液化天然气接收终端小型实验装置流程设计

书书书　第６０卷　增刊　　化　　　工　　　学　　　报　　　　　　　　Ｖｏｌ．６０　Ｓｕｐｐｌ．　２００９年１２月　　ＣＩＥＳＣＪｏｕｒｎａｌ　　Ｄｅｃｅｍｂｅｒ　２００９檭檭檭檭檭檭檭檭檭檭檭檭檭檭殐殐殐殐研究论文液化天然气接收终端小型实验装置流程设计张小斌１，彭世篧２，梁静华２（１浙江大学制冷与低温研究所，浙江杭州３１００２７；２中石油管道分公司科技研究中心，河北廊坊０６５０００）摘要：海上进口液化天然气（ＬＮＧ）运输船到达后，通过接收终端卸载、储存、汽化后输送给用户。浙江大学制冷与低温研究所与中石油管道研究中心合作，设计了一套额定流量为２ｍ３·ｈ－１的ＬＮＧ接收终端小型实验装置，用于模拟终端运行重要功能和操作特性，包括卸载、储存及汽化过程，同时可提供一般ＬＮＧ流动特性、分层流动、低温阀门检测、天然气泄漏危险的评估。本实验装置考虑ＬＮＧ冷能利用实验对装置的扩建需求。通过运行该模拟装置，可以掌握ＬＮＧ接收终端的操作规律，并对控制、安全等方面积累实际经验。本文给出了该实验装置流程设计和ＡｓｐｅｎＰｌｕｓ数值模拟结果。关键词：ＬＮＧ；接收终端；流程中图分类号：Ｏ５１４文献标识码：Ａ文章编号：０４３８１１５７（２００９）Ｓ１０９５０５犉犾狅狑犮犺犪狉狋犱犲狊犻犵狀狅犳狊犿犪犾犾犲狓狆犲狉犻犿犲狀狋犪犾犳犪犮犻犾犻狋狔犳狅狉犔犖犌狉犲犮犲犻狏犻狀犵狋犲狉犿犻狀犪犾犣犎犃犖犌犡犻犪狅犫犻狀１，犘犈犖犌犛犺犻狔犪狅２，犔犐犃犖犌犑犻狀犵犺狌犪２（１犐狀狊狋犻狋狌狋犲狅犳犚犲犳狉犻犵犲狉犪狋犻狅狀犪狀犱犆狉狔狅犵犲狀犻犮狊，犣犺犲犼犻犪狀犵犝狀犻狏犲狉狊犻狋狔，犎犪狀犵狕犺狅狌３１００２７，犣犺犲犼犻犪狀犵，犆犺犻狀犪；２犘犻狆犲犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犆犲狀狋犲狉，犆犺犻狀犲狊犲犘犲狋狉狅犾犲狌犿犆狅狅狉狆犲狉犪狋犻狅狀，犔犪狀犵犳犪狀犵０６５０００，犎犲犫犲犻，犆犺犻狀犪）犃犫狊狋狉犪犮狋：ＴｈｅＬＮＧｒｅｃｅｉｖｉｎｇｔｅｒｍｉｎａｌｉｓｕｓｅｄｔｏｕｎｌｏａｄ，ｓａｖｅａｎｄｂｏｉｌｏｆｆｔｈｅｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓｔｒａｎｓｆｅｒｒｅｄｂｙｔｈｅｍａｒｉｎｅＬＮＧｔａｎｋｅｒｂｅｆｏｒｅｉｔｉｓｓｅｎｔｔｏｔｈｅｃｕｓｔｏｍｅｒ．ＣｏｏｐｅｒａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅＰＴＣ，ＩＲＣｄｅｓｉｇｎｅｄａｓｍａｌｌｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｆａｃｉｌｉｔｙｗｉｔｈｒａｔｅｄｆｌｏｗｒａｔｅｏｆ２ｍ３·ｈ－１ｔｏｓｉｍｕｌａｔｅｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｎｉｐｕｌａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆａｐｒａｃｔｉｃａｌＬＮＧｒｅｃｅｉｖｉｎｇｔｅｒｍｉｎａｌ．