液化天然气储存及应用技术
编号：SM-ZD-86549
液化天然气储存及应用技
术
Organize enterprise safety management planning, guidance, inspection and decision-making, ensure the safety status, and unify the overall plan objectives
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液化天然气储存及应用技术
简介：该安全管理资料适用于安全管理工作中组织实施企业安全管理规划、指导、检查
和决策等事项，保证生产中的人、物、环境因素处于最佳安全状态，从而使整体计划目
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1、前言
天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产量和消费量呈持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展看，加快天然气的开发利用，对改善能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，具有十分重要的战略意义。
国际上液化天然气(LNG)的生产和应用已有久远的历史。LNG贸易是天然气国际贸易的一个重要方面。近10年来LNG产量以年20％速度增长。LNG工业将是未来天然气工业重要组成部分。我国尚处于起步阶段，国家最近批准在珠海建设进口LNG接收站。中原油田正筹建一座日处理15万m3天然气的液化工厂。LNG在我国的应用必将开始一个新的阶段。
2、液化天然气的制取与输送
LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经
过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的l／620。
天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。
LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。
由于天然气液化后，体积缩小620倍，因此便于经济可靠的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在3000km左右运距最为经济，超过3500km 后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更好的经济性。
LNG对调剂世界天然气供应起着巨大的作用，可以解决一个国家能源的短缺，使没有气源的国家和气源衰竭的国家
供气得到保证，对有气源的国家则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值。
LNG作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。例如：它选址不受地理位置、地质结构、距离远近、容量大小等限制，而且占地少、造价低、工期短、维修方便。在没有气田、盐穴水层的城市，难以建地下储气库，而需要设置LNG调峰。这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG调峰。我国也正在引进这项技术。
液化天然气蕴藏着大量的低温能量，在1个大气压下，到常温气态大约可放出879KJ／kg的能量，利用其冷能可以进行冷能发电、空气分离、超低温冷库、制造干冰、冷冻食品等。
由于LNG工厂在预处理时已脱除了气体的杂质，因此LNG作为燃料燃烧时所排放的烟气中S02及NOx含量很少。因此被称为清洁能源，广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气，减少了大气污染，有利于经济与环境的协调发展。
3、LNG接收站的工艺系统
LNG通常由专用运输船从生产地输出终端运到目的地接收站，经再气化后外输至用户。目前，已形成了包括LNG 生产、储存、运输、接收、再气化及冷量利用等完整的产、运、销LNG工业体。
3．1 LNG接收站工艺漉程
LNG接收站一般由接收港和站场两部分组成，其工艺方案可分为直接输出式和再冷凝式两种，主要区别在于根据终端用户压力要求不同，在流程中是否设有再冷凝器等设备。后者的工艺流程见图l。
图1 LNG接收站工艺流程
由图l可知，LNG接收站一般由LNG卸船、储存、再气化／外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬／放空6部分工艺系统(有的终端还有冷量利用系统)组成。为了能够平稳、安全的运转，必须要有高度可靠的控制系统。
3.1.1 LNG卸船系统
LNG运输船靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG 输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵
(潜液泵)将LNG输送到终端的储罐内。随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维持其值一定，将岸上储罐内一部分因冷损气化产生的蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。
LNG卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担50％的输送量。当一根终管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期问，双母管可使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使LNG蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷的管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完毕后再将卸船量逐步增加至正常输量。
卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析LNG 的组成、密度及热值。
3.1.2 LNG储存系统
LNG低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导人，例如储罐绝热层、附属管件等的漏热、储罐内
压力变化及输送泵的散热等，故会引起储罐内少量LNG蒸发。正常运行时。罐内LNG的日蒸发率约为0.06％--0.08％。卸船时，由于船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及LNG液体与蒸发气的置换等，蒸发气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储罐内的压力。接收站的储存能力可按下式计算，即：
Vs=Vt+nQ-tq式中：
Vs——储存能力,m3；
Vt——LNG运输船船容,m3；
n——连续不可作业的日数,d；
Q——平均日输送量,m3／d；
t——卸船时间，h；
q——卸船时的输送量，m3／d。
一般说来，接收站至少应有2个等容积的储罐。一般都在lO×l04m3以上，直径达70多米。
3.1.3 LNG再气化/外输系统
储罐内LNG经罐内输送泵加压至1MPa后进入再冷凝
器，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的LNG可根据不同用户要求，分别加压至不同压力。一般情况是一部分LNG经低压外输泵加压至4.0MPa后。进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分LNG经高压外输泵加压至7MPa后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压天然气(外输气)经计量设施分别计量后输往用户。
为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设有回流管线。当LNG输送量变化时，可利用回流管线调节流量。在停止输出时，可利用回流管线打循环，以保证泵处于低温状态。
3.1.4蒸发气处理系统
储罐顶部的蒸发气先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的过冷液体换热，冷凝成LNG。此系统应保证LNG储罐在一定压力范围内正常
工作。储罐的压力取决于罐内气相(蒸发气)的压力。储罐中设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及欠压值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开关进行相应动作。以控制储罐气相压力。
在低温下运行的蒸发气压缩机，对人口温度通常有一定限制。往复式压缩机一般要求为-80℃～160℃，离心式压缩机为-80℃～160℃。为保证人口温度不超限(主要是防止超过上限)。故要求在压缩机人口设蒸发气冷却器，利用LNG 的冷量保证人口温度低于上限。
3.1.5 储罐防真空补气系统
为防止LNG储罐在运行中产生真空，在流程中配有防真空补气系统。补气的气源通常为蒸发器出口管汇引出的天然气。有些储罐也采取安全阀直接连接通大气的做法，当储罐产生真空时，大气可直接由阀进入罐内补气。
3.1.6 火炬／放空系统
当LNG储罐内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超过泄放阀设定值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生诸如翻滚现象等事故时，大量气体