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TypesofLNGEquipmentandLiquefactionTechnologies
ZHUWen-lan
(LanzhouGasandChemicalIndustryGroupCo.,Lanzhou730030,China)
Abstract:
ThetypesofLNGequipmentarediscussed,thecharacteristicsofNGliquefactiontechnologiesareanalyzed,andtheapplicationofLNGinChinaisprospected.
Keywords:
liquefiednaturalgas;
citygaspeak-shaving;
liquefaction
我国的能源消费总量占全世界能源消费总量的11.1%,属世界第二位。
在能源消费结构中,我国天然气比例最低,只是全球平均水平的7.2%,在我国能源消费总量中天然气仅占2.8%,远低于世界水平。
因此,加快开发利用天然气,提高天然气在能源消费结构中的比例,优化能源结构,保护环境,对我国社会经济可持续发展具有极其重要的意义。
液化天然气(LNG)用作城市燃气调峰和车用燃料,在发达国家被广泛采用,也将成为我国大中城市促进城市清洁能源应用、发展城市燃气事业的途径之一。
1液化天然气的发展
由于在深冷前经过进一步净化,LNG比管道天然气和压缩天然气更洁净;
LNG常压储存,比压缩天然气更为安全;
LNG体积小,更适合长途运输,而且更适合于城市燃气调峰和作为车用燃料。
这些特性和优点使LNG应用得到了广泛的发展,越来越多的国家选择LNG来调整能源结构,LNG运输成为天然气除管道输送外另一种重要方式,LNG的贸易成为除石油之外的重要能源贸易。
世界上已建成投产LNG大型液化装置逾160套,液化生产能力以年平均20%的幅度增长。
2LNG装置的类型
2.1调峰装置
调峰装置将天然气液化储存用于调峰,主要建设在远离天然气气源的地区。
在发达国家广泛用于天然气输气管网中,对城市用气量的波动进行平衡。
城市天然气的用量随时间变化,比如在北方,冬季由于取暖的原因用气量要远远大于夏天,以兰州为例,冬夏季天然气峰谷用量相差2—5倍。
由于城市用气量的不均匀性,就需要一定的调峰手段,把用气低谷时多余的天然气储存起来用于用气高峰时段。
城市天然气的调峰通常有两种手段,一种是以气态的方式储存高压气态的天然气,另一种是以液态的方式储存低压低温的液态天然气。
液态液化天然气容器的单位容积储存量远远大于气态方式,所以LNG储存调峰单位造价更节省,是先进有效的调峰方式。
用于调峰的小型液化天然气装置应具有较大的市场灵活性,能够满足不同地区的天然气事业在不同发展阶段的需求。
小型液化天然气装置应该具备简单、有效、可靠的工艺特点,能力配置要充分结合当地实际情况。
2.2基地装置
基地装置又称基荷型装置,主要用于大量生产LNG供出口或贸易。
LNG基地装置多建在沿海地区,便于装船运送到输入国或地区。
工厂处理量很大,且要与气源的规模和LNG运输船的装运能力相匹配。
基地装置的液化能力很大,没有再气化设施。
在国外也有小型的基地装置生产液化天然气供交通工具或卫星城镇使用,LNG作为交通燃料比较新颖而且前景非常好。
生产液化天然气的液化装置本质上和调峰装置相同,只是液化天然气的储罐更小些,而且是以液体而不是气体的形式输出。
2.3终端装置
终端装置又称接收站,用于大量接收、储存由LNG运输船从海上运来的LNG。
储存的LNG气化后进入管网供应用户。
3LNG的液化工艺[1]
3.1预处理
原料气一般来自油气田或者长输管道,在其进入装置前,先要将其中夹带的液体和固体杂质去除。
在液化前,还要进一步处理纯化,将原料气中的酸性气体、水分、重烃、汞等脱除,以避免CO2、水分和重烃等在低温下冻结堵塞下游管道和设备,以及硫、汞等对设备产生腐蚀。
CO2、SO2等酸性气体根据含量的不同可以用物理吸收或者化学吸收脱除。
物理吸收使用分子筛,化学吸收使用醇胺、砜胺等溶液。
水分的脱除普遍使用分子筛。
汞的脱除常使用含硫活性炭、分子筛等[1]。
3.2液化
液化是LNG生产的核心。
液化工艺和相关设备配置对装置的效率和造价具有决定性的影响。
从LNG技术诞生以来,先后有节流制冷、膨胀制冷、复叠制冷、混合制冷、带预冷的混合制冷、双混合制冷以及单元混合制冷,其中运用比较多的有以下4种。
①复叠制冷
典型的复叠制冷循环由3个单独的制冷循环组成,多为丙烷、乙烯和甲烷3个不同温度级别的循环系统串联,每个系统均有一套压缩机组。
复叠制冷技术成熟,除了天然气液化外,在乙烯深冷分离中也有应用。
其缺点是机组多,流程复杂,控制、操作和维修环节繁多,因而可靠度相对较低。
