LNG接收站冷能供應(yīng)方案研究及思考

1、LNG接受站冷能供應(yīng)方案研究及思考傅皓;劉利;李賽【摘要】針關(guān)于某LNG接受站冷能供應(yīng)與冷能需求之間的不匹配問題介紹問題生的原因并且提出5種解決方案最后關(guān)于其產(chǎn)生的根源提出建議.化工設(shè)計2011(021)003【總頁數(shù)】5 頁(P10-14)【關(guān)鍵詞】LNG; 冷能利用;冷能供應(yīng)【作 者】傅皓;劉利;李賽【作者單位】,610041都,610041,610065【正文語種】中 文某液化天然氣(LNG)200920107由于下游用戶用氣量還未達產(chǎn)故接受站天然氣高壓外輸只能采用間斷運行方式冷能利用項目需要接受站24h 連續(xù)供應(yīng)LNG冷能。分廠供應(yīng)冷能成為本次方案研究的目的。接受站組成某LNG接受站一

2、期項目建設(shè)有一座100kt級LNG專用碼頭并且安裝3臺LNG卸料臂和1臺氣體返回臂、2座單罐容積1.6105m3 的低溫全容罐、6臺罐內(nèi)LNG 低壓泵、4臺LNG高壓泵、4臺用海水加熱的LNG開架式氣化器(ORV),2臺用處理蒸發(fā)氣(BOG)的低壓壓縮機和1臺BOG再冷凝器、1臺高架火炬、4個LNG 槽車裝車站和公用工程系統(tǒng)等。高壓外輸接受站LNG高壓外輸需用的輸送設(shè)備主要為罐內(nèi)泵、高壓泵、開架式氣化器。要參數(shù)見表1。目前由于下游用戶用氣量尚處于漸增期城市用氣量偏小燃?xì)怆姀S用氣量不穩(wěn)定接受站LNG高壓外輸采用間斷運行方式。BOGBOG處理系統(tǒng)功能是將BOG壓縮后進再冷凝器冷凝并且外輸予以回收。

3、在再冷器中,LNG 與BOG按質(zhì)量比9:1進行熱交換使BOG冷凝為LNG后外輸。BOG本項目初期由于城市用氣量較小,電廠調(diào)試期內(nèi)不能連續(xù)發(fā)電,致使接受站外 LNG量不能滿足再冷凝回收BOG的要求造成LNG儲罐超壓而不得不排往火炬造成源浪費為此項目公司新建一套BOG回收高壓壓縮機組將BOG直接經(jīng)二段壓縮機加壓到輸氣管線外輸壓力后進輸氣管線回收。2.2.1輸氣干線輸氣干線全長約360km,管徑尺寸訣別為N400、N700、N800等三類全線標(biāo)況下管容約9104m3。管線設(shè)計操作壓力為7.3MPa,輸氣干線儲氣調(diào)峰范圍MPa。燃?xì)怆姀S項目依照LNG一期項目總體安排計劃新建燃?xì)怆姀S3座至2009 年逐

4、步投入商業(yè)運,其單臺LNG均耗氣量約50t/h。機組每日運行狀況如啟機階段0800;運行階段08002100;停機階段21000500。城市用氣40%11001400 18002000。冷能利用空分該項目是我國第一個LNG冷能空分項目利用LNG冷能進行空氣液化分離生液氧、液氮、液氬。冷能利用流程為:LNG 罐內(nèi)低壓泵輸出的LNG經(jīng)高壓泵加壓后大部分送到開架式氣化器(ORV)中經(jīng)海水加熱氣化后的天然氣經(jīng)首站和輸氣管線輸送給下游用戶另一部分經(jīng)過8管線送空分廠進行冷能利換熱后LNG氣化的天然氣返回到接受站高壓天然氣輸氣管線輸送給下游用戶。LNG5070t/h141和時間為 24h 連續(xù)供應(yīng)。LNG高

5、壓泵設(shè)計流量排出壓力8MPa,根據(jù)該項目的實際操作經(jīng)驗當(dāng)泵的流量低于160t/h時就會出現(xiàn)鮮明的震動和噪出現(xiàn)氣蝕長期操作關(guān)于泵危害較大因此操作中泵的最小運行流量控制在不低于而空分廠的LNG冷能供應(yīng)流量僅需要5070 天然氣主要用戶燃?xì)怆姀S又是處于間斷運行狀態(tài)如何在燃?xì)怆姀S停運期間給空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接受站的安全運行是本方案究的重點。安裝LNG冷能供應(yīng)小流量低壓泵和高壓泵依照空分廠的LNG冷能需求量(5070 要求在現(xiàn)有高壓泵旁增加1臺流量4080t/h的高壓泵供應(yīng)LNG,同時在LNG儲罐內(nèi)安裝1臺關(guān)于應(yīng)流量的低壓泵專供空分廠冷能。分析此方案最大的問題是新增的LNG專用高、低壓泵供

