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1、LNG接受终端的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、接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销体系。我国东南沿海省市建设LNG接受终端已势在必行，本文对LNG接受终端工艺系统及主要设备进行了综述。主题词LNG接受终端工艺系统设备 天然气的主要成分是甲烷。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的体积约为其气态体积的1/620，故液化后的天然气更有利于远距离运输、储存及利用。因此，LNG已成为现今远洋运输天然气的主要方式。目前，世界上最大的LNG运输船船容约13.8万m3，最大的LN
2、G储罐容量为20万m3，最大的LNG出口国是印度尼西亚，最大的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）。预计到2020年，世界天然气贸易量将达6250亿m3，其中大约1/3的天然气以LNG方式成交。LNG通常由专用运输船从生产地输出终端运到目的地接受终端，经再气化后外输至用户。目前，已形成了包括LNG生产、储存、运输、接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销LNG工业体系，见图1所示。 迄今为止，我国除台湾省每年有一定量的LNG进口（1995年为2.5Mt）外，总体来讲我国的LNG工业仍处于起步阶段。近20年来，我国天然气
3、产量虽然增长较快，但由于资源相对贫乏，远远不能满足国民经济迅速发展的需要。据统计，到2005年和2010年，我国东南沿海5省市对天然气的总需求将分别达263亿m3和466亿m3，大大超过同期我国海上天然气的生产能力，故在该地区建设LNG接受终端，从国外进口LNG已势在必行。因此，本文根据国内外有关技术资料对LNG接受终端工艺系统及主要设备加以综述，以供大家参考。 1LNG接受终端工艺系统 1.1LNG的主要物理性质设计中采用的典型LNG组成（%，摩尔）为：CH4 8590，C2H6 38，C3H8 13，C4H10 12，C+5 微量。LNG再气化（约-162）时的蒸发潜热约为511 kJ/k
4、g1，其它主要物理性质见表1。 表1LNG的主要物理性质 相对密度（气体） 液体密度, kg/m3 高热值, MJ/m3 颜色 0.600.70 430460 41.545.3 无色透明 指101.325kPa、15.6状态下的气体体积。 LNG中H2S含量通常要求最大不超过410-6 (体)，总硫含量要求不超过30mg/m3(气体)，N2 含量要求最大不超过1.0%（摩尔）。 1.2LNG接受终端工艺流程 由图2可知，LNG接受终端一般由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（有的终端还有冷量利用系统）组成。现以我国东南沿海某地拟建的LNG接受终端工
5、艺方案为例，对其分别说明如下。 1.2.1LNG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循环保冷管线组成。LNG运输船靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵（潜液泵）将LNG输送到终端的储罐内。随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，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卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担50%的输送量。当一根母管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期间，双母管可使卸船管线构成一个循环，
6、便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使LNG蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷的管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完毕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的组成、密度及热值。 1.2.2LNG储存系统由低温储罐、附属管线及控制仪表组成。LNG低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导入，例如储罐绝热层、附属管件等的漏热、储罐内压力变化及输送泵的散热等，故会引起储罐内少量LNG的蒸发。正常运行时，罐内LNG的日蒸发率约为0.06%0.08%。卸船时，
7、由于船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及LNG液体与蒸发气的置换等，蒸发气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储罐内的压力。蒸发气中含有更多的易挥发成分，如N2、CH4等。例如，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，可采用向蒸发气中加入丙烷或与外输气混合的方式以满足用户对这种燃料气的热值要求。接受终端的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 连续不可作业的日数，d ； Q 平均日输
8、送量，m3/d ； t 卸船时间，h ； q 卸船时的输送量，m3/d 。 一般说来，接受终端至少应有2个等容积的储罐。例如，本方案接受终端一期规模为2.0 Mt/d，采用的LNG运输船船容为13.5万m3，如连续不可作业的日数为5d，卸船时间按12h计，则应选用13.5万m3的储罐2台。 1.2.3LNG再气化/外输系统包括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，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的LNG可根据不同用户要求，分别加压至不同压力。例如，本方案一部分LNG经低压外输泵
