液化天然氣接收站氣化廠主工藝設(shè)備方案選擇

摘 要

摘要：論述了液化天然氣接收站氣化廠的工藝流程、主要工藝設(shè)備設(shè)計(jì)原則、設(shè)備數(shù)量與容量的確定、設(shè)備類型的選擇。關(guān)鍵詞：液化天然氣接收站；氣化廠；泵；氣化器；BOG壓縮機(jī)Scheme Sele
摘要：論述了液化天然氣接收站氣化廠的工藝流程、主要工藝設(shè)備設(shè)計(jì)原則、設(shè)備數(shù)量與容量的確定、設(shè)備類型的選擇。
關(guān)鍵詞：液化天然氣接收站；氣化廠；泵；氣化器；BOG壓縮機(jī)
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
   隨著中國(guó)對(duì)能源需求的不斷增長(zhǎng)，中國(guó)正在大力引進(jìn)LNG和建設(shè)LNG接收站。在接收站項(xiàng)目中，一般包括碼頭工程、氣化廠工程(儲(chǔ)存和氣化)、長(zhǎng)輸管道工程3部分。其中，氣化環(huán)節(jié)里的主要工藝設(shè)備技術(shù)難度高，目前尚不能國(guó)產(chǎn)，因此，氣化廠的工藝設(shè)備對(duì)整個(gè)項(xiàng)目有著關(guān)鍵的影響。
    目前國(guó)內(nèi)常規(guī)的LNG接收站的規(guī)模均為300×104t/a左右，因此，本文主要對(duì)此規(guī)模的接收站的氣化廠主工藝設(shè)備進(jìn)行分析，并結(jié)合國(guó)內(nèi)外部分接收站的設(shè)備配置情況，對(duì)接收站主工藝設(shè)備的方案進(jìn)行探討。
2 主工藝流程與主工藝設(shè)備設(shè)計(jì)原則
   ① 主工藝流程
氣化廠主要的工藝設(shè)備有LNG低壓泵、LNG高壓泵、氣化器、蒸發(fā)氣(Boil Off Gas，BOG)壓縮機(jī)。其工藝流程一般為：LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG由低壓泵泵出，經(jīng)再冷凝器后，用高壓泵加壓后輸送至氣化器，氣化后進(jìn)入長(zhǎng)輸管道。儲(chǔ)罐內(nèi)的BOG從罐頂排出，經(jīng)BOG壓縮機(jī)壓縮后送入再冷凝器中，與自低壓泵出來(lái)的LNG匯合。再冷凝器的作用是用從低壓泵出來(lái)的LNG冷卻和混合BOG壓縮機(jī)出來(lái)的BOG，使之成為液體后輸出。氣化器由海水泵提供海水作為熱源，加熱LNG，使之氣化。主工藝設(shè)備5+1方案工藝流程見(jiàn)圖1。
 
   ② 主工藝設(shè)備設(shè)計(jì)原則
   a. 低壓泵、高壓泵、氣化器數(shù)量應(yīng)盡可能一致，即在啟停1臺(tái)低壓泵時(shí)，相應(yīng)啟停1臺(tái)高壓泵、氣化器、氣化器配套的海水泵，以便于運(yùn)行調(diào)節(jié)、自動(dòng)控制。b.各主工藝設(shè)備應(yīng)考慮備用，即堅(jiān)持n+1原則。c.同類設(shè)備的容量、型號(hào)應(yīng)完全一致，能夠互為備用。d.考慮到進(jìn)口設(shè)備價(jià)格高昂，工程應(yīng)盡可能降低造價(jià)，尤其是首期工程。
本方案設(shè)計(jì)中，對(duì)于次要的因素，如低壓泵供應(yīng)槽車、保冷循環(huán)等予以忽略。實(shí)際設(shè)計(jì)時(shí)，可根據(jù)實(shí)際需要予以相應(yīng)調(diào)整。
3 主工藝設(shè)備數(shù)量與容量的確定
3.1 低壓泵數(shù)量的初步方案
