液化天然气接收站应用技术_.pdf

作者简介:初燕群,1957年生,硕士,高级工程师;1982年毕业于原华东石油学院勘探系,曾任中国海洋石油总公司科技发展部总经理,现任广东大鹏液化天然气有限公司副总裁。地址:(518034)广东省深圳市深南大道4001号时代金融中心11楼。电话:[phone]。E2mail:chu.yanqun 液化天然气接收站应用技术()初燕群 陈文煜 牛军锋 刘新凌(广东大鹏液化天然气有限公司)初燕群等.液化天然气接收站应用技术().天然气工业,2007,27(1):1202123.摘 要 2006年6月中海油在广东省深圳大鹏建成投运了国内第一个液化天然气接收站,标志着我国已开始拥有多元化的天然气资源来源。为此,从技术应用的角度,对接收站的码头卸载、储存及闪蒸气处理、LNG输送及气化、气体外输及液体外运的主要工艺过程和控制原理进行了简要分析;介绍了主要设备卸料臂、低温潜液泵、闪蒸气压缩机、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器、海水泵的性能参数和结构特点;概述了接收站的电气配置和仪控的集散控制系统、安全仪表系统、火气监控系统等。主题词 液化天然气 接收站 工艺过程 设备 仪电系统 技术 广东大鹏LN G接收站的主要功能是接收、储存和将LN G再气化,并通过管网向电厂和城市用户供气,也可通过槽车向用户直接供应LNG。广东大鹏液化天然气接收站码头位于深圳市,从2006年5月28日停靠第一艘LNG运输船舶到同年12月31日为止,已进口LNG共13船75104t(液体116104m3左右)。再气化后的天然气提供给以下用户:珠江三角洲新建的电厂和城市燃气用户、香港电灯(HEC)、香港中华煤气(HKCG)以及与该接收站相邻的东部电厂。由于接收站是以上用户的唯一供气源,因而该接收站被设计成全年连续运行。从应用技术的角度,对已经建成并投运的广东大鹏液化天然气接收站的接收系统进行了介绍。一、工艺过程系统1.卸载LNG运输船到达接收站码头,利用码头装备的激光靠泊系统并通过拖轮牵引到位后,抛锚、系缆,码头有冗余配置的系缆系统,能监测缆绳的荷载及张力,可自动脱缆,并为船岸间通讯提供气、电、或光缆的连接。3台直径400 mm液相卸料臂和1台直径400mm气相返回臂由液压系统驱动,经手动操作与船上对应管口逐一连接。在连接前,码头的冷态循环应该停止以防止非正常时大量LNG泄漏,但应当尽可能晚的泄压以免卸料线回暖。在卸船开始前,通过接收站BOG(蒸发气)回收系统使储罐的压力略低于船舱的压力,以使气体从船舱流向储罐,并部分冷却气相返回线。卸船开始时,首先打通气相返回线流程,设定管线压力16.6kPa(表压,下同),气体从船舱流向BOG总管,然后打通液相卸料线,以200 m3/h的低流量卸料,一般在75 min内将卸料速率增加到设计值12100 m3/h,同时增加BOG压缩机的负荷以确保蒸发气总管的压力。卸载操作产生的BOG大部分将返回船舱以维持船舱的压力,其余的气体由BOG回收系统回收。此时储罐压力设定在25 kPa。卸船结束前半小时,逐台停止卸料泵,最后卸料流速降到零。卸料和气相线流程关闭,用氮气吹扫后泄压至20 kPa;断开臂与船上管口的连接。码头的冷态循环将尽快恢复,当储罐压力下降到10 kPa时,关停1台BOG压缩机,另1台在串级模式下控制蒸发气总管的压力。在LNG卸料总管上设有气化取样设施,可在卸船的全过程进行连续取样,卸船完成后气体样品经化验室色谱分析,得出组成、密度、热值,用于计算卸载量等。2.储存及闪蒸气处理 接收站建有2个全容式水泥顶储罐,每个有效容积为16104m3,设计压力为-1.529 kPa,正021加工利用与安全环保 天 然 气 工 业 2007年1月常操作压力2.525 kPa,最高操作液位34.6 m,最低操作液位2.9 m。依据卸料LNG的密度,可以从LNG储罐的上部管口直接进入,也可通过内部插入管由底部进入。通常,较重的LNG从上部进入,较轻的LN G从下部进入。同时,也可通过LNG低压输送泵将罐内LNG循环到上部或底部,从而有效防止分层、翻滚现象的产生。储罐的压力控制是关键问题。有4个安全阀(3+1),设定值为29 kPa,6个真空阀(5+1),设定值为-0.5 kPa。设绝压控制器来控制BOG压缩机的流量,设表压控制器来控制真空阀和放火炬气体调节阀。2个罐的绝压信号经过高选送往压力控制器,压力控制器的信号与来自再凝器的荷载超驰控制信号低选后送往BOG压缩机控制其荷载。2个罐的表压信号经过高选后送往BOG总管压力控制器分程控制2个放火炬气体调节阀。每个罐都设有液位 密度 温度连续测量设施,以防止LNG储罐出现分层翻滚现象。该测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成,可在LN G储罐内垂直移动、测量。当温差超过0.3 或密度差超过0.8 kg/m3时,人工操作LN G低压输送泵对罐内LNG进行循环操作。在LN G贮罐顶部还设有蒸发气体取样器,在化验室分析样品以监测开车时或由于罐内形成真空而导致空气进入时,蒸发气中的氮、氧含量。闪蒸气处理控制系统主要包括BOG压缩机荷载控制和再冷凝器流量、压力、液位控制,加上储罐的压力信号,实时处理闪蒸气,确保接收站在各种操作模式下的平稳运行。