6、貨周期需要15個月加上設(shè)計和施工安裝調(diào)試時間周期需要2年且要新增設(shè)施費用依照該項目公司與上游資方合同,2年后已達產(chǎn)2600kt/a,且下游城市燃?xì)饧叭細(xì)怆姀S日用氣量每天已不少7123t,接受站也不需要間斷運已可以至少開1臺高壓泵運行就能滿足24h 冷能供應(yīng)條件。評判據(jù)此,該方案無意義。LNG 泵增加變頻調(diào)速器考慮在高壓泵上安裝變頻調(diào)速器經(jīng)過變頻實現(xiàn)使高壓泵連續(xù)輸出低流量LNG的的。分析LNG流量和揚程的關(guān)于應(yīng)關(guān)系進行分析。LNG高壓泵額定揚程1800m, 額定流量195 t/ h電機額定功率1641kW、轉(zhuǎn) 2976rpm。采用下面的比例定律作為此次計算的依據(jù)。當(dāng)電機轉(zhuǎn)速 n 變化時,流量 Q

7、,揚程 H 的變化公式:根據(jù)式50t/h1.5 MPa(G),5.0MPa(G)入輸氣干線。評判由于計算結(jié)果不能同時滿足LNG輸送量和輸出壓力的要求因此該方案不能使用。接受站LNG回流采用啟動高壓泵外輸LNG的方式來滿足空分廠冷能供應(yīng)。但是由于高壓泵允許的最小流量遠大于冷能需要(5070 ,此考慮將多余的LNG流量回流到LNG儲罐。此方案存在的問題在沒有外輸天然氣的情況下接受站管道保冷循環(huán)、高壓返回將 產(chǎn)生大量的BOG,導(dǎo)致LNG儲罐壓力上升為保證儲罐等設(shè)備安全運行不得不排放 到火炬從而造成經(jīng)濟損失是否能將這些 BOG處理回收是該方案是否可行的重點3.3.1分析LNG 冷能供應(yīng)流量 50t/h

8、LNG 冷能供應(yīng)流量 50t/h LNG11160t/h110t/h 的量最終回流到LNGBOG 量計算見表 2在3、4號罐建成投用雖然LNG儲罐氣相空間增大但其本身要產(chǎn)生3.0t/hBOG量關(guān)于緩沖時間的影響不大。如果在電廠停機期間接卸LNG船產(chǎn)生的BOG量要大得多不能被回收處理而能排放到火炬因此在電廠停機期間不能卸船。LNG 氣化的天然氣和 BOG 回收高壓壓縮機組送出的天然氣一起送往輸氣管線,總量約 59t/h,24h1416t, 616t運行費用估算。低壓泵高壓泵低壓BOG壓縮機及BOG回收高壓壓縮機的耗核計為4859kW。按本套系統(tǒng)僅在低谷時段運行計算,則總電耗費用為:折合LNG冷能

9、輸送成本為28元3.3.2評判采用此方案接受站同時啟動BOG處理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機組由于BOG 產(chǎn)生量大于BOG處理能力如果電廠停機超過20h 時要么中斷接受站給空分廠的冷能供應(yīng)要么為保證冷能供應(yīng)而將多余的BOG排往火炬同時該方案運行費用高因此該方案只能在電廠因故短期不能運行時的應(yīng)急使用。燃?xì)怆姀S增加用氣量63.4.1分析根據(jù)設(shè)計原則接受站和輸氣管線系統(tǒng)共通承擔(dān)沿線電廠和城市門站的調(diào)峰接受站將根據(jù)外輸氣量的要求控制LNG高壓輸送泵啟停臺數(shù)輸氣干線則利用管網(wǎng)壓力動進行儲氣調(diào)峰。輸氣干線儲氣調(diào)峰在 。輸氣管線一期全線標(biāo)況下管容約9104m3, 儲氣調(diào)峰能力為1.8106m3,折合LNG量1

10、250t廠停運期間城市燃?xì)庥昧恳埠苄　?60 t/h(50 t/h LNG氣化天然氣送管網(wǎng),110 :1250 t/160 8h5.0MPa 上升到操作上限 7.0MPa,LNG 冷能。160t/h24h3840 8h16h 內(nèi)電廠和城市燃?xì)庥脷饬勘匦柘?4h3840 t800 3040 t50t/h:3040/(5016)=3.83.4.2評判根據(jù)以上分析在不改變現(xiàn)有接受站設(shè)備配置的情況下要保證接受站向空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接受站的安全運行必需保證燃?xì)怆姀S每天有4臺機組滿荷運行16h。選方案。電廠兩臺機組運+接受站LNG回流接合3.2節(jié)和3.4節(jié)的方考慮采用“電廠機組運行+接受

