王國(guó)強(qiáng)，明學(xué)江，宋濤

LNG接收站工藝流程案例分析

王國(guó)強(qiáng)1，明學(xué)江2，宋濤1

（1. 必維（天津）安全技術(shù)有限公司， 天津 300202； 2. 中海石油環(huán)保服務(wù)(天津)有限公司， 天津 300452）

以某LNG接收站為例，對(duì)其主工藝流程進(jìn)行了闡述，從工藝角度詳述卸船單元、LNG存儲(chǔ)單元、BOG處理單元、輸送及氣化單元、NG外輸及計(jì)量單元、槽車(chē)裝車(chē)單元、火炬與燃料氣單元等主工藝單元，同時(shí)簡(jiǎn)要說(shuō)明涉及的關(guān)鍵設(shè)備特性。

LNG接收站；工藝流程； 關(guān)鍵設(shè)備

1 概述

本文以位于某開(kāi)發(fā)區(qū)西側(cè)海域的某LNG接收站位為例，對(duì)LNG收站工藝流程予以闡述并就涉及的關(guān)鍵設(shè)備特性進(jìn)行了介紹說(shuō)明。接收站概況：設(shè)計(jì)氣化量為200萬(wàn)t/a，2座單罐容積為16×104m3的LNG儲(chǔ)罐，一個(gè)26.7×104m3LNG船泊位及相應(yīng)配套設(shè)施的專(zhuān)用碼頭。接收站主要組成和內(nèi)容見(jiàn)表1。

表1 碼頭及接收站主要組成和規(guī)模

2 LNG站接收工藝

2.1 工藝技術(shù)方案

2.1.1 蒸發(fā)氣（BOG）處理方式

天然氣的再處理可以分為直接輸出和再冷凝兩種1，本項(xiàng)目結(jié)合下游用戶(hù)用氣壓力需求等因素，采用再冷凝工藝。

2.1.2 卸船工藝

采用“三個(gè)單根”的設(shè)計(jì)，即單根液相總管（100%能力）、單根氣相平衡總管線(xiàn)、單根LNG循環(huán)管線(xiàn)。在非卸船作業(yè)時(shí)，利用LNG循環(huán)管線(xiàn)小流量循環(huán)的方式來(lái)使卸船總管處于冷備用狀態(tài)。

2.1.3 LNG儲(chǔ)罐

采用地面全容式混凝土頂LNG儲(chǔ)罐（FCCR）。在卸船作業(yè)期間，F(xiàn)CCR內(nèi)蒸發(fā)氣通過(guò)自身壓力即可直接返回LNG運(yùn)輸船，可省卻返回氣風(fēng)機(jī)加壓。

2.1.4 氣化器

氣化器分中間介質(zhì)、開(kāi)架式和浸沒(méi)燃燒等3種方式2，本項(xiàng)目綜合項(xiàng)考慮所處環(huán)境溫度、海水條件等，選用海水開(kāi)架式氣化器（ORV）。

2.2 主要工藝流程

LNG接收站工藝單元主要包括：卸船單元、LNG存儲(chǔ)單元、BOG處理單元、輸送及氣化單元、NG外輸及計(jì)量單元、槽車(chē)裝車(chē)單元、火炬與燃料氣單元等。

圖1 接收站再冷凝工藝流程框圖

2.2.1 LNG卸船

LNG卸船碼頭上設(shè)有3臺(tái)直徑為20″的卸料臂和1臺(tái)直徑為20″的氣體返回臂。

LNG運(yùn)輸船在拖輪協(xié)作靠岸停泊后，通過(guò)快速接頭與卸料臂連接，LNG經(jīng)運(yùn)輸船專(zhuān)用輸送泵、卸料臂、液體支管，在卸料總管匯集后進(jìn)入FCCR儲(chǔ)罐。在卸船期間，LNG儲(chǔ)罐的最大操作壓力維持在25 kPaG，以保證儲(chǔ)罐蒸發(fā)氣不用加壓可直接返回到運(yùn)輸船中（船上LNG的最大飽和蒸氣壓通常為118 kPaA），確保卸船作業(yè)的正常進(jìn)行。

碼頭設(shè)1臺(tái)LNG收集罐，接收卸船結(jié)束后從各卸料液體支管中排除的LNG，自然氣化后返回至蒸發(fā)氣總管，再次進(jìn)入工藝系統(tǒng)。