再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床,蒸发气和LNG都从再冷凝器的顶部进入,并在填充床中混合,保持压力和液位恒定,以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定。再冷凝器处有3个控制器的信号进行低选并超驰控制压缩机的荷载:一个是确保高压输送泵入口LNG保持液态的再冷凝器出口压差控制器;另一个是保证LN G与BOG在填料床层有效接触面积的最小液位控制器;还有一个是用于调整出口压力的再冷凝器旁路最小流量控制器。再冷凝器设有旁路,以保证再冷凝器检修时,LNG的输出可继续进行。3.LNG输送及气化 接收站LN G输送系统采用两级泵输送系统。即LNG储罐内低压输送泵把LNG从储罐输送到再冷凝器后,再进入LNG高压输送泵,加压到9 MPa后通过总管输送到气化器。LNG低压输送泵是潜液泵,安装在LNG贮罐的泵井中。共设有6台LNG低压输送泵,分别安装在2个LNG贮罐中。LNG低压输送泵每台的输送能力为180 t/h,高压输送泵每台的输送能力也是180 t/h,通常是5台运行、1台备用。在每台低压、高压输送泵出口管线上均设有小流量回流管线,保证泵可以在最小流量约130 m3/h时运行。从LN G低压输送泵来的LNG大部分将直接输送到高压输送泵进口,小部分将送到再冷凝器去冷凝闪蒸气,但在无卸船的正常操作时,部分LN G将循环到卸船总管,以保持卸船总管的冷状态。当LNG接收站处于“零输出”状态时,除1台低压输送泵外其他所有的低压、高压输送泵停止运行。该泵运行以确保少量的LNG在卸船总管中及LNG输送管线中进行循环,保持接收站系统处于冷状态。LNG在气化器中再气化为天然气,气化器中的操作压力为9 MPa,气化后的天然气最低温度为0。LNG接收站设有两种蒸发器:5台海水开架式气化器和1台浸没燃烧式气化器。在LNG接收站正常操作时使用海水开架式气化器,其能力为180t/h,通常5台全部运行。为保护海洋生态资源,海水开架式气化器的海水进出口温差控制在5以内。浸没燃烧式气化器通常只作为调峰或海水开架式气化器维修时使用。4.气体外输及液体外运 气化后的天然气压力为9 MPa、0,经外输总管分别输往输气干线、港灯(HEC)和中华煤气(HKCG);东部电厂的管线从输气干线的清管器后接出,经计量、减压到5.4 MPa后送出。接收站外输管线上共有5个计量撬,使用超声波流量计,其中输气干线、香港电灯管线、东部电厂管线上各1台,中华煤气管线2台。除东部电厂外的输气管线,在计量撬的下游还分别设有清管器。在外输天然气总管上设有一套天然气取样设施及在线气体分析仪,可实时监测外输天然气的质量(包括气体组成、烃露点、水露点、硫化氢及总硫含量),为东部电厂管线设有一套单独的天然气取样设施及在线气体分析仪,只做气体组成分析。气体组成与计量撬内超声波流量计的数据送往流量计算机以计算外输量及热值,用于贸易交接。中华煤气在接收站内也设置了自有天然气取样设施及在线气体分析仪。由于接收站的外输天然气主要用于发电,因此未设加臭系统,也未设置热值调整系统。121第27卷第1期 天 然 气 工 业 加工利用与安全环保 为了满足输气干线管道系统储气调峰需求,必须对进入首站的天然气小时流量比例加以控制。在气化器的入口LNG管线上设有流量调节,正常操作时用来控制LNG高压输送泵的外输流量(该流量调节可以由操作员手动控制)。当外输天然气总管上的压力变化过大时,该流量也可根据外输天然气总管上的压力变化来控制,通过调节LN G高压输送泵的外输流量来保证外输天然气总管上的压力稳定,从而满足外输流量变化要求。接收站设计有LN G槽车装车系统,采用冷态带压装车方案,低温液态LNG由LNG储罐内低压输送泵抽出后进入LN G总管,大部分LN G去再冷凝器、高压输送泵、气化器等下游气体外输系统,一部分LNG经低温管线输送至槽车灌装站,通过液相装车臂装入槽车,同时槽车内气体经气相臂返回,汇总后接入蒸发气总管。每条装车线设计灌装能力为80m3/h,配备氮气吹扫系统;为保持装车管线的低温状态,每条装车线设置了LNG冷循环管线。二、设备应用 卸料臂为悬吊型旋转平衡式海洋卸料臂,共4台:3台液相卸料臂、1台气相返回臂,其中间的气、液臂可互为转化备用,均为液压驱动。还设有手摇泵和氮气瓶以备紧急情况下使用。LNG臂的尺寸为DN40022 m,流量为4033 m3/h。设有手动快速接头M-QCDC和ESD紧急关断系统,ESD1动作时,双球阀DBV紧急关闭;ESD2动作时,除了双球阀DBV紧急关闭外,紧急脱离系统ERS快速脱开。万向旋转接头是卸料臂的关键部分,为避免泄漏及冻结卡涩,使用三道密封,内部两道防止LN G外漏,外部一道防止外部水蒸气内漏冻结,同时使用微正压氮气吹扫密封。臂上有8个位置感应器以检测臂的倾角是否正常。每个储罐内有低压输送泵3台,并预留备用泵井,共6台。选用两级浸没式离心泵,流量420 m3/h,扬程304 m,设计压力为1.89 MPa,温度-170/60,电机功率250 kW。泵的吸入底阀安装在罐底部,一旦安装到位,将无检修机会,所以,该阀的密封非常重要,选用了双密封的阀门。