LNG接受终端的工艺系统及设备

LNG 接受终端的工艺系统及设备
张立希　陈慧芳
摘　要　液化天然气(LNG)有利于远距离运输、储存及利用，现已形成 LNG 生产、储存、
运输、接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销体系。我国东南沿海省市建设 LNG 接
受终端已势在必行，本文对 LNG 接受终端工艺系统及主要设备进行了综述。
主题词　LNG　接受终端　工艺系统　设备 　　
天然气的主要成分是甲烷。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）。LNG 的体积约为其气态体积的 1/620，故液化后的天然气更有利于远距离运输、
储存及利用。因此，LNG 已成为现今远洋运输天然气的主要方式。目前，世界上最大的 LNG
运输船船容约 13.8 万 m3，最大的 LNG 储罐容量为 20 万 m3，最大的 LNG 出口国是印度尼
西亚，最大的 LNG 进口国是日本。1993 年国际天然气贸易量为 3467.3 亿 m3，其中 LNG
贸易量为 832.4 亿 m3（天然气）。预计到 2020 年，世界天然气贸易量将达 6250 亿 m3，其
中大约 1/3 的天然气以 LNG 方式成交。　　LNG 通常由专用运输船从生产地输出终端运到
目的地接受终端，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、
接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销 LNG 工业体系，见图 1 所示。 　　迄今为止，
我国除台湾省每年有一定量的 LNG 进口（1995 年为 2.5Mt）外，总体来讲我国的 LNG 工业
仍处于起步阶段。近 20 年来，我国天然气产量虽然增长较快，但由于资源相对贫乏，远远
不能满足国民经济迅速发展的需要。据统计，到 2005 年和 2010 年，我国东南沿海 5 省市对
天然气的总需求将分别达263亿m3和466亿m3，大大超过同期我国海上天然气的生产能力，
故在该地区建设 LNG 接受终端，从国外进口 LNG 已势在必行。因此，本文根据国内外有
关技术资料对 LNG 接受终端工艺系统及主要设备加以综述，以供大家参考。 1　LNG 接受
终端工艺系统 1.1　LNG 的主要物理性质　　设计中采用的典型 LNG 组成（%，摩尔）为：
CH4 85～90，C2H6 3～8，C3H8 1～3，C4H10 1～2，C+5 微量。LNG 再气化（约-162℃）
时的蒸发潜热约为 511 kJ/kg［1］，其它主要物理性质见表 1。 表 1　LNG 的主要物理性质
相对密度（气体） 液体密度, kg/m3 高热值, MJ/m3 ① 颜　色 0.60～0.70 430～460 41.5～
45.3 无色透明 　 　①指 101.325kPa、15.6℃状态下的气体体积。 LNG 中 H2S 含量通常要
求最大不超过 4×10-6 (体)，总硫含量要求不超过 30mg/m3(气体)，N2 含量要求最大不超过
1.0%（摩尔）。 1.2　LNG 接受终端工艺流程 　　由图 2 可知，LNG 接受终端一般由 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。现以我国东南沿海某地拟建的 LNG 接受终端工艺方案为例，
对其分别说明如下。 1.2.1　LNG 卸船系统　　由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG
取样器、蒸发气回流管线及 LNG 循环保冷管线组成。　　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。
当一根母管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期间，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。 1.2.2　LNG 储存系统　　由低温储罐、附属管线及控制仪表组成。　　
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入，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 的蒸发。
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。　　
蒸发气中含有更多的易挥发成分，如 N2、CH4 等。例如，当 LNG 中 N2 含量约 1%（摩尔）
时，蒸发气中 N2 含量可达 20%，故其热值远低于终端外输气。通常，可采用向蒸发气中加
入丙烷或与外输气混合的方式以满足用户对这种燃料气的热值要求。　　接受终端的储存能
力可按下式计算，即 Vs = Vt + nQ - tq (1) 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，接受终端至少应有 2 个等容积的
储罐。例如，本方案接受终端一期规模为 2.0 Mt/d，采用的 LNG 运输船船容为 13.5 万 m3，
如连续不可作业的日数为 5d，卸船时间按 12h 计，则应选用 13.5 万 m3 的储罐 2 台。 1.2.3　
LNG 再气化/外输系统　　包括 LNG 储罐内输送泵（潜液泵）、储罐外低/高压外输泵、开架
式水淋蒸发器、浸没燃烧式蒸发器及计量设施等。　　储罐内 LNG 经罐内输送泵加压后进
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。例如，本方案一部分 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。 1.2.4　蒸发气处理系统　　包括蒸发气冷却器、分液
罐、压缩机及再冷凝器等。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。当储罐处于不同工作状态，例如储罐有 LNG 外输、
正在接受 LNG 或既不外输也不接受 LNG 时，其蒸发气量均有较大差别，如不适当处理，
就无法控制气相压力。因此，储罐中应设置压力开关，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，对入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-120～-160℃。为保证入口温度不超限（主要
是防止超过上限），故要求在压缩机入口设蒸发气冷却器，利用 LNG 的冷量保证入口温度低
于上限。 1.2.5　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。 1.2.6　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排泄。 2　LNG 接受终端主要设备 2.1　卸料臂　　
通常根据终端规模配置数根卸料臂及 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。　　卸料臂的旋转接头可在工作状态时
平移和转动，同时还配有安全切断装置。 2.2　LNG 储罐　　LNG 储罐属常压、低温大型