    低壓泵一般置于儲(chǔ)罐內(nèi)，因此，其首期工程的數(shù)量應(yīng)與儲(chǔ)罐數(shù)量相對(duì)應(yīng)。在LNG接收站的首期工程中，基于經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)當(dāng)建設(shè)2臺(tái)或3臺(tái)儲(chǔ)罐。若建設(shè)2臺(tái)儲(chǔ)罐，則低壓泵數(shù)量應(yīng)為2的倍數(shù)，即2，4，6，……。若建設(shè)3臺(tái)儲(chǔ)罐，則低壓泵數(shù)量應(yīng)為3的倍數(shù)。具體數(shù)量還應(yīng)結(jié)合高壓泵及氣化器等設(shè)備再行確定。
    對(duì)于每1臺(tái)儲(chǔ)罐，如果僅配置1臺(tái)低壓泵，則缺乏備用，因此，每1臺(tái)儲(chǔ)罐內(nèi)，低壓泵至少應(yīng)為2臺(tái)。若首期工程建設(shè)2臺(tái)儲(chǔ)罐，則低壓泵數(shù)量至少應(yīng)為4臺(tái)。
3.2 高壓泵及氣化器數(shù)量的初步方案
    根據(jù)運(yùn)行要求，低壓泵、高壓泵、氣化器、海水泵盡可能數(shù)量1對(duì)1地對(duì)應(yīng)。如果數(shù)量過(guò)多，則系統(tǒng)復(fù)雜。尤其是海水泵與氣化器之間的管道，需設(shè)置母管制總管運(yùn)行，這樣設(shè)備數(shù)量不宜過(guò)多。建議設(shè)備數(shù)量在6臺(tái)或以下。結(jié)合上述低壓泵為2或3的倍數(shù)的初步選擇，則泵及氣化器的數(shù)量可以有2個(gè)方案：低壓泵、高壓泵、氣化器各設(shè)4臺(tái)，或各設(shè)6臺(tái)?？紤]備用設(shè)備各1臺(tái)，則得到n+1方案為：3+1方案，5+1方案。
    若建設(shè)3臺(tái)儲(chǔ)罐，且各泵及氣化器初選數(shù)量較大時(shí)，無(wú)須另加備用，可直接為3的倍數(shù)的方案。如中國(guó)臺(tái)灣臺(tái)中LNG接收站，3臺(tái)儲(chǔ)罐，配9臺(tái)低壓泵、9臺(tái)高壓泵。若泵及氣化器數(shù)量的初選結(jié)果為3時(shí)，考慮數(shù)量過(guò)少，宜再加1臺(tái)作為備用。如日本扇島接收站，3臺(tái)罐，配4臺(tái)氣化器。具體設(shè)計(jì)時(shí)可結(jié)合單臺(tái)設(shè)備容量、氣化廠整體情況再進(jìn)一步選擇或修正。
3.3 單臺(tái)泵容量的計(jì)算
    泵的容量應(yīng)根據(jù)最大小時(shí)流量確定。對(duì)于常規(guī)的規(guī)模為300×104t/a的LNG接收站，泵的平均容量約為342t/h，若最大小時(shí)流量量為700t/h，最小連續(xù)穩(wěn)定流量為100t/h，則不同方案的泵的容量計(jì)算如下。
    對(duì)于3+1方案，單臺(tái)泵的最大小時(shí)流量為233t/h。低壓泵、高壓泵、氣化器的單臺(tái)設(shè)計(jì)容量初步考慮可取250t/h。此時(shí)，泵的最小流量為設(shè)汁容量的40%，低于泵的穩(wěn)定工作點(diǎn)，因此，單臺(tái)泵的設(shè)計(jì)容量偏大，需要增加泵的數(shù)量。
    對(duì)于5+1方案，單臺(tái)泵的最大小時(shí)流量為140t/h。低壓泵、高壓泵、氣化器的單臺(tái)設(shè)計(jì)容量初步考慮可取160t/h。此時(shí)，泵的最小流量為設(shè)計(jì)容量的62.5%，處于泵的穩(wěn)定工作區(qū)。若考慮低壓泵另有其他輸出時(shí)(保冷循環(huán)、槽車、槽船等)，則容量宜進(jìn)一步增大。如中國(guó)臺(tái)灣臺(tái)中的LNG接收站，低壓泵流量為250t/h，高壓泵流量?jī)H為100t/h。
3.4 泵及氣化器的最終選擇方案