选用自润滑型轴承,无需外部润滑,同时泵本身设计有平衡装置,平衡自身的轴向力减少轴承的受力,延长使用寿命及维修周期,配置振动检测系统。仪表及电缆接线箱始终有氮气吹扫以防止空气或天然气进入。高压输送泵也是浸没式离心泵(十四级叶轮),共6台。为避免LN G气化对泵造成气蚀,将其安装在一个充满LNG的吸入罐内,罐内保持一定液位并将气化的气体返回系统。泵的流量为:419 m3/h,扬程为2076 m,设计压力1.89/13.65 MPa,设计温度-170/60,电机功率1800 kW。高压泵的设计与低压泵类似,也选用自润滑轴承并带有平衡装置,配置振动检测系统。仪表及电缆接线箱始终有氮气吹扫以防止空气或天然气进入。操作或试泵时,如果第一次未成功,一定不能立即连续再启动,必须有一定的时间间隔,待其充分预冷并查明原因后,才允许再启。尤其第一次或大修完初次启泵,确保在其操作温度下预冷至少3 h。BOG压缩机共2台,日常操作时仅使用1台,BOG大量增加时则2台都启动。压缩机是水平往复式两段双缸压缩机,为平衡轴向力,采用两端相对布置,配置振动检测系统和活塞杆位移监测器,以及轴承温度探测器。有工艺气级间空冷器和润滑油过滤、空冷系统。设计流量为:3320 m3/h(6690 kg/h),速度为420 r/min,冲程为250 mm,吸入压力0.45 MPa,出口压力1.06 MPa。电机功率为500kW。压缩机的负荷调节可通过4个入口卸荷阀和余隙调节阀来实现。卸荷阀调节50%的负荷,余隙阀调节25%的负荷,从而实现025%50%75%100%负荷调节,此调节可在DCS进行。海水开架式气化器通过海水和LNG换热,将LNG气化并通过管线送至下游各用户,共5台。为提高换热效率,选用铝合金材料,管束的内外表面为不同形状的翅片。流量为180 t/h,换热量为36.2MW。尺寸(长 宽 高)为:11.58.58 m,管束分为5组。为充分换热,LNG自下而上,海水通过分布器自上而下逆流换热。浸没燃烧式气化器是为快速提高气化能力、满足高峰用气及有海水开架式气化器维修而设,1台。能力为120 t/h,换热量为24 MW,尺寸(长 宽 高)为:17911 m,管束选用不锈钢,使用加热后的天然气作燃料,火焰直接加热经过反渗透处理过的水,再用水加热浸在水中的管束使LNG气化。海水泵为海水开架式气化器提供水源,是立式离心泵,浸在海水取水箱中,共6台。中间的各个轴承由海水润滑,在泵的入口有过滤网,确保泵的流道畅通,泵的流量为6440 m3/h,扬程34.4 m,电机功率815 kW。海水取水箱有两道过滤装置,其中一道是固定式,另一道是回转式,并设有自动清理装置,当自动清理依然无法保证设计压差时,必须人工清221加工利用与安全环保 天 然 气 工 业 2007年1月理。有电解加氯装置产生的次氯酸盐被连续定量加入海水系统,以防止海水中各种海洋有机物淤塞海水取水口和海水过滤设备,避免设备受损。三、电气及仪控1.电气系统 由地方供电局向接收站提供两路110 kV回路,经接收站内110 kV专用变电站,逐级降压至35kV、6.3 kV、400V,并分送给工艺变电所、建筑变电所和码头变电所。其中主要用电设备如低压泵、高压泵、海水泵、BOG压缩机均为6.3 kV。最高用电负荷约2.5104kW,通常总用电负荷为2.1104kW。工艺装置负荷为一类用电负荷,行政区为二类用电负荷,部分重要工艺负荷、仪表负荷及消防负荷为一类负荷中特别重要负荷;所有负荷采用单母线分段方式,放射式供电,另设6.3 kV/1.6 MW事故柴油发电机组供电。变电站无人值守,由经过培训的中控生产人员随时接听调度电话,再通知电仪人员前往变电站接受调度命令。2.仪控系统 由于下游用户多为发电厂和民用设施,在仪表及自控方案的选择上以在安全的前提下最大限度的保证生产连续运行为基础。接收站控制系统包括三个独立的部分:集散控制系统(DCS)、安全仪表系统(SIS)和火气监控系统(FGS),各系统间均保持通讯。(1)DCS主要完成以下功能:对生产工艺实行实时控制,如压力、液位、温度和流量控制等;动态显示接收站的生产流程、主要工艺参数及设备运行状态,对异常工况进行报警并打印记录备案、存贮有关的重要参数;对于独立输入到DCS和SIS同一工艺参数的不同检测信号,DCS将进行比较,差异大于5%将产生报警通知操作员,但不产生动作;在线设定、修改工艺控制参数,对阀门、各类泵、BOG压缩机进行远程操作;监控LNG卸船、储存、气化及天然气的外输和计量。DCS还与以下系统保持实时通讯以完成对整个接收站生产信息的统一管理:LNG储罐数据采集系统、动监测系统、外输管线SCADA控制系统、码头靠泊系统、马达控制中心、历史数据管理系统、贸易计量系统、SIS和FGS。(2)SIS采用故障安全控制系统(FSC,Fail SafeController)。根据安全评估结果,接收站SIS系统的可靠性必须达到SIL3级的整体安全水平。在出现工艺扰动或由于其他原因而导致的对人员安全、环境、设备、构成威胁或可能造成较大经济损失时,系统立即启动相应连锁保护,以防止危险的发生或事故的扩散。