液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择作者：李健胡文章来源：广东珠海金湾液化天然气有限公司点击数：162更新时间：2011-3-121:40:481概述随着中国对能源需求的不断增长，中国正在大力引进LNG和建设LNG接收站。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程(储存和气化)、长输管道工程3部分。其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，气化厂的工艺设备对整个项目有着关键的影响。目前国内常规的LNG接收站的规模均为300×104t/a左右，因此，本文主要对此规模的接收站的气化厂主工艺设备进行分析，并结合国内外部分接收站的设备配置情况，对接收站主工艺设备的方案进行探讨。2主工艺流程与主工艺设备设计原则①主工艺流程气化厂主要的工艺设备有LNG低压泵、LNG高压泵、气化器、蒸发气(BoilOffGas，BOG)压缩机。其工艺流程一般为：LNG储罐内的LNG由低压泵泵出，经再冷凝器后，用高压泵加压后输送至气化器，气化后进入长输管道。储罐内的BOG从罐顶排出，经BOG压缩机压缩后送入再冷凝器中，与自低压泵出来的LNG汇合。再冷凝器的作用是用从低压泵出来的LNG冷却和混合BOG压缩机出来的BOG，使之成为液体后输出。气化器由海水泵提供海水作为热源，加热LNG，使之气化。主工艺设备5+1方案工艺流程见图1。②主工艺设备设计原则a.低压泵、高压泵、气化器数量应尽可能一致，即在启停1台低压泵时，相应启停1台高压泵、气化器、气化器配套的海水泵，以便于运行调节、自动控制。b.各主工艺设备应考虑备用，即坚持n+1原则。c.同类设备的容量、型号应完全一致，能够互为备用。d.考虑到进口设备价格高昂，工程应尽可能降低造价，尤其是首期工程。本方案设计中，对于次要的因素，如低压泵供应槽车、保冷循环等予以忽略。实际设计时，可根据实际需要予以相应调整。3主工艺设备数量与容量的确定3.1低压泵数量的初步方案低压泵一般置于储罐内，因此，其首期工程的数量应与储罐数量相对应。在LNG接收站的首期工程中，基于经济性，应当建设2台或3台储罐。若建设2台储罐，则低压泵数量应为2的倍数，即2，4，6，……。若建设3台储罐，则低压泵数量应为3的倍数。具体数量还应结合高压泵及气化器等设备再行确定。对于每1台储罐，如果仅配置1台低压泵，则缺乏备用，因此，每1台储罐内，低压泵至少应为2台。若首期工程建设2台储罐，则低压泵数量至少应为4台。3.2高压泵及气化器数量的初步方案根据运行要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵尽可能数量1对1地对应。如果数量过多，则系统复杂。尤其是海水泵与气化器之间的管道，需设置母管制总管运行，这样设备数量不宜过多。建议设备数量在6台或以下。结合上述低压泵为2或3的倍数的初步选择，则泵及气化器的数量可以有2个方案：低压泵、高压泵、气化器各设4台，或各设6台。考虑备用设备各1台，则得到n+1方案为：3+1方案，5+1方案。若建设3台储罐，且各泵及气化器初选数量较大时，无须另加备用，可直接为3的倍数的方案。如中国台湾台中LNG接收站，3台储罐，配9台低压泵、9台高压泵。若泵及气化器数量的初选结果为3时，考虑数量过少，宜再加1台作为备用。如日本扇岛接收站，3台罐，配4台气化器。具体设计时可结合单台设备容量、气化厂整体情况再进一步选择或修正。3.3单台泵容量的计算泵的容量应根据最大小时流量确定。对于常规的规模为300×104t/a的LNG接收站，泵的平均容量约为342t/h，若最大小时流量量为700t/h，最小连续稳定流量为100t/h，则不同方案的泵的容量计算如下。对于3+1方案，单台泵的最大小时流量为233t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取250t/h。此时，泵的最小流量为设汁容量的40%，低于泵的稳定工作点，因此，单台泵的设计容量偏大，需要增加泵的数量。