【荐读】 一文读懂LNG接收站工艺系统及主要设备

发布时间:2019-03-22 10:04                

LNG接收站

工艺系统及主要设备

液化天然气(LNG) 作为一种清洁、高效的能源正在成为全球能源市场的新热点, LNG已成为国际天然气贸易的重要部分。我国对LNG 产业的发展越来越重视,分别在广东、福建、上海、江苏、浙江、山东、河北、辽宁等地区规划和实施了LNG项目。截止目前我国共投产21座LNG接收站(不含港澳台)。

图片来源:能源平说

上海液化天然气项目一期工程建设规模为年接收300万吨工程,包括:1座14.5万m3 LNG船专用码头和1座3000吨级工作船码头;3座16.5 m3 LNG储罐和相应的LNG回收、输送、气化及公用配套设施;52km输气管线(包括36km海底输气干线和16km陆域输气管线),在临港新城输气末站进入上海城市天然气高压主干网系统。下文将以上海LNG一期项目为例,介绍LNG接收终端的工艺系统、主要设备和操作过程中主要控制参数。

 LNG接收站工艺系统

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LNG主要物理性质

在大气条件下,天然气是高易燃性的无色气体,无味或有很淡的臭味。 蒸汽对眼睛、鼻子或喉咙无刺激性,但吸入会导致头晕、呼吸困难或丧失意识,高气体浓度时可能导致窒息。 LNG液体可造成冻伤,气体的主要成分是甲烷。LNG的体积约为其气态体积的1/620,主要成分(%,摩尔)为:CH4 85~90,C2H6 3~8,C3H8 1~3,C4H10 1~2,C+5 微量。LNG再气化(约-162℃)时的蒸发潜热约为511 kJ/kg。

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LNG产业链

LNG利用是一项投资十分巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程,由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等六个环节组成,产业链如图1所示。其中任何一个环节出现问题都将使整个系统停车,而且必须对上下游环节做出巨额赔偿。因此LNG利用各个环节的工艺及设备必须安全可靠,LNG接收站是其中重要环节之一,要求更为严格。

图1:LNG产业链

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 LNG接收终端工艺

从流程上看LNG站工艺并不复杂,但其中包含很多高科技知识。LNG在常压下沸点约-160℃,因此LNG站在气化之前的所有设备都是在-160℃下长期低温运行。这对设备的保冷、材质、防泄漏诸方面要求极高。通常接收站工艺可分为三个主要系统:LNG卸船系统、LNG存储系统、LNG外输系统,工艺流程如图2所示。

图2:LNG接收站流程示意图

1.3.1 卸船系统

LNG通过船上的卸料泵将LNG从船舱排出。 通过三个16″的卸料臂Y-01A/B/C进行卸船,并通过46″的卸船管线和6″的再循环管线将LNG输送到岸上的LNG储罐,同时为了维持LNG船舱的压力,所需的气体通过16″的NG回气臂Y-02从岸上的BOG总管返回。因此在卸船过程中,BOG总管的工作压力必须高于LNG运输船的工作压力,以便气体可以自然地从BOG总管流向船中。返回LNG船的蒸汽压力由调节阀PV-01控制。

卸船操作完成后断开臂以前,将卸料臂排空并在臂的顶部供应工作氮气进行吹扫。 LNG被迫返回到LNG船和LNG接收站的码头排放罐V-0101。码头排放罐中的LNG可以用排放罐电加热器对LNG进行加热,通过蒸汽回流管线将产生的蒸汽输送到BOG总管。还可以通过N2加压的方式排放LNG至46″卸料管线。LNG卸料及排放流程如图3所示。

图3:LNG卸料及排放流程图

卸船完成后在码头备用期间,必须用少量的LNG循环维持卸船管线的低温状态。循环过程是将部分LNG从罐内泵排放到卸船管线中,然后到循环管线,最后到再冷凝器的过程。通过调节阀控制循环流量,使LNG沿管线循环回码头这一过程中的温升不超过4℃,以防卸船开始时“温热”的LNG被推入罐中时出现大量闪蒸现象。在卸船过程中循环中断,循环管线与卸船管线并行操作,但在每次卸船操作之后重新建立循环。