该系统主要完成以下功能:通过ESD按钮手动触发紧急关停以隔离各个单元工艺设备;通过SIS系统的自动检测仪表触发紧急关停,对于关键输入信号均经过系统表决以确保报警或关停信号的有效性;紧急关停的复位,连锁触发条件必须经人工确认并复位后,系统才能恢复正常状态以保证生产的安全;连锁超驰,SIS系统还提供了维修超驰和操作超驰按钮,用于在不影响正常生产的情况下对设备进行在线测试和工艺系统初始启动时关停信号的旁路,按钮通过DCS界面进行操作。(3)FGS探测和报告火情、危险气体的泄漏及LNG的泄漏,以便及时采取相应措施如隔离生产设备,启动消防泵、阀,开启泡沫或消防喷淋装置。该系统主要完成以下功能:采集并显示可燃气体及火灾探测器的工作状态;检测LNG泄漏,可燃气体泄漏及火警并以声光形式对探测到的异常状态报警;采集并显示消防设备的及辅助设施的工作状态;执行紧急切断逻辑,显示紧急切断报警信号;消防设备的联动。所采用的现场设备有:红外点式可燃气体探测器,开路式可燃气体探测器,视频火焰探测器,手报开关,VESDA极早期空气采样感烟探测系统等。(未完待续)(修改回稿日期 2006212201 编辑 居维清)321第27卷第1期 天 然 气 工 业 加工利用与安全环保 cost,and the injected methanol should be recycled and regenerated in consideration of environment protection.SUBJECT HEADINGS:Ordos Basin,hydrate,prevention,process,methanolWANG Hong2wei,graduated in petroleum engineering from China University of Petroleum in 2003.He has always been en2gaged in gas production and transportation works of Daniudi gas field,the No.1 Gas Production Plant,SINOPEC North ChinaCompany.Add:Downhole Operation Team,Xushui Well,Zhengzhou,Henan Province 450042,P.R.ChinaTel:[phone]Cell phone:[phone]E2mail:wanghongwei002 THE APPLIED TECHNIQUES INLNG RECEIVING TERMINAL()CHU Yan2qun,CHEN Wen2li,NIU Jun2feng,LIU Xin2ling(Guangdong Dapeng LN G Co.,Ltd.).N A2TUR.GA S IN D.v.27,no.1,pp.1202123,01/25/2007.(ISSN 100020976;In Chinese)ABSTRACT:The first LNG receiving terminal in China,built up in June of 2006,has put into production in Dapeng,situatedin Special Economic Zone of Shenzhen,Guangdong province.This symbolizes that China has stepped into her age of possessingmulti sources of energy to meet her requirement for rapid economic development.This paper analyzes briefly the main processand the controlling principles of those main techniques applied in ship unloading,LNG storage tanks and BOG recovery,LNGtransfer and gasification.Then it introduces the specifications and structure features about the key equipments such as unloa2ding arms,cryogenic submersible pumps,BOGcompressors,ORV(open rack vaporizers),SCV(submersible combustion va2porizer),sea water pump,and so on.Finally it describes the power distribution system as well as control system overall con2figuration and functionality of DCS,SIS,FGS,and GMS(gas management system).Therefore,it summarizes up from threeaspects mentioned above to give a brief and complete