傅 皓 劉 利 中國成達工程有限公司 成都 610041

李 賽 四川大學(xué)化工學(xué)院 成都 610065

LNG接收站冷能供應(yīng)方案研究及思考

傅 皓＊劉 利 中國成達工程有限公司 成都 610041

李 賽 四川大學(xué)化工學(xué)院 成都 610065

針對某LNG接收站冷能供應(yīng)與冷能需求之間的不匹配問題,介紹問題發(fā)生的原因,并提出5種解決方案,最后對其產(chǎn)生的根源提出建議。

LNG 冷能利用 冷能供應(yīng)

1 項目介紹

某液化天然氣(LNG)站線項目已于2009年投入商業(yè)運營,其冷能利用空分項目計劃于2010年7月開始試生產(chǎn)運行,但是目前冷能供需之間存在不匹配問題:

(1)由于下游用戶用氣量還未達產(chǎn),故接收站天然氣高壓外輸只能采用間斷運行方式。

(2)冷能利用項目需要接收站24h連續(xù)供應(yīng)LNG冷能。

由于二者運行方式的不匹配導(dǎo)致空分廠不能正常運行,因此怎樣連續(xù)、經(jīng)濟地為空分廠供應(yīng)冷能成為本次方案研究的目的。

2 冷能利用項目的主要工藝參數(shù)

2.1 接收站組成

某LNG接收站一期項目建設(shè)有一座100kt級LNG專用碼頭并安裝3臺LNG卸料臂和1臺氣體返回臂、2座單罐容積1.6×105m3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臺用于處理蒸發(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。

2.1.1 高壓外輸

接收站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。主要參數(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,燃氣電廠用氣量不穩(wěn)定,故接收站LNG高壓外輸采用間斷運行方式。

表1 接收站外輸主要設(shè)備參數(shù)

2.1.2 BOG處理系統(tǒng)

BOG處理系統(tǒng)功能是將BOG壓縮后進再冷凝器冷凝并外輸予以回收。在再冷凝器中,LNG與BOG按質(zhì)量比9:1進行熱交換,使BOG冷凝為LNG后外輸。

2.1.3 BOG回收高壓壓縮機組

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,致使接收站外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,造成資源浪費,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 輸氣干線及下游用戶

2.2.1 輸氣干線

輸氣干線全長約360km,管徑尺寸分別為DN400、DN700、DN800等三類,全線標況下管容約9×104m3。管線設(shè)計操作壓力為7.3MPa,輸氣干線儲氣調(diào)峰范圍在5.0～7.0 MPa。

2.2.2 燃氣電廠項目

按照LNG一期項目總體安排,規(guī)劃新建燃氣電廠3座,至2009年逐步投入商業(yè)運轉(zhuǎn),其單臺LNG均耗氣量約50t/h。機組每日運行狀況如下:啟機階段05∶00～08∶00;運行階段08∶00～21∶00;停機階段21∶00～05∶00。

但是,根據(jù)接收站方最新的了解,目前實際的情況是燃氣電廠用氣極不均勻且沒有規(guī)律性。由于電廠是天然氣的主要用戶,這給接收站的運行帶來極大的困難。

2.2.3 城市用氣

城市燃氣供應(yīng)市場包括城市民用、公建用和工業(yè)燃氣。由于該省城市燃氣尚處于開發(fā)初期,目前在不受節(jié)假日和用氣低谷的影響下,全線平均供氣量約800t/d,不到一期規(guī)劃用氣量(781.8kt/a)的40%。每日主要高峰用氣時間段為11∶00～14∶00和18∶00～20∶00。

由于城市管網(wǎng)及儲氣設(shè)施尚未完全建成投用,所以目前基本上輸氣管線是以城市門站的實時需求供氣,也即承擔(dān)了城市用氣時的調(diào)峰。

2.3 冷能利用空分

(1)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,生產(chǎn)液氧、液氮、液氬。

(2)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;另一部分通過8″管線送空分廠進行冷能利用,換熱后LNG氣化的天然氣返回到接收站高壓天然氣輸氣管線輸送給下游用戶。

(3)LNG供應(yīng)界區(qū)條件:流量為50～70t/h、壓力為5.0～8.5MPa、溫度為不高于-141℃和時間為24h連續(xù)供應(yīng)。