有些采用复叠制冷的大型LNG生产装置为了提高开工率,每个冷剂系统都配备了双透平,虽然这样做可以使装置即使在某个透平出问题时仍然有可能保持生产,但操作更加复杂,单位造价也大大增加。
②混合制冷
混合制冷采用多组分混合冷剂,利用不同组分的沸点不同、部分冷凝的特点,得到所需不同的温度级别,将原料气顺序冷却液化。
也有将混合冷剂压缩到不同压力级别然后蒸发提供冷量。
与复叠制冷相比,混合制冷只需一套压缩机组,工艺流程大为简化,但由于仍需将冷剂分为不同的温度级别或压力级别,导致能耗较高,控制系统仍然较复杂,对冷剂组分的配比也有比较苛刻的要求。
③带预冷的混合制冷
这种工艺采用最多的是基于丙烷预冷的混合冷剂制冷工艺。
液化所需冷量分两段提供。
高温段采用丙烷作为冷剂按几个不同的温度级别对原料气和混合冷剂预冷,低温段先后用不同压力级别的混合冷剂把原料气顺序液化。
这种工艺结合了复叠制冷与一般的混合制冷的优点,工艺流程相对简单,效率更高,运行费用较低。
④单元混合制冷
美国Black&
VeachPrichardInc.(BVPI)开发的PRICO制冷技术是一种非常先进的混合冷剂制冷工艺。
和其他工艺一样,冷剂先进行压缩,分成气液两相,但只有一个压力级别。
气液两相高压冷剂在冷箱入口混合,由上至下通过热交换器,基本上在和LNG相同的温度下流出,经过控制阀减压后返回热交换器,向上流动气化,提供冷量,然后回到压缩段完成闭路循环。
PRICO工艺和其他所有在用LNG液化工艺相比,只有1台压缩机、1个冷箱,流程非常简单,控制更方便,操作更可靠,对冷剂成分的变化不敏感,对不同组成原料气有很强的适应性,其造价和操作费用低。
4液化天然气在我国的应用前景
①城市供气主气源
通过非管道运输将LNG运到用气地区,可以作为过渡气源或永久性气源。
尤其是沿海城市可以充分利用地理优势修建LNG接收站,利用从海外运来的LNG。
我国广东、福建、上海等省市均已经开始大型LNG接收站的建设。
②城市燃气调峰
LNG调峰和传统的调峰方式相比,具有储存效率高,储运手段比气态天然气更灵活,有较高的机动性。
LNG用作城市调峰气源,其占地少,工期短,维修方便。
随着管道燃气事业的发展,城市调峰气源规模将会越来越大。
③卫星城镇供气
大中城市的卫星城镇由于远离气源和长输管道,建设输气管道不经济。
LNG运输灵活高效,容器的单位容积储存量大,使用时间长,且小区气化工艺流程简单安全,建设造价省、见效快、方式灵活,价格平稳,是适宜的卫星城镇的供气方式,在发达国家已经广泛应用。
④清洁车用燃料
与汽油、柴油和LPG、CNG相比,LNG具有辛烷值高、抗爆性好、价格低、一次充装量大、行驶里程长、尾气污染小等优点,不论对于交通工具还是工业
生产,都是优质的清洁燃料。
2003年北京已开始了LNG汽车的试运行,并计划改造完成LNG汽车300辆,以后逐步将北京90%的公交车改造完成为LNG汽车。
最近,新疆也已投运LNG汽车,上海LNG城市客车也已经研制成功并通过鉴定。
随着国家清洁汽车行动步伐加快,LNG在汽车燃料中将占据越来越重要的地位。
参考文献:
[1]顾安忠,鲁雪生,江荣顺,等.液化天然气技术[M]北京:
机械工业出版社,2003。
来源:
兰州燃气化工集团公司作者:
朱文兰
文章来源:
中国建材网
液化天然气
液化天然气(LNG)顾名思义就是液态形式的天然气。
林德拥有125年的低温装置设计经验,能够根据各种用途和产能,提供天然气液化装置。
天然气是世界上最重要的能源之一。
现在,全球约25%的能源需求来源于天然气。
天然气多数是以气态形式通过管道输送。
但在过去20年中,液化天然气(LNG)在全球能源市场的重要性与日俱增。
天然气,尤其是液化天然气预计将在全球能源供应中发挥更大的作用。
要使天然气液化,首先需要将其冷却。
液态天然气所占体积仅相当于气态天然气(大气压力)的1/600,因此远距离运输更经济、实用。
如果因距离、地理或政治因素无法修建管道,天然气通常以液态形式运输。
天然气一般包含甲烷和重烃气体混合物、二氧化碳、氮气、水和其他干扰组分。
在天然气液化和运输之前,必须脱除干扰组分,分离重烃气体。
这会涉及到吸附以及低温工艺,这些都是林德拥有核心竞争力的技术领域。
林德拥有125年的低温装置设计经验,能够根据各种用途和产能,提供天然气液化设备:
∙全球规模的LNG生产装置
∙中小规模和调峰型的LNG生产装置
∙海上LNG生产储卸浮船(FPSO)
林德已开发和制造多种定制液化工艺和装置。
林德工程以往的项目包括LNG年产能为50.000-500.000吨的中小规模天然气液化设备,也有年产能超过400万吨的世界规模LNG出口设备("
Snø
hvit"
)。
工艺流程组织包括带膨胀机流程,带单级、双级、三级不同混合工质的流程,这些流程可被用于产能达10mtpa天然气液化装置。
