2含量要求最大不超過1.0%(摩爾)。1.2LNG接受終端工藝流程由圖2可知,LNG接受終端一般由LNG卸船、儲(chǔ)存、再氣化/外輸、蒸發(fā)氣處理、防真空補(bǔ)氣和火炬/放空6部分工藝系統(tǒng)(有的終端還有冷量利用系統(tǒng))組成?，F(xiàn)以中國(guó)東南沿海某地?cái)M建的LNG接受終端工藝方案為例,對(duì)其分別說明如下。1.2.1LNG卸船系統(tǒng)由卸料臂、卸船管線、蒸發(fā)氣回流臂、LNG取樣器、蒸發(fā)氣回流管線及LNG循環(huán)保冷管線組成。LNG運(yùn)輸船靠泊碼頭后,經(jīng)碼頭上卸料臂將船上LNG輸出管線與岸上卸船管線連接起來,由船上儲(chǔ)罐內(nèi)的輸送泵(潛液泵)將LNG輸送到終端的儲(chǔ)罐內(nèi)。隨著LNG不斷輸出,船上儲(chǔ)罐內(nèi)氣相壓力逐漸下降,為維持其值一定,將岸上儲(chǔ)罐內(nèi)一部分蒸發(fā)氣加壓后經(jīng)回流管線及回流臂送至船上儲(chǔ)罐內(nèi)。LNG卸船管線一般采用雙母管式設(shè)計(jì)。卸船時(shí)兩根母管同時(shí)工作,各承擔(dān)50%的輸送量。當(dāng)一根母管出現(xiàn)故障時(shí),另一根母管仍可工作,不致使卸船中斷。在非卸船期間,雙母管可使卸船管線構(gòu)成一個(gè)循環(huán),便于對(duì)母管進(jìn)行循環(huán)保冷,使其保持低溫,減少因管線漏熱使LNG蒸發(fā)量增加。一般,由岸上儲(chǔ)罐輸送泵出口分出一部分LNG來冷卻需保冷的管線,再經(jīng)循環(huán)保冷管線返回罐內(nèi)。每次卸船前還需用船上LNG對(duì)卸料臂等預(yù)冷,預(yù)冷完畢后再將卸船量逐步增加至正常輸量。卸船管線上配有取樣器,在每次卸船前取樣并分析LNG的組成、密度及熱值。1.2.2LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)由低溫儲(chǔ)罐、附屬管線及控制儀表組成。LNG低溫儲(chǔ)罐采用絕熱保冷設(shè)計(jì)。由于有外界熱量或其它能量導(dǎo)入,例如儲(chǔ)罐絕熱層、附屬管件等的漏熱、儲(chǔ)罐內(nèi)壓力變化及輸送泵的散熱等,故會(huì)引起儲(chǔ)罐內(nèi)少量LNG的蒸發(fā)。正常運(yùn)行時(shí),罐內(nèi)LNG的日蒸發(fā)率約為0.06%～0.08%。卸船時(shí),由于船上儲(chǔ)罐內(nèi)輸送泵運(yùn)行時(shí)散熱、船上儲(chǔ)罐與終端儲(chǔ)罐的壓差、卸料臂漏熱及LNG液體與蒸發(fā)氣的置換等,蒸發(fā)氣量可數(shù)倍增加。為了最大程度減少卸船時(shí)的蒸發(fā)氣量,應(yīng)盡量提高此時(shí)儲(chǔ)罐內(nèi)的壓力。蒸發(fā)氣中含有更多的易揮發(fā)成分,如N2、CH4等。例如,當(dāng)LNG中N2含量約1%(摩爾)時(shí),蒸發(fā)氣中N2含量可達(dá)20%,故其熱值遠(yuǎn)低于終端外輸氣。一般,可采用向蒸發(fā)氣中加入丙烷或與外輸氣混合的方式以滿足用戶對(duì)這種燃料氣的熱值要求。