3 解決方案研究

LNG高壓泵設(shè)計流量195t/h,排出壓力8MPa,根據(jù)該項目的實際操作經(jīng)驗,當泵的流量低于160t/h時,就會出現(xiàn)明顯的震動和噪音,出現(xiàn)氣蝕,長期操作對泵危害較大,因此操作中泵的最小運行流量控制在不低于160t/h,而空分廠的LNG冷能供應(yīng)流量僅需要50～70 t/h,天然氣主要用戶燃氣電廠又是處于間斷運行狀態(tài),如何在燃氣電廠停運期間給空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接收站的安全運行是本方案研究的重點。

3.1 安裝LNG冷能供應(yīng)小流量低壓泵和高壓泵

按照空分廠的LNG冷能需求量(50～70 t/h)要求,在現(xiàn)有高壓泵旁增加1臺流量為40～80t/h的高壓泵供應(yīng)LNG,同時在LNG儲罐內(nèi)安裝1臺對應(yīng)流量的低壓泵專供空分廠冷能。

3.1.1 分析

此方案最大的問題是新增的LNG專用高、低壓泵供貨周期需要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;按照該項目公司與上游資源方合同,2年后已達產(chǎn)2600kt/a,且下游城市燃氣及燃氣電廠日用氣量每天已不少于7123t,接收站也不需要間斷運行,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。

3.1.2 評價

據(jù)此,該方案無意義。

3.2 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,通過變頻實現(xiàn)使高壓泵連續(xù)輸出低流量LNG的目的。

3.2.1 分析

由于LNG泵采用潛液式介質(zhì)直接冷卻電機,散熱不需要風(fēng)扇,所以目前的高、低壓LNG泵是可以安裝變頻調(diào)速器的。但安裝變頻調(diào)速器后能否滿足工藝要求需要對流量和揚程的對應(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)速2976rpm。

采用下面的比例定律作為此次計算的依據(jù)。

當電機轉(zhuǎn)速n變化時,流量Q,揚程H的變化公式:

根據(jù)式(1)、式(2)進行計算,在保證流量50t/h的前提下,高壓泵出口壓力只能達到約1.5 MPa(G),遠低于輸氣干線5.0MPa(G)最低操作壓力,氣化后的天然氣無法進入輸氣干線。

3.2.2 評價

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。

3.3 接收站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(160t/h)遠大于冷能需要量(50～70 t/h),因此考慮將多余的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,接收站管道保冷循環(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

(1)以LNG冷能供應(yīng)流量50t/h分析,為滿足空分廠的LNG冷能供應(yīng)流量50t/h的要求而啟動高壓泵外輸LNG時,則1臺高壓泵和1臺低壓泵均以160t/h的流量運行,且有110t/h的量最終回流到LNG儲罐,此時產(chǎn)生的BOG量計算見表2。

表2 BO G量匯總

在3、4號罐建成投用后,雖然LNG儲罐氣相空間增大,但其本身要產(chǎn)生3.0t/h的BOG量,對緩沖時間的影響不大。

(2)如果在電廠停機期間接卸LNG船,產(chǎn)生的BOG量要大得多,不能被回收處理而只能排放到火炬,因此在電廠停機期間不能卸船。

(3)如果電廠停機時間較長,空分廠冷能利用后的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, 24h送出量為1416t,而城市燃氣用量每天只有800t,每天多余量616t將在輸氣管線內(nèi)儲存積聚,而管線儲氣調(diào)峰能力只有1250t,兩天內(nèi)管線壓力將達到操作高壓上限,接收站不得不停止外輸,終止對空分廠的冷能供應(yīng)。

(4)運行費用估算。低壓泵,高壓泵,低壓BOG壓縮機及BOG回收高壓壓縮機的電耗合計為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冷能輸送成本為28元/t。

3.3.2 評價

采用此方案,接收站同時啟動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,要么中斷接收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。

3.4 燃氣電廠增加用氣量

本方案主要研究在保證接收站安全正常操作的條件下,為滿足給空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能,增加燃氣電廠用氣量和運行時間,且燃氣電廠目前已有6臺機組具備發(fā)電條件。