2.2.2 LNG存儲(chǔ)單元

采用2座16萬(wàn)m3全容儲(chǔ)罐，總?cè)莘e32萬(wàn)方。卸船時(shí)LNG從儲(chǔ)罐的上部（或內(nèi)部插入）管口直接進(jìn)入儲(chǔ)罐。儲(chǔ)罐通過(guò)設(shè)置的自動(dòng)高低液位保護(hù)裝置去停止進(jìn)料或罐內(nèi)低壓泵。

儲(chǔ)罐壓力保護(hù)通過(guò)兩級(jí)超壓保護(hù)的表壓控制來(lái)實(shí)現(xiàn)。設(shè)定0.026 MPa·G和0.029 MPa·G為兩級(jí)超壓保護(hù)的閾值，達(dá)到一級(jí)超壓閾值時(shí)，控制閥開(kāi)，超壓氣體排入火炬系統(tǒng)；達(dá)到二級(jí)超壓閾值時(shí)，壓力安全閥開(kāi)，超壓氣體直排大氣。

LNG儲(chǔ)罐的絕對(duì)壓力通過(guò)BOG壓縮機(jī)壓縮回收儲(chǔ)罐的蒸發(fā)氣體控制。

罐內(nèi)低壓泵將LNG從儲(chǔ)罐內(nèi)抽出并送到下游裝置。每臺(tái)儲(chǔ)罐安裝2臺(tái)低壓泵，單臺(tái)低壓輸送泵的能力為380 m3/h。在每臺(tái)低壓泵的出口管線(xiàn)上均安裝最小流量控制閥，以保護(hù)低壓泵，同時(shí)可用該最小流量管線(xiàn)混合罐內(nèi)LNG，防止分層現(xiàn)象的出現(xiàn)。

2.2.3 蒸發(fā)氣處理單元

蒸發(fā)氣壓縮處理：通過(guò)2臺(tái)低溫往復(fù)式壓縮機(jī)調(diào)節(jié)蒸發(fā)氣，實(shí)現(xiàn)流量控制。如儲(chǔ)罐和蒸發(fā)氣總管的壓力升高，壓力控制閥將超出部分蒸發(fā)氣排到火炬。

再冷凝器：本LNG接收站經(jīng)計(jì)算后僅設(shè)1臺(tái)再冷凝器，可實(shí)現(xiàn)對(duì)加壓后的BOG與送出的LNG混合后冷凝為液體同時(shí)作為入口緩沖容器保護(hù)LNG高壓輸送泵。

2.2.4 輸送及氣化單元

（1） LNG高壓輸送泵。本項(xiàng)目安裝3臺(tái)（2開(kāi)1備）LNG高壓輸送泵, 單臺(tái)高壓輸送泵的能力為365 m3/h，根據(jù)外輸氣量的要求控制LNG高壓輸送泵啟停臺(tái)數(shù)。來(lái)自再冷凝器的LNG經(jīng)高壓輸送泵加壓后進(jìn)入總管再輸送到氣化器進(jìn)行氣化。

為保護(hù)高壓輸送泵，在氣出口管上設(shè)有最小流量回流管線(xiàn)。

（2）氣化器。本項(xiàng)目設(shè)置3臺(tái)海水開(kāi)架式氣化器，單臺(tái)能力為157.5 t/h，氣化器的操作臺(tái)數(shù)根據(jù)外輸氣量的要求來(lái)確定，高峰輸出時(shí)開(kāi)2臺(tái)，備用1臺(tái)。在氣化器的入口LNG管線(xiàn)上設(shè)有流量調(diào)節(jié)閥，用以控制氣化器出口氣體的溫度，最低為0 ℃。同樣氣化器的海水管線(xiàn)上設(shè)置海水流量調(diào)節(jié)閥，根據(jù)氣化熱負(fù)荷和海水溫降來(lái)控制海水流量，一般限制海水溫降在5 ℃內(nèi)。

（3）海水系統(tǒng)。海水取水采用開(kāi)放式取水方式，海水直接進(jìn)入取水構(gòu)筑物，通過(guò)閘門(mén)、清污機(jī)和旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)后進(jìn)入取水池。采用海水立式泵抽取海水，水量為11 540 m3/h，海水泵共3臺(tái)，其中1臺(tái)備用。