    對(duì)主工藝管道的要求如下：
    ① 根據(jù)運(yùn)行的要求，低壓泵、高壓泵、氣化器、海水泵均需要數(shù)量對(duì)應(yīng)，從經(jīng)濟(jì)性考慮，低壓泵到高壓泵、高壓泵到氣化器之間均采用1條LNG總管的方案。
    ② 從安全性考慮，低壓泵與高壓泵之間、高壓泵與氣化器之間為氣化廠甚至整個(gè)接收站項(xiàng)目的關(guān)鍵部位，如果該處總管泄漏或發(fā)生故障，則整個(gè)接收站必須中斷運(yùn)營(yíng)，且無(wú)法立即恢復(fù)。因此，宜采用分別設(shè)2條總管的方案。
    ③ 但對(duì)于上述5+1的方案，則當(dāng)6臺(tái)泵連接在同一條總管時(shí)，連接復(fù)雜，宜簡(jiǎn)化。
    根據(jù)上面3個(gè)要求，綜合考慮，采用2條總管的方案，但并不是每條總管均與6臺(tái)泵相連接，而是每3臺(tái)泵(氣化器)連接在一起。切換時(shí)，整項(xiàng)3臺(tái)泵(氣化器)一起切換，即低壓泵、高壓泵、氣化器之間，均為2條總管。氣化器與海水泵之間，也為2條海水總管。
    因此，最終選擇5+1方案，單臺(tái)泵或氣化器的設(shè)計(jì)容量為160t/h。每3臺(tái)1組共同1條總管，共2組。
    低壓泵的出口壓力一般為1.0～1.5MPa。如廣東大鵬LNG接收站低壓泵出口流量為420m3/h的LNG(折算約200t/h)，出口壓力為1.4MPa。
    高壓泵出口壓力主要根據(jù)長(zhǎng)輸管道的需要確定。對(duì)于長(zhǎng)度為150～300km的長(zhǎng)輸管道，高壓泵的出口壓力一般為7～10MPa(視用戶需要而定)?？紤]管道阻力，泵出口壓力宜稍大些。如廣東大鵬LNG接收站、中國(guó)臺(tái)灣臺(tái)中LNG接收站的高壓泵出口壓力約10MPa。日本扇島LNG接收站因不承擔(dān)調(diào)節(jié)管網(wǎng)壓力的任務(wù)且接近用戶，故只設(shè)一級(jí)泵，無(wú)低壓、高壓之分，LNG泵出口壓力約4MPa。
3.5 BOG壓縮機(jī)的容量與數(shù)量
   理論上，BOG的處理方式有兩種：
   ① 將BOG直接加壓，送入外輸氣體總管。
   ② 先將BOG壓縮冷卻液化，送入LNG液體總管，然后與其他LNG混合后一起經(jīng)氣化器氣化后再外輸(見(jiàn)圖1)。
    對(duì)于氣態(tài)直接外輸，由于直接加壓外輸經(jīng)濟(jì)性較差，大型接收站一般不采用。因此，采用壓縮液化方案。
   對(duì)于LNG接收站，正常運(yùn)行時(shí)應(yīng)做到BOG對(duì)外零排放。因此，應(yīng)滿足以下要求：
    ① 單臺(tái)BOG壓縮機(jī)運(yùn)行容量至少應(yīng)為整個(gè)LNG接收站不卸船時(shí)正常的BOG產(chǎn)生量。常規(guī)LNG接收站若按2臺(tái)工作容積為16×104m3的儲(chǔ)罐、0.05%的蒸發(fā)量估算，不卸船時(shí)2臺(tái)儲(chǔ)罐蒸發(fā)量共約3t/h，整個(gè)LNG接收站BOG量總計(jì)則不超過(guò)5t/h。
    ② 所有BOG壓縮機(jī)的運(yùn)行容量總和，應(yīng)大于最大的BOG量。
    最大的BOG量包括：儲(chǔ)罐正常的蒸發(fā)量、卸船時(shí)的蒸發(fā)量、LNG注入儲(chǔ)罐時(shí)的空間置換及焓不同造成的蒸發(fā)量、大氣壓變化造成的蒸發(fā)量、保冷循環(huán)帶回的蒸發(fā)量。最大的BOG量統(tǒng)計(jì)計(jì)算較復(fù)雜，且涉及許多不確定的因素如船上的LNG壓力、溫度等。