3.4.1 分析

根據(jù)設(shè)計原則,接收站和輸氣管線系統(tǒng)共同承擔(dān)沿線電廠和城市門站的調(diào)峰,接收站將根據(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)壓力波動進行儲氣調(diào)峰。

輸氣干線儲氣調(diào)峰在5.0～7.0MPa。輸氣管線一期全線標況下管容約9×104m3,儲氣調(diào)峰能力為1.8×106m3,折合LNG量1250t

由于該省城市燃氣尚處于開發(fā)初期,輸氣管線供氣基本上是實時供氣,造成在夜間電廠停運期間城市燃氣用量也很小。

因此,接收站在電廠夜間停運期間送出的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 t/h送接收站開架式氣化器氣化成天然氣送管網(wǎng))天然氣全部送往輸氣管線儲存,管線儲氣時間為:1250 t/160 t/h=8h,即在8h內(nèi)管網(wǎng)壓力將從5.0MPa上升到操作上限7.0MPa,此時電廠必須啟動,否則管網(wǎng)將超壓或者接收站停止外輸,不能向空分廠供應(yīng)LNG冷能。

按接收站最小160t/h連續(xù)輸出天然氣計算, 24h總輸出量為3840 t,由于管線夜間8h儲氣期間基本沒有用氣,則在其余16h內(nèi)電廠和城市燃氣用氣量必須消化掉24h總輸出量3840 t才能保持每天的用氣平衡,由于城市燃氣用量增加緩慢只能達到800 t,其余3040 t必須要靠電廠消化掉。

按電廠每臺機組用氣50t/h計,需要電廠運行臺數(shù):3040/(50×16)=3.8臺。

3.4.2 評價

根據(jù)以上分析,在不改變現(xiàn)有接收站設(shè)備配置的情況下,要保證接收站向空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接收站的安全運行,必須保證燃氣電廠每天有4臺機組滿負荷運行16h。

該方案不需要新增設(shè)施,操作方便,不改變接收站正常運行模式,且運行費用最低,是首選方案。

3.5 電廠兩臺機組運行+接收站LNG回流

結(jié)合3.2節(jié)和3.4節(jié)的方案,考慮采用“電廠機組運行+接收站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。

3.5.1 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)等長假用電負荷較小期間只能保證兩臺機組高負荷(>80%負荷)運行18h,現(xiàn)就這種工況下接收站的運行進行研究。

由于目前輸氣管線向城市門站供氣基本上是實時供氣,在夜間電廠停運期間城市燃氣用氣量也很小,接收站在電廠夜間停運期間送出的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 t/h送接收站開架式氣化器氣化成天然氣送管網(wǎng))天然氣全部送往輸氣管線儲存,管線儲氣時間為8h,即在8h內(nèi)管網(wǎng)壓力將從5.0MPa上升到操作上限7.0 MPa,此時電廠必須啟動,否則管網(wǎng)將超壓或接收站外輸停止,不能向空分廠供應(yīng)LNG冷能。

電廠兩臺機組高負荷(>80%負荷/h)運行16h,用氣量為:

以城市每天用氣量800 t計,電廠和城市用氣量每天合計:

考慮接收站以恒定流量供氣最便于操作,則供氣量為:

接收站LNG高壓泵最小流量160t/h,其余73t/hLNG將回流進入儲罐閃蒸產(chǎn)生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)電機組每天高負荷(>80%負荷)運行16h,接收站啟動BOG處理系統(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,不能被回收處理而只能排放到火炬。

表3 BO G量匯總

從運行費用上考慮,基本與3.3節(jié)方案相同,系統(tǒng)僅按用電低谷時的電價考慮,其總電耗費用為:

折合成LNG冷能輸送成本為28元/t。

3.5.2 評價

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)等長假用電負荷較小期間,電網(wǎng)至少應(yīng)保證每天兩臺機組高負荷(>80%負荷)運行16h,接收站采用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,接收站的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。

4 建議

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對冷能的利用在時間的不同步。

時間不同步是由于接收站氣化負荷必須根據(jù)下游需求而變化,而冷能用戶對冷能負荷的需求則隨生產(chǎn)過程、市場需求而變化,兩者規(guī)律完全不同所產(chǎn)生的[1]。

據(jù)此,筆者提出以下建議:

4.1 將冷能利用納入項目規(guī)劃

新建接收站線項目時應(yīng)將冷能利用納入項目規(guī)劃,并與LNG接收站協(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。

以本項目為例,接收站線與冷能利用未統(tǒng)籌考慮,而是在站線設(shè)計完成后,才開始進行冷能利用的規(guī)劃與設(shè)計,因而受到冷量輸送等問題的限制,可見接收站建成后再想集成利用LNG冷能和構(gòu)建相關(guān)產(chǎn)業(yè)將十分困難。

因此,今后建設(shè)LNG接收站時,必須從一開始就把LNG冷能的利用放在重要的位置同時予以考慮,并充分考慮運轉(zhuǎn)初期用戶用量不足的工況,將接收站與下游各冷能利用項目在早期就同步規(guī)劃和同步建設(shè),使得冷能利用成為接收站設(shè)計下游用戶,成為氣化操作正常工藝的一部分。

4.2 統(tǒng)籌解決冷能利用

對未將接收站線與冷能利用裝置統(tǒng)籌規(guī)劃的已建項目,站線供給與冷能利用之間的不匹配問題已經(jīng)存在,則只能通過其它的一些方法進行解決,但大多會有投資費用或運行費用增加。

(1)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,當前此類技術(shù)尚處于實驗研究階段[4]。

(2)增加運行費用。采用本文3.3節(jié)中所述的方案,雖實現(xiàn)容易,但因為運行費用高,只能短期應(yīng)急使用。

(3)其它辦法。采用本文中3.4節(jié)所述的方案,電網(wǎng)保證燃氣電廠每天4臺機組滿負荷運行16h,就可解決向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能的問題,該方案不需要新增設(shè)施,不改變接收站正常運行模式,運行費用也最低,其實質(zhì)就是4.1節(jié)建議中的統(tǒng)籌規(guī)劃,只是時間從建設(shè)前挪到了運行后,但受產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)不同部門的行政分割與利益驅(qū)動影響,協(xié)調(diào)可行性差,故很難實現(xiàn)。

4.3 重視低/高壓泵的最小正常運行負荷點

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,那么就相當于安裝了1臺低流量的泵,使回流量減小,相應(yīng)的能耗和BOG的浪費也會降低。

在該項目建設(shè)實際采購過程中,廠家返回的泵測試報告顯示泵的最低正常運行流量約為正常流量的30%(約60t/h),這與行業(yè)的經(jīng)驗值是一致的,但是在運行過程中就必須在160t/h下才能正常操作,實際最低正常運行流量上升,使得外輸?shù)牟僮鲝椥韵陆怠?/p>

由此可見,廠家所提出的參數(shù)與實際運行結(jié)果并不一定一致,這可能是多個因素影響的結(jié)果,如泵的現(xiàn)場安裝、相關(guān)的配管,以及上游工藝設(shè)備的運行情況。這一問題應(yīng)引起后來項目的關(guān)注,必須對該最小正常運行負荷點的意義引起足夠重視,并積極協(xié)調(diào)廠家、設(shè)計單位和施工單位來共同研究及提出調(diào)整意見。

1 華 賁.大型LNG接收站冷能的綜合利用[J].天然氣工業(yè),2008(3):10-15.

2 華 賁,熊永強等.中國LNG冷能利用的進展和展望[J].天然氣工業(yè),2009(5):107-111.

3 王 坤,顧安忠等.LNG冷能利用技術(shù)及經(jīng)濟分析[J].天然氣工業(yè),2004(7):122-125.

4 張 濤等.LNG冷能的應(yīng)用[J].上海煤氣,2010(2): 38-40.

Based on the mis match problems between the cold energy supply demand in a LNG terminal,introduce the causes of the problem and for ward 5 solutions and the suggestion for the roots of the problems.

Study and Consideration on Cold Energy Supply Scheme in LNG Term inal

Fu Hao,et al
(China Chengda Engineering Co.,Ltd.,Chengdu610041)

LNG cold energy utilization cold energy supply

＊傅 皓:工程師。2003年7月畢業(yè)于四川大學(xué)生物醫(yī)學(xué)工程專業(yè)獲碩士學(xué)位。現(xiàn)主要從事LNG及高分子類產(chǎn)品的工藝設(shè)計。聯(lián)系電話:(028)65530373。

2010-12-29)