Ｉｎｓｉｄｅｔｈｅｇｅｎｅｒａｌｕｎｌｏａｄ，ｓａｖｅａｎｄｂｏｉｌｏｆｆｐｒｏｃｅｓｓｅｓ，ｔｈｅｆａｃｉｌｉｔｙｃａｎｐｒｏｖｉｄｅｔｈｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｂａｓｅｆｏｒｔｈｅＬＮＧｆｌｏｗｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｉｎｓｐｅｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｃｒｙｏｇｅｎｉｃｖａｌｖｅａｎｄｔｈｅｒｉｓｋｅｖａｌｕａｔｉｏｎｉｎｃａｓｅｏｆｔｈｅＬＮＧｌｅａｋａｇｅ，ａｎｄｔｈｅｅｘｔｅｎｓｉｖｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅｉｓａｌｓｏｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄ．ＴｈｅａｉｍｏｆｔｈｅｆａｃｉｌｉｔｙｉｓｔｏａｃｃｕｍｕｌａｔｅｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｎｇａｎｄｍａｎｉｐｕｌａｔｉｎｇｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｏｎｔｈｅａｓｐｅｃｔｏｆｔｈｅＬＮＧｒｅｃｅｉｖｉｎｇｔｅｒｍｉｎａｌ．ＴｈｅｐｒｅｓｅｎｔｐａｐｅｒｐｒｏｖｉｄｅｓｔｈｅｄｅｓｉｇｎｏｆｔｈｅｆｌｏｗｃｈａｒｔｆｏｒｔｈｅｆａｃｉｌｉｔｙａｎｄｔｈｅｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓａｒｅａｌｓｏｐｒｅｓｅｎｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅｓｏｆｔｗａｒｅＡｓｐｅｎＰｌｕｓ．犓犲狔狑狅狉犱狊：ＬＮＧ；ｒｅｃｅｉｖｉｎｇｔｅｒｍｉｎａｌ；ｆｌｏｗｃｈａｒｔ　　２００９－１２－０１收到初稿，２００９－１２－２８收到修改稿。联系人：彭世篧。第一作者：张小斌（１９７６—），男，副教授。项目基金：中石油风险创新基金项目（０７０６Ｄ０１０４０５０７）。　引　言天然气因具有污染小、储量丰富、单位质量热值高等优点，在石油资源日益紧张的今天，越发受　　犚犲犮犲犻狏犲犱犱犪狋犲：２００９－１２－０１．犆狅狉狉犲狊狆狅狀犱犻狀犵犪狌狋犺狅狉：ＰＥＮＧＳｈｉｙａｏ，[e-mail]犉狅狌狀犱犪狋犻狅狀犻狋犲犿：ｓｕｐｐｏｒｔｄｂｙＣＰＯＲｉｓｋａｎｄＣｒｅａｔｉｖｅＦｏｕｎｄａｔｉｏｎ（０７０６Ｄ０１０４０５０７）　到人们重视。天然气的生产地和消费地往往不处于同一地区，因此将天然气在低温条件下加工成液化天然气（ＬＮＧ），并通过陆地或海上运输送达至消费地的供应模式使得ＬＮＧ的生产和销售发展迅速，世界ＬＮＧ贸易量从１９６４年的８万吨发展到２００４年的１３１８２万吨［１］。目前天然气在世界能源结构中的比重为２３％，而我国不到３％［２］。近年来，中国的天然气需求增长已高于煤炭和石油，成为世界第四大天然气消费国；尤其是沿海地区，经济的迅速发展促进了清洁能源需求的不断增长，存在着较大的天然气需求缺口。为改善能源结构，减少环境污染，我国将逐渐增加清洁能源的利用比重。计划到２０１０年，我国天然气在一次能源中所占的比例将增加到７％［３］。