introduction about the applied techniques in LNG receiving terminal.SUBJECT HEADINGS:LNG,receiving terminal,technology process,equipment,I/E system,gases management,system,Dapeng,GuangdongCHUYan2qun,born in 1957,is now deputy CEO of Guangdong Dapeng LNG Co.,Ltd.Add:Guangdong Dapeng LNG Co.,Ltd.,the 11th floor,Times Trade and Business Center,No.4001,Shennan Avenue,Shenzhen,Guangdong Province 518034,P.R.ChinaTel:[phone]E2mail:chu.yanqun THE APPLIED TECHNOLOGY OF LNG RECEIVING TERMINAL()CHU Yan2qun,CHEN Wen2yu,NIU Jun2feng,LIU Xin2ling(Guangdong Dapeng LNG Co.,Ltd.).N A TUR.GA S IN D.v.27,no.1,pp.1242127,01/25/2007.(ISSN 100020976;In Chinese)ABSTRACT:The Chinas first LNG receiving station equipped with pipelines was successfully built up and put into productionin Dapeng,situated in Special Economic Zone of Shenzhen,Guangdong province.As the continuation of the former paper,thispaper outlines and states as a whole about that the application technology involved in the equipped pipelines works for LNG re2ceiving station mainly include gas export and its peak regulation at the station,gas delivery process,key equipments,self2con2trol system,leakage detection,and pipeline integration management,and so on.SUBJECT HEADINGS:LNG,receiving terminal,gas delivery,process,equipment,self2control system,leakage detection forpipelines,integration managementCHUYan2qun,born in 1957,is now deputy CEO of Guangdong Dapeng LNG Co.,Ltd.Add:Guangdong Dapeng LNG Co.,Ltd.,the 11th floor,Times Trade and Business Center,No.4001,Shennan Avenue,Shenzhen,Guangdong Province 518034,P.R.ChinaTel:[phone]E2mail:chu.yanqun ANALYSIS ON FIRE HAZARD TO LNG RECEIVING TERMINALSUN Xin2zheng1,KAN G Zheng2ling2,J IAN G Hua2jun1,LIAN Yong2tu3(1Zhuhai LNG Project ExecutiveOffice;2Navy Logistic Technology and Equipment Institute of PLA;3China University of PetroleumBeijing).N A TUR.GA S IN D.v.27,no.1,pp.1282130,01/25/2007.(ISSN 100020976;In Chinese)ABSTRACT:This paper introduces how LNG receiving terminal suffers from the fires.It also contrasts and analyzes the relatedclauses of LNG Firefighting Benchmarking between the U.S.A and China.Furthermore,it discusses the method of determi281N A TURAL GA S IN DUS TR Y,vol.27,no.1,2007January 25,2007