11、站LNG回流”的方案以期實現(xiàn)可較長時間內(nèi)向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能的目的。分析該項目所在地在每年汛期、降水量大造成水電面臨棄水時,以及國慶、春節(jié)等長假用電負(fù)荷較小期間只能保證兩臺機組高負(fù)荷(80% 負(fù)荷)運行 18h,現(xiàn)就這種工況下接受站的運行進行研究。160 t/ h(50 t/h LNG送空分廠冷能利用后氣化天然氣送管網(wǎng),110 網(wǎng)天然氣全部送往輸氣管線儲存管線儲氣時間為即在8h內(nèi)管網(wǎng)壓力將從5.0MPa上升到操作上限7.0 MPa,此時電廠必需啟否則管網(wǎng)將超壓或接受站輸停滯不能向空分廠供應(yīng)LNG冷能。電廠兩臺機組高負(fù)荷(80% 負(fù)荷/h)運行 16h,用氣量為:以城市每天用氣量 800 t 計

12、,電廠和城市用氣量每天核計:考慮接受站以恒定流量供氣最便于操作,則供氣量為:接受站LNG高壓泵最小流量其余73t/hLNG將回流進入儲罐閃蒸產(chǎn)BOG,BOG采用3.3節(jié)的方式進行處理其BOG量計算匯總見表3。分析表明如果兩臺發(fā)電機組每天高負(fù)荷(80% 負(fù)荷運行16h,接受站啟動BOG理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機組,BOG 產(chǎn)生量與BOG處理回收量基本平衡可以達到儲罐的壓力穩(wěn)定此方案可以在較長時間運行。同樣采用本方案時不能卸船因為接卸LNG船時產(chǎn)生的BOG量要大得多不能被收處理而只能排放到火炬。3.3耗費用為:折合成LNG冷能輸送成本為28元3.5.2評判在每年汛期降水量大造成水電面臨棄水時以及

13、國慶、春節(jié)等長假用電負(fù)荷較小期間電網(wǎng)至少應(yīng)保證每天兩臺機組高負(fù)荷(80% 負(fù)荷運行16h,接受站采用LNG部 分 回流方式同時啟動BOG處理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機組接受站的BOG產(chǎn)生量與處理量基本平衡可以在較長時間內(nèi)運行并且且向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能但同樣存在運行費用高的問題只宜短期采用。與該項目所遇到的問題一樣至今為止在世界范圍內(nèi)LNG冷能沒有實現(xiàn)大規(guī)模綜合利用的主要技術(shù)上癥結(jié)之一就是LNG氣化操作和下游用戶關(guān)于冷能的利用在時的不同步。據(jù)此,筆者提出以下建議:將冷能利用納入項目計劃LNG 接受站協(xié)同設(shè)計。設(shè)計中應(yīng)充分考慮初期用戶用量不足的工況。LNG 冷能和構(gòu)建相關(guān)產(chǎn)業(yè)將十分困難。LNGLN

14、G 冷能的利用放在重要的位置統(tǒng)籌解決冷能利用運行費用增加。增加投資費用。如可在冷量供應(yīng)和冷量利用設(shè)備之間裝備一種可以蓄積和儲存冷能的裝置白天LNG冷量充裕的時候相變物質(zhì)吸收冷量而凝固達到蓄冷的作用夜間LNG冷量供應(yīng)不足時相變物質(zhì)此時開始進行熔解釋放冷量供給冷量利用設(shè)備以此達到平穩(wěn)持續(xù)供冷的目的。相變物質(zhì)的選擇是LNG蓄冷裝置的關(guān)鍵當(dāng)前此類技術(shù)尚處于實驗研究階段。3.3能短期應(yīng)急使用。3.4416h4.1重視低高壓泵的最小正常運行負(fù)荷點由上述方案可以看出高壓泵只能在160t/h以上流量范圍內(nèi)正常運行徜若高壓泵也能在較低流量范圍內(nèi)正常運行那么就相當(dāng)于安裝了1臺低流量的泵使回流量相應(yīng)的能耗和BOG的浪費也會降低。30%(160t/h調(diào)廠家、設(shè)計單位和施工單位來共通研究及提出調(diào)整意見?！鞠嚓P(guān)文獻】華賁大型LNG接受站冷能的綜合利用.然氣工業(yè),2008(3):10-15.華賁熊永強等中國LNG冷能利用的進展和展望.然氣工業(yè),2009(5):107-111.LNG 冷能利用技術(shù)及經(jīng)濟分析,2004(7):122-12