进口ＬＮＧ作为天然气利用的重要组成部分，已成为解决能源问题的重要途径之一，将在保证国家能源安全方面发挥越来越重要的作用。ＬＮＧ接收终端用来接收ＬＮＧ运输船，并将从天然气液化地运输来的ＬＮＧ卸入低温储罐保温，汽化后输送至用户。２００７年广东大鹏湾建设成功我国第一个ＬＮＧ接收终端，第一期年供ＬＮＧ３７０万吨。福建已建成我国第二个ＬＮＧ接收终端，由印尼东固气田作为资源供应方，一期年供ＬＮＧ２６０万吨［４］。浙江、上海等地的ＬＮＧ接收终端也处于建设之中。中国石油江苏、辽宁ＬＮＧ接收终端已开工建设，计划２０１１年投运，唐山ＬＮＧ工程拟于２０１２年投运。由于国内大型ＬＮＧ接收终端运行时间不长，缺乏经验，很多技术需要借鉴及摸索，因此，实验装置的建设可为国外大型ＬＮＧ接收终端运行技术的吸收、消化提供硬件基础，也可为ＬＮＧ终端控制提供实验研究平台。本实验平台功能如下。（１）运行操作平台：本实验装置设置了蒸发气冷凝流程功能模块，实验罐内蒸发气体压缩后被潜液泵抽出的过冷ＬＮＧ冷凝，通过设定罐内不同的气体量，测定ＬＮＧ不同分配方案对冷凝器出口的流动参数影响，从而使运行人员对ＬＮＧ冷凝器中如何科学配比有较深的认识。（２）应用研究平台：本实验平台设置了不同的卸料管方案，研究不同距离ＬＮＧ卸料管路在尽可能少地引入外界传热量时如何有效减少摩阻的措施和方法。（３）基础研究平台：本实验平台采用可拆卸式的隔热结构，通过不同隔热方案研究传热对ＬＮＧ罐内流场的影响；ＬＮＧ流动特性研究，在相同流态下，模拟卸料管路的流动规律，完成主要管件、水平直管、立管中ＬＮＧ流动参数测定。１　实验装置流程设计本文设计的ＬＮＧ接收终端实验装置的主要功能如图１所示，其中一些功能模块做过必要的近似处理，如卸载功能等［５］。根据图１所示的实际ＬＮＧ接收终端的液化天然气的输入和天然气的输出状况，ＬＮＧ接收的操作可分为以下几种模式。BOGBOGLNGBOG图１　实际ＬＮＧ接收终端流程示意图Ｆｉｇ．１　ＦｌｏｗｃｈａｒｔｏｆｐｒａｃｔｉｃａｌＬＮＧｒｅｃｅｉｖｉｎｇｔｅｒｍｉｎａｌ　·６９·化　　　工　　　学　　　报　　第６０卷　（１）备用操作（ＬＮＧ接收站初次运行时）：ＬＮＧ接收站处于无卸船和零输出操作模式。在备用操作时，通过少量的ＬＮＧ循环保持系统的冷态。蒸发气将用作火炬长明灯燃料气，多余的蒸发气则排放到火炬。（２）无卸船，正常输出操作：ＬＮＧ将按需求量通过泵输送，部分ＬＮＧ经再冷凝器重液化储罐蒸发天然气，根据用户要求用泵升高到一定压力后，经再汽化器汽化外输。少量的ＬＮＧ循环以保持卸船总管的冷态。当外输气量很大，造成ＬＮＧ储罐压力过低时，将从天然气输出总管上返回少量气体到ＬＮＧ储罐保持压力平衡。（３）卸船，正常输出操作：通过卸料臂和卸料管线，借助ＬＮＧ专用船上的卸料泵将ＬＮＧ送进接收终端储罐内。在卸料期间，再气化输出系统维持正常输出操作。本实验装置研究的是ＬＮＧ接收终端上述３种操作模式的全过程。由于低温ＬＮＧ储罐（约１６０℃）受外界环境热量的侵入以及ＬＮＧ罐内低温泵运行时部分机械能转化为热能，使罐内ＬＮＧ汽化产生闪蒸气，也就是ＢＯＧ气体（ｂｏｉｌｏｆｆｇａｓ）。为了维持ＬＮＧ储罐恒定的压力１０～１７ｋＰａ（Ｇ），必须不断排出ＢＯＧ气体。此外，外部ＬＮＧ从罐顶送入（如ＬＮＧ船卸料时）产生的容积置换，也要求排出ＢＯＧ气体，以维持罐压。