LNG接收站冷能供应方案研究及思考

傅 皓 刘 利 中国成达工程有限公司 成都 610041

李 赛 四川大学化工学院 成都 610065

LNG接收站冷能供应方案研究及思考

傅 皓＊刘 利 中国成达工程有限公司 成都 610041

李 赛 四川大学化工学院 成都 610065

针对某LNG接收站冷能供应与冷能需求之间的不匹配问题,介绍问题发生的原因,并提出5种解决方案,最后对其产生的根源提出建议。

LNG 冷能利用 冷能供应

1 项目介绍

某液化天然气(LNG)站线项目已于2009年投入商业运营,其冷能利用空分项目计划于2010年7月开始试生产运行,但是目前冷能供需之间存在不匹配问题:

(1)由于下游用户用气量还未达产,故接收站天然气高压外输只能采用间断运行方式。

(2)冷能利用项目需要接收站24h连续供应LNG冷能。

由于二者运行方式的不匹配导致空分厂不能正常运行,因此怎样连续、经济地为空分厂供应冷能成为本次方案研究的目的。

2 冷能利用项目的主要工艺参数

2.1 接收站组成

某LNG接收站一期项目建设有一座100kt级LNG专用码头并安装3台LNG卸料臂和1台气体返回臂、2座单罐容积1.6×105m3的低温全容罐、6台罐内LNG低压泵、4台LNG高压泵、4台用海水加热的LNG开架式气化器(ORV),2台用于处理蒸发气(BOG)的低压压缩机和1台BOG再冷凝器、1台高架火炬、4个LNG槽车装车站和公用工程系统等。

2.1.1 高压外输

接收站LNG高压外输需用的输送设备主要为罐内泵、高压泵、开架式气化器。主要参数见表1。

目前,由于下游用户用气量尚处于渐增期,城市用气量偏小,燃气电厂用气量不稳定,故接收站LNG高压外输采用间断运行方式。

表1 接收站外输主要设备参数

2.1.2 BOG处理系统

BOG处理系统功能是将BOG压缩后进再冷凝器冷凝并外输予以回收。在再冷凝器中,LNG与BOG按质量比9:1进行热交换,使BOG冷凝为LNG后外输。

2.1.3 BOG回收高压压缩机组

本项目初期由于城市用气量较小,电厂调试期内不能连续发电,致使接收站外LNG量不能满足再冷凝回收BOG的要求,造成LNG储罐超压而不得不排往火炬,造成资源浪费,为此,项目公司新建一套BOG回收高压压缩机组,将BOG直接经二段压缩机加压到输气管线外输压力后进输气管线回收。

2.2 输气干线及下游用户

2.2.1 输气干线

输气干线全长约360km,管径尺寸分别为DN400、DN700、DN800等三类,全线标况下管容约9×104m3。管线设计操作压力为7.3MPa,输气干线储气调峰范围在5.0～7.0 MPa。

2.2.2 燃气电厂项目

按照LNG一期项目总体安排,规划新建燃气电厂3座,至2009年逐步投入商业运转,其单台LNG均耗气量约50t/h。机组每日运行状况如下:启机阶段05∶00～08∶00;运行阶段08∶00～21∶00;停机阶段21∶00～05∶00。

但是,根据接收站方最新的了解,目前实际的情况是燃气电厂用气极不均匀且没有规律性。由于电厂是天然气的主要用户,这给接收站的运行带来极大的困难。

2.2.3 城市用气

城市燃气供应市场包括城市民用、公建用和工业燃气。由于该省城市燃气尚处于开发初期,目前在不受节假日和用气低谷的影响下,全线平均供气量约800t/d,不到一期规划用气量(781.8kt/a)的40%。每日主要高峰用气时间段为11∶00～14∶00和18∶00～20∶00。

由于城市管网及储气设施尚未完全建成投用,所以目前基本上输气管线是以城市门站的实时需求供气,也即承担了城市用气时的调峰。

2.3 冷能利用空分

(1)该项目是我国第一个LNG冷能空分项目,利用LNG冷能进行空气液化分离,生产液氧、液氮、液氩。

(2)冷能利用流程为:LNG罐内低压泵输出的LNG经高压泵加压后大部分送到开架式气化器(ORV)中,经海水加热气化后的天然气经首站和输气管线输送给下游用户;另一部分通过8″管线送空分厂进行冷能利用,换热后LNG气化的天然气返回到接收站高压天然气输气管线输送给下游用户。