1.3.2 LNG储存系统

一般LNG接收站至少需要两个165,000 m3 的储罐才能满足日常储存和卸船的要求,本案共有三个储罐,总净容量为3×165,000m3。每个储罐配备两根注入管线即一条将LNG输送至内罐顶部,另一条输送至底部。注入模式由储存的LNG和需要卸船的LNG各自的密度决定,注入点的选择主要是防止发生LNG分层,分层可能导致翻滚现象。为了储罐的初期预冷(用LNG进行),提供了与卸船管线相连的喷淋环。每个储罐都装有对LNG液面、温度和密度以及气相压力进行安全监控的装置。

储罐的绝对压力由BOG压缩机的工作负荷控制,压缩机可从BOG总管抽取气体。可根据非卸船和卸船操作的不同范围以及不同的大气压条件对储罐的绝对压力设置点进行调节。在压缩机无法维持罐内压力或常压下达到规定值之外时,安全装置可保护储罐不会发生超压或真空情况。火炬是储罐的第一次超压保护,当储罐压力达到260 mbarg时,压力控制阀开启将气体释放至火炬进行燃烧。每个储罐都配备了多个压力安全阀(PSV),当压力达到290mbarg时候压力安全阀开启,并通过尾管到储罐顶部的安全位置,然后排放到大气中。如果压力较低(由突然的大气压力变化、负活塞效应等造成),可将来自外输管的破真空天然气注入BOG总管中。如果注入的气体不足以将压力维持在可接受的水平,则通过安装在每个储罐上的VSV(真空安全阀)将空气引入罐内。

1.3.3 LNG输出系统

输出系统主要包括:罐内泵、再冷凝器、高压泵、汽化器、计量撬等设备。

每个储罐安装4台罐内泵,LNG罐内泵同时运转可提供峰值流量。主要将LNG输送到高压输出泵和汽化器,少量的LNG输送到LNG装车站。在高压输出泵的上游,LNG流分成两股:一股流向再冷凝器,与压缩的BOG接触使其再次凝结;剩余的LNG绕过再冷凝器进入高压泵的泵桶,通过高压输出泵给低压LNG加压,然后输送至汽化器。为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行,泵出口均设有回流管线。当LNG输送量变化时,可利用回流管线调节流量。在停止输出时,可利用回流管线打循环,以保证泵处于低温状态。

四台相同的中间体液流汽化器(IFV)作为基本负荷,每台IFV可提供25%的峰值负荷。 与一台IFV容量相等的备用容量由两台液下燃烧式汽化器(SCV)提供。计量站安装在海底管线入口处接收站界区的上游。

LNG接收站主要设备

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卸料臂

常见的LNG卸料臂:有全平衡型(FBMA)、旋转平衡型(RCMA)、双平衡型(DCMA)。在选型时应考虑LNG卸船量和卸船时间,同时根据栈桥长度、管线距离、高程、船上储罐内输送泵的扬程等,确定其压力等级、管径及数量。蒸发气回流臂则应根据蒸发气回流量确定其管径等。本案采用的是德国产的旋转平衡型卸料臂,其结构形式与一般油品卸料臂没有什么本质上的区别,只是在某些方面要求更高。比如在旋转接头,为了保证在低温下有良好的密封性能而采用了双层密封结构并在密封处用氮气保持正压防止LNG泄露。为了安全每台LNG卸料臂还配备了紧急脱离装置(PERC)。卸料臂的基本结构如图4所示。

图4:LNG卸料臂基本机构图

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LNG储罐

LNG储罐是接收站重要的设备,其功能是储存液化天然气。因此,选型要从安全、投资、运行操作费用、环境保护等综合因素考虑。LNG储罐属常压、低温大型储罐。按储罐结构形式有单包容罐、双包容罐、全包容罐及膜式罐等。其中,单包容罐、双包容罐及全包容罐均为双层,有内罐和外罐组成,内壳是9%镍合金,外壳是全混凝土(包括罐顶),在内外罐间充填有爆冷材料、罐内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。 为了避免任何不受控制的溢出危险,所有与储罐连接的仪器和管道都应从罐顶接入。