如何处理ＢＯＧ气体成为ＬＮＧ接收站工艺的重要组成部分。从能量利用合理性角度定性分析，ＢＯＧ气体处理的优先顺序如下［６］：（１）将储罐ＢＯＧ气体返回ＬＮＧ船，填补舱罐卸料产生的真空；（２）与输出的ＬＮＧ直接换热，将ＢＯＧ再冷凝成ＬＮＧ送出；（３）直接压缩到外送输气管道压力送出；（４）送火炬或者排入大气。上述第１种方式简便、高效，但只在ＬＮＧ船卸料时才能平衡掉一部分ＢＯＧ气体，无ＬＮＧ船卸料时则无法使用。第４种方式是一种紧急安全措施，经济和环保上显然不合理。第２种再冷凝工艺和第３种直接压缩工艺都是将ＢＯＧ气体送入压缩机加压，最终送入外输高压管道利用，只是中间过程有所不同。相对于直接压缩工艺来说，再冷凝工艺将ＢＯＧ加压过程分成两个阶段，第一阶段由压缩机完成，与直接压缩工艺相同。由于同等条件下，泵的功率始终小于压缩机的功率。第二阶段通过第二级泵完成，其目的为了减小能耗。再冷凝工艺的缺点是增加了再冷凝器和第二级泵，流程比较复杂。相反直接压缩工艺的优势在于设备少，流程简单，但能耗较高。另一个值得注意的问题是直接压缩工艺要有冷源，即接收站要连续不断有ＬＮＧ汽化，对外输气。如果ＬＮＧ汽化中断，则由于压缩机出口压力较低，无法直接将ＢＯＧ送入外输管道，只能暂时送入火炬系统，造成浪费。一般工程上的再冷凝器操作压力取０．７～０．９ＭＰａ（Ｇ）。所有液体聚合后再由输出泵加压到外输气体所需的压力［这里为６ＭＰａ，一般为６．０～９．０ＭＰａ（Ｇ）］后，进入水淋式汽化器即传统的开架式蒸发器（ｏｐｅｎｒａｃｋｖａｐｏｕｒｉｓｅｒ，ＯＲＶ）中汽化。水淋汽化器在基本负荷下运行，浸没燃烧式汽化器（ｓｕｂｍｅｒｇｅｄｖａｐｏｕｒｉｓｅｒ，ＳＭＶ）作为备用设备，在水淋汽化器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行［７］。相比于ＳＭＶ，ＯＲＶ结构更紧凑，经济性更高，缺点是易受海水腐蚀，对海水要求高。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℃，实际经常控制在４～５℃，这也导致ＯＲＶ设备比较庞大，投资较高。汽化后的天然气经加臭、计量输往用户。由上所述，选择再冷凝工艺的ＢＯＧ处理方案，实验装置流程见图２。图中流程除了主要的ＬＮＧ汽化系统，还包含放空系统、液化系统和冷却水系统。在汽化系统中，用一个１０ｍ３的ＬＮＧ储罐Ｔ１表示实际１２×１０４ｍ３的储罐，蒸发率为０．０５％，蒸发气体（ＢＯＧ）处理采用再液化式处理方案。从储罐Ｔ１出来的蒸发气体（ＢＯＧ）温度约１１５Ｋ，压力０．２９×１０５Ｐａ，经过低温压缩机压缩到约７×１０５Ｐａ，温度约为２００Ｋ。储罐Ｔ１中的ＬＮＧ由潜液泵加压到相同７×１０５Ｐａ压力后，约５％分流进入再冷凝器冷却ＢＯＧ，使ＢＯＧ重新液化。理论上，再冷凝器的操作压力越低，ＬＮＧ第二级泵进口压力越小，节能效果越明显。但降低操作压力受到ＬＮＧ的过冷程度限制，过冷程度不能太小，否则影响操作。过程中，用一管壳换热器模拟实际的ＯＲＶ，热量由水系统提供。蒸发气压缩机采用低温往复式压缩机，可通过逐级调节来实现流量控制，其压缩能力（０—５０％—７５％—１００％）通过储罐的压力来调节，但压缩机的最大流量受再·７９·　增刊　　张小斌等：液化天然气接收终端小型实验装置流程设计vaporizerLNGexperimentalsetu