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LNG接收终端工艺系统及设备
张立希　陈慧芳
摘　要　液化天然气(LNG)有利于远距离运输、储存及利用，现已形成LNG生产、储存、运输、接收、再气化及冷量利用等完整产、运、销体系。中国东南沿海省市建设LNG接收终端已势在必行，本文对LNG接收终端工艺系统及关键设备进行了综述。
专题词　LNG　接收终端　工艺系统　设备 　　
天然气关键成份是甲烷。常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气（LNG）。LNG体积约为其气态体积1/620，故液化后天然气更有利于远距离运输、储存及利用。所以，LNG已成为现今远洋运输天然气关键方法。现在，世界上最大LNG运输船船容约13.8万m3，最大LNG储罐容量为20万m3，最大LNG出口国是印度尼西亚，最大LNG进口国是日本。1993年国际天然气贸易量为3467.3亿m3，其中LNG贸易量为832.4亿m3（天然气）。估计到，世界天然气贸易量将达6250亿m3，其中大约1/3天然气以LNG方法成交。　　LNG通常由专用运输船从生产地输出终端运到目标地接收终端，经再气化后外输至用户。现在，已形成了包含LNG生产、储存、运输、接收、再气化及冷量利用等完整产、运、销LNG工业体系，见图1所表示。 　　迄今为止，中国除台湾省每十二个月有一定量LNG进口（1995年为2.5Mt）外，总体来讲中国LNG工业仍处于起步阶段。近20年来，中国天然气产量即使增加较快，但因为资源相对贫乏，远远不能满足国民经济快速发展需要。据统计，到和，中国东南沿海5省市对天然气总需求将分别达263亿m3和466亿m3，大大超出同期中国海上天然气生产能力，故在该地域建设LNG接收终端，从国外进口LNG已势在必行。所以，本文依据中国外相关技术资料对LNG接收终端工艺系统及关键设备加以综述，以供大家参考。 1　LNG接收终端工艺系统 1.1　LNG关键物理性质　　设计中采取经典LNG组成（%，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℃）时蒸发潜热约为511 kJ/kg［1］，其它关键物理性质见表1。 表1　LNG关键物理性质 相对密度（气体） 液体密度, kg/m3 高热值, MJ/m3 ① 颜　色 0.60～0.70 430～460 41.5～45.3 无色透明 　 　①指101.325kPa、15.6℃状态下气体体积。 LNG中H2S含量通常要求最大不超出4×10-6 (体)，总硫含量要求不超出30mg/m3(气体)，N2 含量要求最大不超出1.0%（摩尔）。 1.2　LNG接收终端工艺步骤 　　由图2可知，LNG接收终端通常由LNG卸船、储存、再气化/外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬/放空6部分工艺系统（有终端还有冷量利用系统）组成。现以中国东南沿海某地拟建LNG接收终端工艺方案为例，对其分别说明以下。 1.2.1　LNG卸船系统　　由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG取样器、蒸发气回流管线及 LNG循环境保护冷管线组成。　　LNG运输船靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG输出管线和岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内输送泵（潜液泵）将LNG输送到终端储罐内。伴随LNG不停输出，船上储罐内气相压力逐步下降，为维持其值一定，将岸上储罐内一部分蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。　　LNG卸船管线通常采取双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各负担50%输送量。当一根母管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中止。在非卸船期间，双母管可使卸船管线组成一个循环，便于对母管进行循环境保护冷，使其保持低温，降低因管线漏热使LNG蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷管线，再经循环境保护冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完成后再将卸船量逐步增加至正常输量。　　卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析LNG组成、密度及热值。 1.2.2　LNG储存系统　　由低温储罐、隶属管线及控制仪表组成。　　LNG低温储罐采取绝热保冷设计。因为有外界热量或其它能量导入，比如储罐绝热层、隶属管件等漏热、储罐内压力改变及输送泵散热等，故会引发储罐内少许LNG蒸发。正常运行时，罐内LNG日蒸发率约为0.06%～0.08%。卸船时，因为船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐和终端储罐压差、卸料臂漏热及LNG液体和蒸发气置换等，蒸发气量可数倍增加。为了最大程度降低卸船时蒸发气量，应尽可能提升此时储罐内压力。　　蒸发气中含有更多易挥发成份，如N2、CH4等。比如，当LNG中N2含量约1%（摩尔）时，蒸发气中N2含量可达20%，故其热值远低于终端外输气。通常，可采取向蒸发气中加入丙烷或和外输气混合方法以满足用户对这种燃料气热值要求。　　接收终端储存能力可按下式计算，即 Vs = Vt + nQ - tq (1) 式中： Vs─ 储存能力，m3 ； Vt─ LNG运输船船容，m3 ； n ─ 连续不可作业日数，d ； Q ─ 平均日输送量，m3/d ； t ─ 卸船时间，h ； q ─ 卸船时输送量，m3/d 。 　　通常说来，接收终端最少应有2个等容积储罐。比如，本方案接收终端一期规模为2.0 Mt/d，采取LNG运输船船容为13.5万m3，如连续不可作业日数为5d，卸船时间按12h计，则应选择13.5万m3储罐2台。 1.2.3　LNG再气化/外输系统　　包含LNG储罐内输送泵（潜液泵）、储罐外低/高压外输泵、开架式水淋蒸发器、浸没燃烧式蒸发器及计量设施等。　　储罐内LNG经罐内输送泵加压后进入再冷凝器，使来自储罐顶部蒸发气液化。从再冷凝器中流出LNG可依据不一样用户要求，分别加压至不一样压力。比如，本方案一部分LNG经低压外输泵加压至4.0MPa后，进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基础负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分LNG经高压外输泵加压至7MPa后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。　　再气化后高、低压天然气（外输气）经计量设施分别计量后输往用户。　　为确保罐内输送泵、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输送量改变时，可利用回流管线调整流量。在停止输出时，可利用回流管线打循环，以确保泵处于低温状态。 1.2.4　蒸发气处理系统　　包含蒸发气冷却器、分液罐、压缩机及再冷凝器等。此系统应确保LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐压力取决于罐内气相（蒸发气）压力。当储罐处于不一样工作状态，比如储罐有LNG外输、正在接收LNG或既不外输也不接收LNG时，其蒸发气量全部有较大差异，如不合适处理，就无法控制气相压力。所以，储罐中应设置压力开关，并分别设定多个等级超压值及欠压值，当压力超出或低于各级设定值时，蒸发气处理系统根据压力开关进行对应动作，以控制储罐气相压力。　　在低温下运行蒸发气压缩机，对入口温度通常有一定限制。往复式压缩机通常要求为-80～-160℃，离心式压缩机为-120～-160℃。为确保入口温度不超限（关键是预防超出上限），故要求在压缩机入口设蒸发气冷却器，利用LNG冷量确保入口温度低于上限。 1.2.5　储罐防真空补气系统　　为预防LNG储罐在运行中产生真空，在步骤中配有防真空补气系统。补气气源通常为蒸发器出口管汇引出天然气。有些储罐也采取安全阀直接连通大气做法，当储罐产生真空时，大气可直接由阀进入罐内补气。 1.2.6　火炬/放空系统　　当LNG储罐内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超出泄放阀设定值时，罐内多出蒸发气将经过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生诸如翻滚现象等事故时，大量气体不能立即烧掉，则必需采取放空方法排泄。 2　LNG接收终端关键设备 2.1　卸料臂　　通常依据终端规模配置数根卸料臂及1根蒸发气回流臂，二者尺寸可同可异，但结构性能相同。如若尺寸相同则可互用。　　卸料臂选型应考虑LNG卸船量和卸船时间，同时依据栈桥长度、管线距离、高程、船上储罐内输送泵扬程等，确定其压力等级、管径及数量。