接受終端的儲(chǔ)存能力可按下式計(jì)算,即Vs=Vt+nQ-tq(1)式中:Vs─儲(chǔ)存能力,m3;Vt─LNG運(yùn)輸船船容,m3;n─連續(xù)不可作業(yè)的日數(shù),d;Q─平均日輸送量,m3/d;t─卸船時(shí)間,h;q─卸船時(shí)的輸送量,m3/d。一般說來,接受終端至少應(yīng)有2個(gè)等容積的儲(chǔ)罐。例如,本方案接受終端一期規(guī)模為2.0Mt/d,采用的LNG運(yùn)輸船船容為13.5萬(wàn)m3,如連續(xù)不可作業(yè)的日數(shù)為5d,卸船時(shí)間按12h計(jì),則應(yīng)選用13.5萬(wàn)m3的儲(chǔ)罐2臺(tái)。1.2.3LNG再氣化/外輸系統(tǒng)包括LNG儲(chǔ)罐內(nèi)輸送泵(潛液泵)、儲(chǔ)罐外低/高壓外輸泵、開架式水淋蒸發(fā)器、浸沒燃燒式蒸發(fā)器及計(jì)量設(shè)施等。儲(chǔ)罐內(nèi)LNG經(jīng)罐內(nèi)輸送泵加壓后進(jìn)入再冷凝器,使來自儲(chǔ)罐頂部的蒸發(fā)氣液化。從再冷凝器中流出的LNG可根據(jù)不同用戶要求,分別加壓至不同壓力。例如,本方案一部分LNG經(jīng)低壓外輸泵加壓至4.0MPa后,進(jìn)入低壓水淋蒸發(fā)器中蒸發(fā)。水淋蒸發(fā)器在基本負(fù)荷下運(yùn)行時(shí),浸沒燃燒式蒸發(fā)器作為備用設(shè)備,在水淋蒸發(fā)器維修時(shí)運(yùn)行或在需要增加氣量調(diào)峰時(shí)并聯(lián)運(yùn)行;另一部分LNG經(jīng)高壓外輸泵加壓至7MPa后,進(jìn)入高壓水淋蒸發(fā)器蒸發(fā),以供遠(yuǎn)距離用戶使用。高壓水淋蒸發(fā)器也配有浸沒燃燒式蒸發(fā)器備用。再氣化后的高、低壓天然氣(外輸氣)經(jīng)計(jì)量設(shè)施分別計(jì)量后輸往用戶。為保證罐內(nèi)輸送泵、罐外低壓和高壓外輸泵正常運(yùn)行,泵出口均設(shè)有回流管線。當(dāng)LNG輸送量變化時(shí),可利用回流管線調(diào)節(jié)流量。在停止輸出時(shí),可利用回流管線打循環(huán),以保證泵處于低溫狀態(tài)。1.2.4蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)包括蒸發(fā)氣冷卻器、分液罐、壓縮機(jī)及再冷凝器等。此系統(tǒng)應(yīng)保證LNG儲(chǔ)罐在一定壓力范圍內(nèi)正常工作。儲(chǔ)罐的壓力取決于罐內(nèi)氣相(蒸發(fā)氣)的壓力。當(dāng)儲(chǔ)罐處于不同工作狀態(tài),例如儲(chǔ)罐有LNG外輸、正在接受LNG或既不外輸也不接受LNG時(shí),其蒸發(fā)氣量均有較大差別,如不適當(dāng)處理,就無法控制氣相壓力。因此,儲(chǔ)罐中應(yīng)設(shè)置壓力開關(guān),并分別設(shè)定幾個(gè)等級(jí)的超壓值及欠壓值,當(dāng)壓力超過或低于各級(jí)設(shè)定值時(shí),蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)按照壓力開關(guān)進(jìn)行相應(yīng)動(dòng)作,以控制儲(chǔ)罐氣相壓力。