    設(shè)計(jì)中，對(duì)各項(xiàng)BOG量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)計(jì)算后，得出最大的BOG量，作為BOG壓縮機(jī)選擇時(shí)的總?cè)萘?。?duì)于簡(jiǎn)化的估算，可以用卸船時(shí)的BOG量為非卸船時(shí)的2倍來(lái)估算。對(duì)于擁有2臺(tái)工作容積為16×104m3的儲(chǔ)罐的常規(guī)LNG接收站，不卸船時(shí)全站的BOG量為5t/h，則最大的BOG總量約為10t/h。
    BOG壓縮機(jī)的數(shù)量應(yīng)根據(jù)運(yùn)行與備用要求、經(jīng)設(shè)備造價(jià)比較后確定。由于至少有1臺(tái)備用，因此，BOG壓縮機(jī)數(shù)量至少應(yīng)為1+1配置。BOG壓縮機(jī)的生產(chǎn)廠家較少，價(jià)格較高，容量為5～15t/h的BOG壓縮機(jī)在2008年的價(jià)格約(2000～3000)×104元/臺(tái)。當(dāng)采用少量的BOG壓縮、液化工藝時(shí)，壓縮機(jī)做功相對(duì)電耗較多，其經(jīng)濟(jì)性并不明顯。除非政策強(qiáng)制要求，否則少量的BOG可以考慮適度放空。因此，BOG壓縮機(jī)備用及裕度設(shè)計(jì)取較小值，數(shù)量取1+1方案，單臺(tái)容量為6t/h。
4 設(shè)備類型選擇
4.1 低壓泵類型
    低壓泵均選擇立式筒型離心泵(潛液式電動(dòng)泵)。泵的設(shè)置有2種方案：
    ① 泵套底部設(shè)閥門(mén)。泵出故障時(shí)，可通過(guò)閥門(mén)隔離，吹掃后可提出泵來(lái)檢修。
    ② 泵套不設(shè)底閥，泵出故障時(shí)，不能抽取出來(lái)，直待儲(chǔ)罐檢修時(shí)，全罐吹空后再檢修。
    對(duì)于首期工程，建議泵套設(shè)底閥。這是因?yàn)長(zhǎng)NG接收站剛建設(shè)，設(shè)備故障多，且此時(shí)儲(chǔ)罐尚少，全罐吹空來(lái)檢修。對(duì)于二期以后的工程，可以考慮不設(shè)底閥。
4.2 高壓泵類型
    高壓泵也為立式筒型離心泵。泵的設(shè)置也有2種方案：
   ① 架空式。泵懸空于地面。
   ② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整個(gè)泵位于地面下。視再冷凝器高度及有效氣蝕余量確定[1]。
    由于高壓泵的入口壓力取決于再冷凝器的標(biāo)高，因此，若泵采用架空式，則泵的進(jìn)出口管及再冷凝器標(biāo)高應(yīng)相應(yīng)提高，管架及再冷凝器的建設(shè)成本上升，而泵本身的建設(shè)成本下降。埋地式則管架及再冷凝器建設(shè)成本降低而泵本身建設(shè)成本上升。在同樣的再冷凝器標(biāo)高的情況下，采用埋地式的泵比架空式的泵能獲得更高的入口壓力。對(duì)于首期工程，建議考慮埋地式，以確保運(yùn)行中有足夠的入口壓力，且再冷凝器不必采用較高的標(biāo)高。
4.3 氣化器類型
    氣化器根據(jù)海水條件及容量選定。其主要類型有[2]：
   ① 開(kāi)架式氣化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水為加熱介質(zhì)，因此對(duì)海水水質(zhì)要求較高。使用條件主要為：海水常年溫度≥7℃，固體懸浮物含量≤80mg/kg，銅離子含量≤10μg∥kg，汞離子檢測(cè)不出[3]。據(jù)日本及中國(guó)一些接收站的資料，0RV熱態(tài)備用時(shí)15min可達(dá)滿負(fù)荷。因此ORV可作為主氣化器，也可作為備用氣化器。
