液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择
责任编辑：cnlng 浏览：5290次 时间： 2011-08-25 15:15:57
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摘要:摘要：论述了液化天然气接收站气化厂的工艺流程、主要工艺设备设计原则、设备数量与容量的确定、设备类型的选择。 关键词：液化天然气接收站；气化厂；泵；气化器；BOG压缩机 Scheme Selection of Main Process Equipment in Regasification Plant of LNG Receiving ..
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摘要：论述了液化天然气接收站气化厂的工艺流程、主要工艺设备设计原则、设备数量与容量的确定、设备类型的选择。
关键词：液化天然气接收站；气化厂；泵；气化器；BOG压缩机
Scheme Selection of Main Process Equipment in Regasification Plant of LNG Receiving Terminal
LI Jianhu
Abstract：The process flow of gasification plant of LNG receiving terminal，the design principle of main process equipment，the determination of equipment amount and capacity and the selection of equipment type are described.
Key words：LNG receiving terminal；gasification plant；pump；vaporizer；BOG compressor
1 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(Boil Off Gas，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。
3.5 BOG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(Open Rack Vaporizer，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(Submerged Combusion Vaporizer，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(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或壳管式气化器(Shell Tube Vaporizer，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。
4.4 BOG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] API 610：2004，Centrifugal pumps for petroleum，petrochemicN and natural gas industries(10th Edition)[S].
[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore installations(English version)[S].
[3] 顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.
[4] 高华伟，段常贵，解东来，等.LNG空温式气化器气化过程的数值分析[J].煤气与热力，2008，28(2)：B19-B22.
[5] API 618：1995，Reciprocating compressors for petroleum，chemical，and gas industu services(4th Edition)[S].
(本文作者：李健胡 广东珠海金湾液化天然气有限公司 广东珠海 519015)
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