对于5+1方案，单台泵的最大小时流量为140t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取160t/h。此时，泵的最小流量为设计容量的62.5%，处于泵的稳定工作区。若考虑低压泵另有其他输出时(保冷循环、槽车、槽船等)，则容量宜进一步增大。如中国台湾台中的LNG接收站，低压泵流量为250t/h，高压泵流量仅为100t/h。3.4泵及气化器的最终选择方案对主工艺管道的要求如下：①根据运行的要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵均需要数量对应，从经济性考虑，低压泵到高压泵、高压泵到气化器之间均采用1条LNG总管的方案。②从安全性考虑，低压泵与高压泵之间、高压泵与气化器之间为气化厂甚至整个接收站项目的关键部位，如果该处总管泄漏或发生故障，则整个接收站必须中断运营，且无法立即恢复。因此，宜采用分别设2条总管的方案。③但对于上述5+1的方案，则当6台泵连接在同一条总管时，连接复杂，宜简化。根据上面3个要求，综合考虑，采用2条总管的方案，但并不是每条总管均与6台泵相连接，而是每3台泵(气化器)连接在一起。切换时，整项3台泵(气化器)一起切换，即低压泵、高压泵、气化器之间，均为2条总管。气化器与海水泵之间，也为2条海水总管。因此，最终选择5+1方案，单台泵或气化器的设计容量为160t/h。每3台1组共同1条总管，共2组。低压泵的出口压力一般为1.0～1.5MPa。如广东大鹏LNG接收站低压泵出口流量为420m3/h的LNG(折算约200t/h)，出口压力为1.4MPa。高压泵出口压力主要根据长输管道的需要确定。对于长度为150～300km的长输管道，高压泵的出口压力一般为7～10MPa(视用户需要而定)。考虑管道阻力，泵出口压力宜稍大些。如广东大鹏LNG接收站、中国台湾台中LNG接收站的高压泵出口压力约10MPa。日本扇岛LNG接收站因不承担调节管网压力的任务且接近用户，故只设一级泵，无低压、高压之分，LNG泵出口压力约4MPa。3.5BOG压缩机的容量与数量理论上，BOG的处理方式有两种：①将BOG直接加压，送入外输气体总管。②先将BOG压缩冷却液化，送入LNG液体总管，然后与其他LNG混合后一起经气化器气化后再外输(见图1)。对于气态直接外输，由于直接加压外输经济性较差，大型接收站一般不采用。因此，采用压缩液化方案。对于LNG接收站，正常运行时应做到BOG对外零排放。因此，应满足以下要求：①单台BOG压缩机运行容量至少应为整个LNG接收站不卸船时正常的BOG产生量。常规LNG接收站若按2台工作容积为16×104m3的储罐、0.05%的蒸发量估算，不卸船时2台储罐蒸发量共约3t/h，整个LNG接收站BOG量总计则不超过5t/h。②所有BOG压缩机的运行容量总和，应大于最大的BOG量。最大的BOG量包括：储罐正常的蒸发量、卸船时的蒸发量、LNG注入储罐时的空间置换及焓不同造成的蒸发量、大气压变化造成的蒸发量、保冷循环带回的蒸发量。最大的BOG量统计计算较复杂，且涉及许多不确定的因素如船上的LNG压力、温度等。设计中，对各项BOG量进行统计计算后，得出最大的BOG量，作为BOG压缩机选择时的总容量。对于简化的估算，可以用卸船时的BOG量为非卸船时的2倍来估算。对于拥有2台工作容积为16×104m3的储罐的常规LNG接收站，不卸船时全站的BOG量为5t/h，则最大的BOG总量约为10t/h。BOG压缩机的数量应根据运行与备用要求、经设备造价比较后确定。由于至少有1台备用，因此，BOG压缩机数量至少应为1+1配置。BOG压缩机的生产厂家较少，价格较高，容量为5～15t/h的BOG压缩机在2008年的价格约(2000～3000)×104元/台。当采用少量的BOG压缩、液化工艺时，压缩机做功相对电耗较多，其经济性并不明显。除非政策强制要求，否则少量的BOG可以考虑适度放空。因此，BOG压缩机备用及裕度设计取较小值，数量取1+1方案，单台容量为6t/h。4设备类型选择4.1低压泵类型低压泵均选择立式筒型离心泵(潜液式电动泵)。