   ② 浸沒(méi)式燃燒氣化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用條件幾乎無(wú)限制，但燃燒天然氣，運(yùn)行成本高，多選作備用氣化器，不宜作主氣化器。
   ③ 中間介質(zhì)氣化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或殼管式氣化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的氣化裝置。在海水溫度高但水質(zhì)差的環(huán)境中選用，熱源可以是水質(zhì)較差的海水或由LNG冷能利用系統(tǒng)提供。
    ④ 環(huán)境空氣加熱氣化器、溫水水浴式氣化器、蒸汽加熱器等。部分氣化器同時(shí)兼具環(huán)境空氣加熱式和水浴式兩種功能。采用環(huán)境空氣(自然通風(fēng)或強(qiáng)制通風(fēng))加熱LNG，占地面積大，容量有限，適于在LNG衛(wèi)星站選用[4]。
    以上①、②、③這3種類型的氣化器截至2009年尚不能國(guó)產(chǎn)，國(guó)外廠家較少，價(jià)格較高，廠家主要在日本、德國(guó)。選型時(shí)根據(jù)海水條件選用0RV或IFV，備用氣化器可選SCV或ORV(視水質(zhì)而定)。日本扇島LNG接收站和中國(guó)臺(tái)灣臺(tái)中LNG接收站中，氣化器全部選用ORV。廣東大鵬LNG接收站則以O(shè)RV為主，1臺(tái)SCV備用。
4.4 BOG壓縮機(jī)類型
    壓縮機(jī)根據(jù)壓縮原理可分為兩類：離心式壓縮機(jī)和往復(fù)式壓縮機(jī)。離心式壓縮機(jī)造價(jià)稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化廠。往復(fù)式壓縮機(jī)根據(jù)布置方式又分為兩種：
    ① 立式壓縮機(jī)。優(yōu)點(diǎn)：占地少，啟動(dòng)快。缺點(diǎn)：工作時(shí)對(duì)地面有一定的往復(fù)沖擊力。
    ② 臥式壓縮機(jī)。優(yōu)點(diǎn)：運(yùn)行沖擊力小(平衡)，造價(jià)低。缺點(diǎn)：臥式壓縮機(jī)檢修稍困難。一般設(shè)計(jì)成對(duì)置平衡式，兩邊對(duì)稱，沖擊力平衡，容量比立式壓縮機(jī)稍大。
    在常規(guī)接收站中，上述①、②兩種壓縮機(jī)均可選用。但適用技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)不同[5]，廠家極少，價(jià)格高昂。截至2009年，立式壓縮機(jī)幾乎只有瑞士1個(gè)廠家生產(chǎn)，臥式壓縮機(jī)幾乎只有日本1個(gè)廠家生產(chǎn)，其壓縮機(jī)主要型式為廠家專利。臥式壓縮機(jī)由于為日本廠家生產(chǎn)，因此在日本所有的LNG接收站均有應(yīng)用。目前中國(guó)的幾個(gè)LNG接收站有的采用臥式壓縮機(jī)，有的采用立式壓縮機(jī)。選型時(shí)選定廠家，則型式也就因此確定。
參考文獻(xiàn)：
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[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore installations(English version)[S].
[3] 顧安忠，魯雪生，汪榮順，等.液化天然氣技術(shù)[M].北京：機(jī)械工業(yè)出版社，2003.
[4] 高華偉，段常貴，解東來(lái)，等.LNG空溫式氣化器氣化過(guò)程的數(shù)值分析[J].煤氣與熱力，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 廣東珠海金灣液化天然氣有限公司 廣東珠海 519015)