在低溫下運(yùn)行的蒸發(fā)氣壓縮機(jī),對(duì)入口溫度一般有一定限制。往復(fù)式壓縮機(jī)一般要求為-80～-160℃,離心式壓縮機(jī)為-120～-160℃。為保證入口溫度不超限(主要是防止超過上限),故要求在壓縮機(jī)入口設(shè)蒸發(fā)氣冷卻器,利用LNG的冷量保證入口溫度低于上限。1.2.5儲(chǔ)罐防真空補(bǔ)氣系統(tǒng)為防止LNG儲(chǔ)罐在運(yùn)行中產(chǎn)生真空,在流程中配有防真空補(bǔ)氣系統(tǒng)。補(bǔ)氣的氣源一般為蒸發(fā)器出口管匯引出的天然氣。有些儲(chǔ)罐也采取安全閥直接連通大氣的做法,當(dāng)儲(chǔ)罐產(chǎn)生真空時(shí),大氣可直接由閥進(jìn)入罐內(nèi)補(bǔ)氣。1.2.6火炬/放空系統(tǒng)當(dāng)LNG儲(chǔ)罐內(nèi)氣相空間超壓,蒸發(fā)氣壓縮機(jī)不能控制且壓力超過泄放閥設(shè)定值時(shí),罐內(nèi)多余蒸發(fā)氣將經(jīng)過泄放閥進(jìn)入火炬中燒掉。當(dāng)發(fā)生諸如翻滾現(xiàn)象等事故時(shí),大量氣體不能及時(shí)燒掉,則必須采取放空措施排泄。2LNG接受終端主要設(shè)備2.1卸料臂一般根據(jù)終端規(guī)模配置數(shù)根卸料臂及1根蒸發(fā)氣回流臂,二者尺寸可同可異,但結(jié)構(gòu)性能相同。如若尺寸相同則可互用。卸料臂的選型應(yīng)考慮LNG卸船量和卸船時(shí)間,同時(shí)根據(jù)棧橋長(zhǎng)度、管線距離、高程、船上儲(chǔ)罐內(nèi)輸送泵的揚(yáng)程等,確定其壓力等級(jí)、管徑及數(shù)量。蒸發(fā)氣回流臂則應(yīng)根據(jù)蒸發(fā)氣回流量確定其管徑等。卸料臂的旋轉(zhuǎn)接頭可在工作狀態(tài)時(shí)平移和轉(zhuǎn)動(dòng),同時(shí)還配有安全切斷裝置。2.2LNG儲(chǔ)罐LNG儲(chǔ)罐屬常壓、低溫大型儲(chǔ)罐,分為地上式與地下式兩類,一般為平底雙壁圓柱形。儲(chǔ)罐內(nèi)壁與LNG直接接觸,一般采用含鎳9%的合金鋼,也可為全鋁、不銹鋼薄膜或預(yù)應(yīng)力混凝土,外壁為碳鋼或預(yù)應(yīng)力混凝土。壁頂?shù)膽覓焓浇^熱支撐平臺(tái)為鋁制,罐頂則由碳鋼或混凝土制成。罐內(nèi)絕熱材料主要為膨脹珍珠巖、彈性玻璃纖維氈及泡沫玻璃磚等。LNG儲(chǔ)罐又有單容(單封閉)罐、雙容(雙封閉)罐及全容(全封閉)罐三種型式,分別見圖3、4及5。單容罐主容器內(nèi)壁一般為含鎳9%的合金鋼,外壁為碳鋼,而輔助容器只是由較低防護(hù)堤圍成的收液槽,用于防止在主容器發(fā)生事故時(shí)LNG外溢擴(kuò)散。與單容罐相比,雙容罐的輔助容器則是在主容器外圍設(shè)置的一層高度與罐壁相近,并與主容器分開的圓柱形混凝土防護(hù)墻。全容罐內(nèi)壁為含鎳9%的合金鋼、不銹鋼薄膜(全容薄膜罐)或預(yù)應(yīng)力混凝土,外壁為預(yù)應(yīng)力混凝土。因此,全容罐的外壁不但可防止罐內(nèi)LNG泄漏時(shí)外溢,還可防止子彈擊穿、熱輻射等,故也起到了輔助容器的作用。這三種型式的儲(chǔ)罐各有優(yōu)缺點(diǎn),選擇罐型時(shí)