本案储罐为全容式,结构采用9%Ni钢内罐、9%Ni钢或者混凝土外罐和顶盖、底板,外罐或混凝土墙到内罐约为1 ~ 2m,可允许内罐里的LNG和气体向外泄漏,它可以避免火灾的发生。其最大设计压力位30kPaG,其允许的最大操作压力为25kPaG,最低设计温度为-170℃。由于全包容罐的外罐体可以承受内罐泄漏的LNG及气体,不会向外界泄漏,其安全防护距离也要小很多

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BOG气体压缩机

热渗漏产生的蒸发气体(BOG)和储罐注入过程中的″活塞效应″(只有部分置换的气体回流到船中)使得储罐压力必然会增加。蒸发气体(BOG)压缩机的作用是通过抽回多余的气体维持LNG储罐的压力恒定以及将BOG加压到需要的压力水平,再直接与再冷凝器中的低温LNG接触,使BOG液化。

压缩机的共用输入管线上安装了一个BOG减温器,通过将LNG注入到BOG气流中来限制吸入温度。在该LNG注入点的下游,配备了一个带有气液分离器的吸入罐,防止所带的液体进入压缩机中。

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再冷凝器

再冷凝器的用途是通过让BOG与来自储罐的低温冷却的LNG接触使BOG冷凝。 冷凝BOG所需的LNG流过再冷凝器的填料,剩余的LNG则绕过容器。

BOG冷凝所需的LNG和BOG流进入容器顶部的再冷凝器。气体流和液体流(并流)通过不锈钢环填料,在液体和蒸汽之间产生一个直接换热面,从而使气相完全冷凝。之后,输出的液体和旁流混合,LNG流被输送到LNG高压输出泵, 通过监控再冷凝器的压力和液面对其进行具体操作。 如果出现紧急情况或需要进行检查,可将再冷凝器隔离(NG、LNG入口和LNG出口)。所有的LNG可绕过再冷凝器,同时输出也得以维持。

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汽化器

LNG汽化器常用热源有水和燃料两种,在本案中主要采用中间媒体式汽化器(IFV)一期提供四个基本负荷的IFV,IFV结构如图5所示。

图5:IFV结构图

丙烷IFV由以下三个管壳式热交换器组成。

(1)丙烷汽化器E-1:固定管板管壳式热交换器。

(2)LNG汽化器E-2:U形管管壳式热交换器。  

(3)NG加热器E-3:固定管板管壳式热交换器。

LNG汽化器的管束被插入到丙烷汽化器E-1的筒状壳体的上半部分之中,在E-1壳体的下半部分之中,排列了超过三千(3000)根管子,海水从这些管子中进入,并被用作加热媒介。在E-1的壳侧中注入丙烷,直到E-1管束完全沉浸为止。通过互相连接的锥形管箱壳体,丙烷汽化器E-1和NG加热器E-3相连接。

来自高压泵输出的LNG被引入到LNG汽化器E-2的管侧,LNG在E-1壳体中被丙烷汽化。在E-2管子的外表面上,丙烷蒸汽被冷凝;随后,经过冷凝的(液态)丙烷滴落到E-1壳体的底部。在E-2管子的出口处,经过汽化的LNG(即NG)的温度为最低的-32摄氏度(海水温度为7.6摄氏度);随后,通过位于E-2和E-3之间的互相连接的管道系统,NG进入到NG加热器E-3中,以便进行过热。在E-3中,NG被海水过热,然后在温度为1摄氏度的情况下进入计量管线中。在IFV的入口和出口之间,海水的最大温度降为5摄氏度。在LNG流量正常时,应注意将天然气的出口温度保持在0℃以上,海水温度的降低要在一个可接受的范围内。IFV不工作但需要准备好进行快速起动时,应维持较低流量的LNG和海水流动,以便系统保冷。

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