取到的海水用2根直徑為1 600 mm的玻璃鋼管道輸送至開(kāi)架式氣化器，供加熱LNG之用。

工藝海水和消防海水合建海水取水口，水泵布置在泵房?jī)?nèi)。

海水系統(tǒng)清污機(jī)采用耐海水不銹鋼材質(zhì)，共4臺(tái)，=12 m，=2.5 m，柵條凈距為60 mm，柵條厚度為10 mm。旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)采用耐海水不銹鋼材質(zhì)，共四臺(tái)，=12 m，=2.5 m，網(wǎng)眼尺寸為10 mm×10 mm，網(wǎng)絲直徑2 mm。同時(shí)配備有電解制氯設(shè)備一套，采用電解海水的方式來(lái)生產(chǎn)NaClO，用于海水加氯，以防海生物滋生，影響海水系統(tǒng)的正常運(yùn)行。

2.2.5 NG外輸及計(jì)量單元

氣化后的天然氣通過(guò)1條輸氣干線(xiàn)輸入地方天然氣主干管網(wǎng)。

在輸氣管線(xiàn)首站的上游天然氣總管上設(shè)有一套壓力保護(hù)系統(tǒng)，以防輸氣管線(xiàn)超壓。

輸氣干線(xiàn)的天然氣壓力為7.2 MPa（G）。輸出總管上設(shè)有壓力-流量控制系統(tǒng)，輸出量的變化將通過(guò)DCS系統(tǒng)進(jìn)行控制。接收站天然氣外輸量是由設(shè)在接收站內(nèi)的輸氣管線(xiàn)首站設(shè)置的滿(mǎn)足貿(mào)易計(jì)量要求的燃?xì)庥?jì)量設(shè)施來(lái)計(jì)量。

2.2.6 槽車(chē)裝車(chē)單元

低壓輸送泵將LNG從儲(chǔ)罐直接輸送到LNG槽車(chē)裝車(chē)站。裝車(chē)站設(shè)有就地控制盤(pán)以監(jiān)控裝車(chē)作業(yè)。設(shè)置5個(gè)汽車(chē)裝車(chē)位，滿(mǎn)足5臺(tái)槽車(chē)同時(shí)以60 m3/h的速度裝車(chē)。在每個(gè)裝車(chē)位設(shè)有液體裝料臂和氣體返回臂。

2.2.7 火炬及燃料氣單元

火炬系統(tǒng)接收蒸發(fā)氣總管超壓排放的氣體。

燃料氣系統(tǒng)用于向火炬點(diǎn)火裝置提供燃料氣。

燃料氣來(lái)自高壓外輸氣減壓后的氣體，其壓力從（6.15～7.6 MPaG）減到約0.5 MPa(g)。因壓力降低導(dǎo)致燃料氣溫度下降到約-60 ℃。為給低溫燃料氣升溫，設(shè)有2臺(tái)相同能力的空氣加熱器，其中1臺(tái)用于加熱，另1臺(tái)除霜用。

3 結(jié)束語(yǔ)

LNG接收站工藝流程較短，復(fù)雜程度較低，但在設(shè)計(jì)、建設(shè)和運(yùn)營(yíng)過(guò)程中仍存在技術(shù)瓶頸待突破；總之，須繼續(xù)加強(qiáng)對(duì)LNG工藝全流程的深入分析，突破瓶頸，提升整體水平，進(jìn)一步促進(jìn)LNG接收站長(zhǎng)期健康穩(wěn)定運(yùn)行。

［1］鄭亞文. LNG接收站工藝流程淺析[J]. 中國(guó)石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量, 2019, 39 (02): 257-258．

［2］張挺. 液化天然氣接收站的工藝流程[J] .化工管理，2018 (20) : 123-124．

［3］張奕, 吳斌, 艾紹平. 液化天然氣接收站的工藝流程[J]. 重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版), 2012, 14 (01): 104-105+114.

Case Analysis of LNG Terminal Process Flow

1,2,1

（1. Bureau Veritas (Tianjin)Safety Technology Co., Ltd., Tianjin 300202, China;2.CNOOC (Tianjin) Environmental Protection Service Co., Ltd., Tianjin 300452, China）

Taking a LNG terminal as an example, its main process flow was expounded. From the perspective of process, main process units were introduced, such as unloading, LNG storage, BOG treatment, transportation and gasification, natural gas export and metering, tank car loading, flare and fuel gas.At last, the characteristics of the key equipment were briefly described.

LNG terminal; Process flow; Key equipment

2020-04-07

王國(guó)強(qiáng)（1986-），男，助理工程師，山東省濰坊市人，2009年畢業(yè)于內(nèi)蒙古科技大學(xué)化學(xué)工程與工藝專(zhuān)業(yè)，主要從事工藝安全、化工工藝設(shè)計(jì)審查、工藝技術(shù)咨詢(xún)等工作。

TE 64

A

1004-0935（2020）05-0532-03