蒸发气回流臂则应依据蒸发气回流量确定其管径等。　　卸料臂旋转接头可在工作状态时平移和转动，同时还配有安全切断装置。 2.2　LNG储罐　　LNG储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式和地下式两类，通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁和LNG直接接触，通常采取含镍9%合金钢，也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土，外壁为碳钢或预应力混凝土。壁顶悬挂式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制成。罐内绝热材料关键为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又有单容（单封闭）罐、双容（双封闭）罐及全容（全封闭）罐三种型式，分别见图3、4及5。 　　单容罐主容器内壁通常为含镍9%合金钢，外壁为碳钢，而辅助容器只是由较低防护堤围成收液槽，用于预防在主容器发生事故时LNG外溢扩散。和单容罐相比，双容罐辅助容器则是在主容器外围设置一层高度和罐壁相近，并和主容器分开圆柱形混凝土防护墙。全容罐内壁为含镍9%合金钢、不锈钢薄膜（全容薄膜罐）或预应力混凝土，外壁为预应力混凝土。所以，全容罐外壁不仅可预防罐内LNG泄漏时外溢，还可预防子弹击穿、热辐射等，故也起到了辅助容器作用。这三种型式储罐各有优缺点，选择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、占地面积、场址条件、建设周期及环境等原因。 　　气相空间设计压力是常压、低温大型储罐关键参数，尤其对接收终端储罐更为关键。伴随科学技术进步，这类储罐气相空间设计压力正逐年提升。尤其是薄膜罐，因为其固有结构特点，可采取较高设计压力。比如，某地上低温全容式储罐内壁采取不锈钢薄膜，外壁采取预应力混凝土，其设计参数为：压力 23 kPa（表压），温度 -168℃，LNG密度 470 kg/m3，额定储量 13.5万m3，日蒸发率 0.08%。　　储罐全部开口均应选择在罐顶，避免LNG由接口处泄漏。另外，还应采取方法预防在一些情况下因为液体分层及储罐漏热而引发翻滚现象。比如，考虑到运输船待卸LNG和终端储罐内已经有LNG密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶和罐底。如待卸LNG密度大于储罐内已经有LNG密度，则采取罐顶进液口，反之则采取罐底进液口。 2.3　LNG输送泵　　终端储罐内均设有输送LNG潜液泵，其安装示意图见图6。如需在高压下管输天然气，还应在蒸发器前配置外输泵进行增压。　　在泵首次运行和检修后投运之前，和泵处于备用状态时，均需预冷或保冷。泵停运后如保冷不善，伴随漏热量增加，泵内LNG逐步蒸发，溶解在LNG中CO2浓度相对增加，当其浓度大于1.5×10-4时就可能“结冰”，堵塞泵流道，甚至使泵不能正常运行。 2.4　LNG蒸发器（气化器）　　按结构或热源不一样，可分为板翅式、管壳式、中流式、开架式及浸没燃烧式等多个。LNG接收终端多采取开架式水淋蒸发器和浸没燃烧式蒸发器。前者以海水为加热介质，体积庞大，且需配置海水系统，故投资较高，占地面积较大，但运行成本低，且安全可靠。对于基础负荷型供气要求，可采取多台并联运行。后者以终端蒸发气为燃料，采取燃烧加热，其优点是投资低，开启快，能快速调整LNG蒸发量，但运行成本高，通常只用于调峰。　　开架式水淋蒸发器及浸没燃烧式蒸发器示意结构见图7、8。 　　在开架式水淋蒸发器中，LNG在带翅片管束板内由下向上垂直流动，海水则在管束板外自上而下喷淋。为避免影响周围海区生态平衡，海水进、出口温差不得超出7℃，实际常控制在不超出4～5℃。管束板常见材料为铝合金，并在外层涂锌处理。 　　浸没燃烧式蒸发器包含换热管、水浴、浸没式燃烧器、燃烧室和鼓风机等。燃烧器在水浴水面上燃烧，热烟气经过下排气管由喷雾器排入水浴水中，使水产生高度湍动。换热管内LNG和管外高度湍动水充足换热，从而使LNG加热、蒸发。这种蒸发器热效率可达95%以上，且安全可靠。 2.5　蒸发气压缩机　　因为LNG储罐在不一样工况下有不一样蒸发气量，故应将蒸发气压缩机分为两组。一组用于非卸船工况，一组用于卸船工况。通常采取往复式或离心式。前者适适用于小气量及高压缩比，后者适适用于大气量及中、低压缩比。 2.6　再冷凝器　　再冷凝器含有冷凝和分液两种作用。正常情况下使来自储罐内蒸发气液化；当蒸发气量增加时，未冷凝蒸发气分液后排向火炬；当蒸发气量不足时，可引入少许外输气至再冷凝器，使其压力保持正常。