(3)LNG供应界区条件:流量为50～70t/h、压力为5.0～8.5MPa、温度为不高于-141℃和时间为24h连续供应。

3 解决方案研究

LNG高压泵设计流量195t/h,排出压力8MPa,根据该项目的实际操作经验,当泵的流量低于160t/h时,就会出现明显的震动和噪音,出现气蚀,长期操作对泵危害较大,因此操作中泵的最小运行流量控制在不低于160t/h,而空分厂的LNG冷能供应流量仅需要50～70 t/h,天然气主要用户燃气电厂又是处于间断运行状态,如何在燃气电厂停运期间给空分厂连续供应LNG冷能而又保证接收站的安全运行是本方案研究的重点。

3.1 安装LNG冷能供应小流量低压泵和高压泵

按照空分厂的LNG冷能需求量(50～70 t/h)要求,在现有高压泵旁增加1台流量为40～80t/h的高压泵供应LNG,同时在LNG储罐内安装1台对应流量的低压泵专供空分厂冷能。

3.1.1 分析

此方案最大的问题是新增的LNG专用高、低压泵供货周期需要15个月,加上设计和施工安装调试时间,周期需要2年,且要新增设施费用;按照该项目公司与上游资源方合同,2年后已达产2600kt/a,且下游城市燃气及燃气电厂日用气量每天已不少于7123t,接收站也不需要间断运行,已可以至少开1台高压泵运行就能满足24h冷能供应条件。

3.1.2 评价

据此,该方案无意义。

3.2 LNG泵增加变频调速器

考虑在高压泵上安装变频调速器,通过变频实现使高压泵连续输出低流量LNG的目的。

3.2.1 分析

由于LNG泵采用潜液式介质直接冷却电机,散热不需要风扇,所以目前的高、低压LNG泵是可以安装变频调速器的。但安装变频调速器后能否满足工艺要求需要对流量和扬程的对应关系进行分析。

LNG高压泵额定扬程1800m,额定流量195 t/ h,电机额定功率1641kW、转速2976rpm。

采用下面的比例定律作为此次计算的依据。

当电机转速n变化时,流量Q,扬程H的变化公式:

根据式(1)、式(2)进行计算,在保证流量50t/h的前提下,高压泵出口压力只能达到约1.5 MPa(G),远低于输气干线5.0MPa(G)最低操作压力,气化后的天然气无法进入输气干线。

3.2.2 评价

由于计算结果不能同时满足LNG输送量和输出压力的要求,因此该方案不能使用。

3.3 接收站LNG回流

采用启动高压泵外输LNG的方式来满足空分厂冷能供应。但是由于高压泵允许的最小流量(160t/h)远大于冷能需要量(50～70 t/h),因此考虑将多余的LNG流量回流到LNG储罐。

此方案存在的问题:在没有外输天然气的情况下,接收站管道保冷循环、高压返回将产生大量的BOG,导致LNG储罐压力上升,为保证储罐等设备安全运行,不得不排放到火炬从而造成经济损失,是否能将这些BOG处理回收,是该方案是否可行的重点。

3.3.1 分析

(1)以LNG冷能供应流量50t/h分析,为满足空分厂的LNG冷能供应流量50t/h的要求而启动高压泵外输LNG时,则1台高压泵和1台低压泵均以160t/h的流量运行,且有110t/h的量最终回流到LNG储罐,此时产生的BOG量计算见表2。

表2 BO G量汇总

在3、4号罐建成投用后,虽然LNG储罐气相空间增大,但其本身要产生3.0t/h的BOG量,对缓冲时间的影响不大。

(2)如果在电厂停机期间接卸LNG船,产生的BOG量要大得多,不能被回收处理而只能排放到火炬,因此在电厂停机期间不能卸船。

(3)如果电厂停机时间较长,空分厂冷能利用后的LNG气化的天然气和BOG回收高压压缩机组送出的天然气一起送往输气管线,总量约59t/h, 24h送出量为1416t,而城市燃气用量每天只有800t,每天多余量616t将在输气管线内储存积聚,而管线储气调峰能力只有1250t,两天内管线压力将达到操作高压上限,接收站不得不停止外输,终止对空分厂的冷能供应。

(4)运行费用估算。低压泵,高压泵,低压BOG压缩机及BOG回收高压压缩机的电耗合计为4859kW。

按本套系统仅在低谷时段运行计算,则总电耗费用为:

折合LNG冷能输送成本为28元/t。

3.3.2 评价

采用此方案,接收站同时启动BOG处理系统和BOG回收高压压缩机组,由于BOG产生量大于BOG处理能力,如果电厂停机超过20h时,要么中断接收站给空分厂的冷能供应;要么为保证冷能供应而将多余的BOG排往火炬,同时该方案运行费用高,因此,该方案只能在电厂因故短期不能运行时的应急使用。

3.4 燃气电厂增加用气量

本方案主要研究在保证接收站安全正常操作的条件下,为满足给空分厂连续供应冷能,增加燃气电厂用气量和运行时间,且燃气电厂目前已有6台机组具备发电条件。

3.4.1 分析

根据设计原则,接收站和输气管线系统共同承担沿线电厂和城市门站的调峰,接收站将根据外输气量的要求控制LNG高压输送泵启停台数,输气干线则利用管网压力波动进行储气调峰。

输气干线储气调峰在5.0～7.0MPa。输气管线一期全线标况下管容约9×104m3,储气调峰能力为1.8×106m3,折合LNG量1250t

由于该省城市燃气尚处于开发初期,输气管线供气基本上是实时供气,造成在夜间电厂停运期间城市燃气用量也很小。

因此,接收站在电厂夜间停运期间送出的160 t/h(50 t/h LNG送空分厂冷能利用后气化天然气送管网,110 t/h送接收站开架式气化器气化成天然气送管网)天然气全部送往输气管线储存,管线储气时间为:1250 t/160 t/h=8h,即在8h内管网压力将从5.0MPa上升到操作上限7.0MPa,此时电厂必须启动,否则管网将超压或者接收站停止外输,不能向空分厂供应LNG冷能。

按接收站最小160t/h连续输出天然气计算, 24h总输出量为3840 t,由于管线夜间8h储气期间基本没有用气,则在其余16h内电厂和城市燃气用气量必须消化掉24h总输出量3840 t才能保持每天的用气平衡,由于城市燃气用量增加缓慢只能达到800 t,其余3040 t必须要靠电厂消化掉。

按电厂每台机组用气50t/h计,需要电厂运行台数:3040/(50×16)=3.8台。

3.4.2 评价

根据以上分析,在不改变现有接收站设备配置的情况下,要保证接收站向空分厂连续供应LNG冷能而又保证接收站的安全运行,必须保证燃气电厂每天有4台机组满负荷运行16h。

该方案不需要新增设施,操作方便,不改变接收站正常运行模式,且运行费用最低,是首选方案。

3.5 电厂两台机组运行+接收站LNG回流

结合3.2节和3.4节的方案,考虑采用“电厂机组运行+接收站LNG回流”的方案,以期实现可较长时间内向空分厂连续供应冷能的目的。

3.5.1 分析

该项目所在地在每年汛期、降水量大造成水电面临弃水时,以及国庆、春节等长假用电负荷较小期间只能保证两台机组高负荷(>80%负荷)运行18h,现就这种工况下接收站的运行进行研究。

由于目前输气管线向城市门站供气基本上是实时供气,在夜间电厂停运期间城市燃气用气量也很小,接收站在电厂夜间停运期间送出的160 t/ h(50 t/h LNG送空分厂冷能利用后气化天然气送管网,110 t/h送接收站开架式气化器气化成天然气送管网)天然气全部送往输气管线储存,管线储气时间为8h,即在8h内管网压力将从5.0MPa上升到操作上限7.0 MPa,此时电厂必须启动,否则管网将超压或接收站外输停止,不能向空分厂供应LNG冷能。

电厂两台机组高负荷(>80%负荷/h)运行16h,用气量为:

以城市每天用气量800 t计,电厂和城市用气量每天合计:

考虑接收站以恒定流量供气最便于操作,则供气量为:

接收站LNG高压泵最小流量160t/h,其余73t/hLNG将回流进入储罐闪蒸产生BOG,BOG采用3.3节的方式进行处理,其BOG量计算汇总见表3。

分析表明,如果两台发电机组每天高负荷(>80%负荷)运行16h,接收站启动BOG处理系统和BOG回收高压压缩机组,BOG产生量与BOG处理回收量基本平衡,可以达到储罐的压力稳定,此方案可以在较长时间运行。

同样,采用本方案时不能卸船,因为接卸LNG船时产生的BOG量要大得多,不能被回收处理而只能排放到火炬。

表3 BO G量汇总

从运行费用上考虑,基本与3.3节方案相同,系统仅按用电低谷时的电价考虑,其总电耗费用为:

折合成LNG冷能输送成本为28元/t。

3.5.2 评价

在每年汛期降水量大造成水电面临弃水时以及国庆、春节等长假用电负荷较小期间,电网至少应保证每天两台机组高负荷(>80%负荷)运行16h,接收站采用LNG部分回流方式,同时启动BOG处理系统和BOG回收高压压缩机组,接收站的BOG产生量与处理量基本平衡,可以在较长时间内运行,并且向空分厂连续供应冷能,但同样存在运行费用高的问题,只宜短期采用。

4 建议

与该项目所遇到的问题一样,至今为止,在世界范围内LNG冷能没有实现大规模综合利用的主要技术上症结之一就是LNG气化操作和下游用户对冷能的利用在时间的不同步。

时间不同步是由于接收站气化负荷必须根据下游需求而变化,而冷能用户对冷能负荷的需求则随生产过程、市场需求而变化,两者规律完全不同所产生的[1]。

据此,笔者提出以下建议:

4.1 将冷能利用纳入项目规划

新建接收站线项目时应将冷能利用纳入项目规划,并与LNG接收站协同设计。设计中应充分考虑初期用户用量不足的工况。

以本项目为例,接收站线与冷能利用未统筹考虑,而是在站线设计完成后,才开始进行冷能利用的规划与设计,因而受到冷量输送等问题的限制,可见接收站建成后再想集成利用LNG冷能和构建相关产业将十分困难。

因此,今后建设LNG接收站时,必须从一开始就把LNG冷能的利用放在重要的位置同时予以考虑,并充分考虑运转初期用户用量不足的工况,将接收站与下游各冷能利用项目在早期就同步规划和同步建设,使得冷能利用成为接收站设计下游用户,成为气化操作正常工艺的一部分。

4.2 统筹解决冷能利用

对未将接收站线与冷能利用装置统筹规划的已建项目,站线供给与冷能利用之间的不匹配问题已经存在,则只能通过其它的一些方法进行解决,但大多会有投资费用或运行费用增加。

(1)增加投资费用。如可在冷量供应和冷量利用设备之间装备一种可以蓄积和储存冷能的装置,白天LNG冷量充裕的时候,相变物质吸收冷量而凝固,达到蓄冷的作用,夜间LNG冷量供应不足时,相变物质此时开始进行熔解,释放冷量供给冷量利用设备,以此达到平稳持续供冷的目的。相变物质的选择是LNG蓄冷装置的关键,当前此类技术尚处于实验研究阶段[4]。

(2)增加运行费用。采用本文3.3节中所述的方案,虽实现容易,但因为运行费用高,只能短期应急使用。

(3)其它办法。采用本文中3.4节所述的方案,电网保证燃气电厂每天4台机组满负荷运行16h,就可解决向空分厂连续供应冷能的问题,该方案不需要新增设施,不改变接收站正常运行模式,运行费用也最低,其实质就是4.1节建议中的统筹规划,只是时间从建设前挪到了运行后,但受产业链各环节不同部门的行政分割与利益驱动影响,协调可行性差,故很难实现。

4.3 重视低/高压泵的最小正常运行负荷点

由上述方案可以看出,高压泵只能在160t/h以上流量范围内正常运行,徜若高压泵也能在较低流量范围内正常运行,那么就相当于安装了1台低流量的泵,使回流量减小,相应的能耗和BOG的浪费也会降低。

在该项目建设实际采购过程中,厂家返回的泵测试报告显示泵的最低正常运行流量约为正常流量的30%(约60t/h),这与行业的经验值是一致的,但是在运行过程中就必须在160t/h下才能正常操作,实际最低正常运行流量上升,使得外输的操作弹性下降。

由此可见,厂家所提出的参数与实际运行结果并不一定一致,这可能是多个因素影响的结果,如泵的现场安装、相关的配管,以及上游工艺设备的运行情况。这一问题应引起后来项目的关注,必须对该最小正常运行负荷点的意义引起足够重视,并积极协调厂家、设计单位和施工单位来共同研究及提出调整意见。

1 华 贲.大型LNG接收站冷能的综合利用[J].天然气工业,2008(3):10-15.

2 华 贲,熊永强等.中国LNG冷能利用的进展和展望[J].天然气工业,2009(5):107-111.

3 王 坤,顾安忠等.LNG冷能利用技术及经济分析[J].天然气工业,2004(7):122-125.

4 张 涛等.LNG冷能的应用[J].上海煤气,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:工程师。2003年7月毕业于四川大学生物医学工程专业获硕士学位。现主要从事LNG及高分子类产品的工艺设计。联系电话:(028)65530373。

2010-12-29)