液化天然气储存及应用技术简易版

In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities.

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20XX年XX月XX日

液化天然气储存及应用技

术简易版

液化天然气储存及应用技术简易版

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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，大量气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施捧泄。4 LNG接收站的主要设备

4.1卸科臂

通常根据终靖规模配置效根卸料臂及1根蒸发气回流臂，二者尺寸可同可异，但结构性能相同。如若尺寸相同则可互用。

卸料臂的选型应考虑LNG卸船量和卸船时间，同时根据栈桥长度、管线距离、高程、船上储罐内输送泵的扬程等，确定其压力等级、

管径及数量。蒸发气回流臂则应根据蒸发气回流量确定其管径等。

为了保证卸料臂的旋转接头在低温下有良好的密封性能而采用双重密封结构，同时可在工作状态时平移和转动；为了安全。每台LNG 卸料臂必须配备紧急脱离装置。臂内LNG设计流速一般为l0m／s。蒸发器回流臂的流速设计值为50m／s。LNG卸料臂的材质主要为不锈钢和铝合金。制造直径一般在40.64cm以下。

4.2 LNG储簟

LNG储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式与地下式两类，通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁与LNG直接接触，一般采用含镍9％的合金钢。也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土，外壁为碳钢或预应力混凝土。壁顶的悬挂

式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制成。簟内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又有单容(单封闭)罐、双容(双封闭)罐及全容(全封闭)罐3种型式。

单容罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，用于防止在主容器发生事故时LNG 外溢扩散。该型储罐造价最低，但安全性稍差、占地较大。与单容罐相比，双容罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一层高度与罐壁相近，并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙，全容储罐是在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，即使LNG一旦泄露也只能在混凝土外罐内而不致于外泄，还可防止子弹击穿、热辐射等。这3种型式的储罐各有优缺点。选

择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、占地面积、场址条件、建设周期及环境等因素。

地下储罐全部建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。地下储罐主要集中在日本。抗地震性好，适宜建在海滩回填区上，占地少。多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较好。安全性最高。

气相空间设计压力是常压、低温大型储罐的重要参数，尤其对接收站储簟更为重要。随着科学技术的进步，这类储簟的气相空间设计压力正逐年提高。尤其是薄膜罐，由于其固有结构特点，可采用较高的设计压力。

储罐所有开口均应选择在罐顶，避免LNG 由接口处泄漏。此外，还应采用措施防止在某

些情况下由于液体分层及储罐漏热而引起的翻滚现象。例如，考虑到运输船待卸的LNG与终端储罐内已有 LNG的密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。如待卸LNG,密度大于储罐内已有LNG密度，月采用簟顶进液口。反之．刚采用罐底进液口。

4.3 LNG输送泵

终端储罐内均设有输送LNG的潜液泵。LNG 泵是站内输送LNG的关键设备，由于LNG温度低,易汽化,易燃易爆，因此LNG泵有许多独特结构。要求低温下轴封可靠，以便将泄漏的可能性减少到最低程度；为防止处于气一液平衡状态进料的LNG在泵内气化，保持泵内LNG,与储罐内LNG,具有相同的温度，LNG泵被设计成浸设式结构，连同马达一起浸没于装有LNG液

体的泵内容器中。

LNG泵一般为多级泵，扬程可根据用户要求而定。选择范围为50m～2000m，以适应不同输气管网对压力的要求。在LNG泵中，泵内容器和轴采用奥氏体不锈钢，泵体和叶轮采用铝合金。如需在高压下管输天然气，还应在蒸发器前配置外输泵进行增压。

在泵初次运行和检修后投运之前，以及泵处于备用状态时，均需预冷或保冷。泵停运后如保冷不善，随着漏热量增加，泵内的LNG逐渐蒸发，溶解在LNG中的CO2浓度相对增加，当其浓度大于1.5×l04时就可能“结冰”，堵塞泵的流道，甚至使泵不能正常运行。

4．4 LNG气化器

按结构或热源不同，可分为板翅式、管壳

式、中流式、开架式、浸没燃烧式及中间媒体式等多种。LNG接收站多采用开架式水淋气化器和浸没燃烧气化器。前者以海水为加热介质，体积庞大，且需配置海水系统，故投资较高，占地面积较大，但运行成本低，且安全可靠。对于基本负荷型供气要求，可采用多台并联运行。后者以终端蒸发气为燃料，采用燃烧加热。其优点是投资低，启动快。能迅速调节LNG 蒸发量，但运行成本高，通常只用于调峰。开架式水淋蒸发器及浸没燃烧式蒸发器的示意结构见图2、3。

开架式气化器是应用最广泛的基本负荷型LNG气化器，它以水为热源，通常是海水或电厂的直捧海水，运行成本低廉，但于由提供热源的海水进口温差较小，以致开架式气化器设备

比较大，投资较高。在开架式气化器中，LNG从下部总管进入，然后沿着成幕状结构的LNG换热管上升，与海水换热气化后成常温气体送出，每幕一般由70根-100根管组成，海水从上部进入，经分布器分配后成薄膜状均匀沿幕状LNG管下降，使管内 LNG受热气化。

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℃，实际常控制在不超过4℃～5℃。管束板一般采用在低温下有良好机械性能、焊接性能、传热性能好且对海水有优良耐腐蚀性的铝合金材料。并在外层涂锌处理。

浸没燃烧式蒸发器包括换热管、水浴、浸没式燃烧器、燃烧室和鼓风机等。燃烧器在水浴水面上燃烧，热烟气通过下捧气管由喷雾器