泵的设置有2种方案：①泵套底部设阀门。泵出故障时，可通过阀门隔离，吹扫后可提出泵来检修。②泵套不设底阀，泵出故障时，不能抽取出来，直待储罐检修时，全罐吹空后再检修。对于首期工程，建议泵套设底阀。这是因为LNG接收站刚建设，设备故障多，且此时储罐尚少，全罐吹空来检修。对于二期以后的工程，可以考虑不设底阀。4.2高压泵类型高压泵也为立式筒型离心泵。泵的设置也有2种方案：①架空式。泵悬空于地面。②埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整个泵位于地面下。视再冷凝器高度及有效气蚀余量确定[1]。由于高压泵的入口压力取决于再冷凝器的标高，因此，若泵采用架空式，则泵的进出口管及再冷凝器标高应相应提高，管架及再冷凝器的建设成本上升，而泵本身的建设成本下降。埋地式则管架及再冷凝器建设成本降低而泵本身建设成本上升。在同样的再冷凝器标高的情况下，采用埋地式的泵比架空式的泵能获得更高的入口压力。对于首期工程，建议考虑埋地式，以确保运行中有足够的入口压力，且再冷凝器不必采用较高的标高。4.3气化器类型气化器根据海水条件及容量选定。其主要类型有[2]：①开架式气化器(OpenRackVaporizer，ORV)。以海水为加热介质，因此对海水水质要求较高。使用条件主要为：海水常年温度≥7℃，固体悬浮物含量≤80mg/kg，铜离子含量≤10μg∥kg，汞离子检测不出[3]。据日本及中国一些接收站的资料，0RV热态备用时15min可达满负荷。因此ORV可作为主气化器，也可作为备用气化器。②浸没式燃烧气化器(SubmergedCombusionVaporizer，SCV)。使用条件几乎无限制，但燃烧天然气，运行成本高，多选作备用气化器，不宜作主气化器。③中间介质气化器(IntermediateFluidVaporizer，IFV)或壳管式气化器(ShellTubeVaporizer，STV)或冷能利用的气化装置。在海水温度高但水质差的环境中选用，热源可以是水质较差的海水或由LNG冷能利用系统提供。④环境空气加热气化器、温水水浴式气化器、蒸汽加热器等。部分气化器同时兼具环境空气加热式和水浴式两种功能。采用环境空气(自然通风或强制通风)加热LNG，占地面积大，容量有限，适于在LNG卫星站选用[4]。以上①、②、③这3种类型的气化器截至2009年尚不能国产，国外厂家较少，价格较高，厂家主要在日本、德国。选型时根据海水条件选用0RV或IFV，备用气化器可选SCV或ORV(视水质而定)。日本扇岛LNG接收站和中国台湾台中LNG接收站中，气化器全部选用ORV。广东大鹏LNG接收站则以ORV为主，1台SCV备用。4.4BOG压缩机类型压缩机根据压缩原理可分为两类：离心式压缩机和往复式压缩机。离心式压缩机造价稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化厂。往复式压缩机根据布置方式又分为两种：①立式压缩机。优点：占地少，启动快。缺点：工作时对地面有一定的往复冲击力。②卧式压缩机。优点：运行冲击力小(平衡)，造价低。缺点：卧式压缩机检修稍困难。一般设计成对置平衡式，两边对称，冲击力平衡，容量比立式压缩机稍大。在常规接收站中，上述①、②两种压缩机均可选用。但适用技术标准不同[5]，厂家极少，价格高昂。截至2009年，立式压缩机几乎只有瑞士1个厂家生产，卧式压缩机几乎只有日本1个厂家生产，其压缩机主要型式为厂家专利。卧式压缩机由于为日本厂家生产，因此在日本所有的LNG接收站均有应用。目前中国的几个LNG接收站有的采用卧式压缩机，有的采用立式压缩机。选型时选定厂家，则型式也就因此确定。参考文献：[1]API610：2004，Centrifugalpumpsforpetroleum，petrochemicNandnaturalgasindustries(10thEdition)[S].[2]BSEN1473：1997，Installationandequipmentforliqueflednaturalgas-designofonshoreinstallations(Englishvers