9、加压至4.0MPa后，进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，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。再气化后的高、低压天然气（外输气）经计量设施分别计量后输往用户。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。 1.2.4蒸发气处理系统包括蒸发气冷却器、分液罐、压缩机及再冷凝器等
10、。此系统应保证LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压力取决于罐内气相（蒸发气）的压力。当储罐处于不同工作状态，例如储罐有LNG外输、正在接受LNG或既不外输也不接受LNG时，其蒸发气量均有较大差别，如不适当处理，就无法控制气相压力。因此，储罐中应设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及欠压值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开关进行相应动作，以控制储罐气相压力。在低温下运行的蒸发气压缩机，对入口温度通常有一定限制。往复式压缩机一般要求为-80-160，离心式压缩机为-120-160。为保证入口温度不超限（主要是防止超过上限），故要求在压缩机入口设蒸发气冷却器，利用L
11、NG的冷量保证入口温度低于上限。 1.2.5储罐防真空补气系统为防止LNG储罐在运行中产生真空，在流程中配有防真空补气系统。补气的气源通常为蒸发器出口管汇引出的天然气。有些储罐也采取安全阀直接连通大气的做法，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过泄放阀设定值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生诸如翻滚现象等事故时，大量气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施排泄。 2LNG接受终端主要设备 2.1卸料臂通常根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
12、寸相同则可互用。卸料臂的选型应考虑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。卸料臂的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。 2.2LNG储罐LNG储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式与地下式两类，通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁与LNG直接接触，一般采用含镍9%的合金钢，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。壁顶的悬挂式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制成。罐内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又
13、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。 单容罐主容器内壁一般为含镍9%的合金钢，外壁为碳钢，而辅助容器只是由较低防护堤围成的收液槽，用于防止在主容器发生事故时LNG外溢扩散。与单容罐相比，双容罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一层高度与罐壁相近，并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙。全容罐内壁为含镍9%的合金钢、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。因此，全容罐的外壁不仅可防止罐内LNG泄漏时外溢，还可防止子弹击穿、热辐射等，故也起到了辅助容器的作用。这三种型式的储罐各有优缺点，选择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、占地面积
14、、场址条件、建设周期及环境等因素。 气相空间设计压力是常压、低温大型储罐的重要参数，尤其对接受终端储罐更为重要。随着科学技术的进步，这类储罐的气相空间设计压力正逐年提高。尤其是薄膜罐，由于其固有结构特点，可采用较高的设计压力。例如，某地上低温全容式储罐内壁采用不锈钢薄膜，外壁采用预应力混凝土，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%。储罐所有开口均应选择在罐顶，避免LNG由接口处泄漏。此外，还应采取措施防止在某些情况下由于液体分层及储罐漏热而引起的翻滚现象。例如，考虑到运输船待卸的LNG与终端储罐内
15、已有LNG的密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。如待卸LNG密度大于储罐内已有LNG密度，则采用罐顶进液口，反之则采用罐底进液口。 2.3LNG输送泵终端储罐内均设有输送LNG的潜液泵，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。在泵初次运行和检修后投运之前，以及泵处于备用状态时，均需预冷或保冷。泵停运后如保冷不善，随着漏热量增加，泵内的LNG逐渐蒸发，溶解在LNG中的CO2浓度相对增加，当其浓度大于1.510-4时就可能“结冰”，堵塞泵的流道，甚至使泵不能正常运行。 2.4LNG蒸发器（气化器）按结构或热源不同，可分为板翅式、管壳式、中流式、开架式
16、及浸没燃烧式等多种。LNG接受终端多采用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。对于基本负荷型供气要求，可采用多台并联运行。后者以终端蒸发气为燃料，采用燃烧加热，其优点是投资低，启动快，能迅速调节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的示意结构见图7、8。 在开架式水淋蒸发器中，LNG在带翅片的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、出口温差不得超过7，实际常控制在不超过45。管束板常用材料为铝合金，并在外层涂锌处理。 浸没燃烧式蒸发器包括换热管、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