林德拥有多项天然气液化工艺的专利,如混合流体级联(MFC®
)工艺和林德多级混合制冷(LIMUM)工艺。
林德工程是领先的低温设备供应商,也是唯一同时供应板翅换热器和绕管换热器的公司,二者均应用在天然气液化工艺中。
林德工程在LNG业务EPC总承包中独具特色,它不仅能向客户提供自有液化技术,还提供自有核心低温设备和全面的EPC(设计、采购、施工)服务。
威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍
摘要:
本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计,主要设备选型及安全措施。
液化天然气:
工艺流程;
设备:
安全
1.前言
威海市原计划采用龙口—烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源,但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求,这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。
随着国内天然气行业的发展,威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件,特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施,给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。
与CNG相比,LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。
LNG槽车运输方便,成本低廉;
不受上游设施建设进度的制约;
LNG供应系统安装方便、施工:
期短,并能随着供气规模的逐步扩大而扩大,先期投资也较低。
最后,当管道天然气到来时,LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。
因此,我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充,将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。
本工程一次设计,分期投产,一期工程供气4.0×
104m3/d,二期工程供气8.6×
104m3/d,用户为居民、商业及部分工业用户。
2.气化站工艺介绍
2.1气质成分与理化参数
2.1.1气质成分
目前,国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中原油田生产的,目前中原油田LNG已经出现供不应求的局面,因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源,同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。
根据新疆广汇提供的LNG组分,确定本工程设计计算用天然气组分如下:
天然气组分
摩尔分子百分数
CH4
82.422
C2H6
11.100
C3H8
4.533
N2
0.8232
其余
1.1128
2.1.2理化参数
经过计算,新疆广汇LNG气源的理化参数见下表:
理化参数
参数值
高热值(MJ/Nm3)
46.723
低热值(MJ/Nm3)
42.340
液态密度(MJ/Nm3)
467
气态密度(MJ/Nm3)
0.8629
华白数(MJ/Nm3)
57.196
运动粘度(m3/s)(标态)
10.98×
10-6
燃烧势
42.575
爆炸上限(%)
4.318
爆炸下限(%)
14.357
由上表可知,LNG气源的华白数为57.196MJ/Nm3,燃烧势为42.575;
同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能,而渤海天然气的华白数为48.88MJ/Nm3,燃烧势为45.18,尽管均符合《城市燃气分类》(GB/T13611-92)中12T类,但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17%,届时灶具如果不加以改造的话,必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。
此外,本LNG站属于启动气源,将来即使烟台长输管道来气以后,它作为备用、调峰气源,届时,仍有供气的可能,因此,这两种气源如能互换是最经济的。
在设计中为解决这个问题,在汽化斤的流程中增加了一套掺混空气系统,将LNG气源气(低热值42.34MJ/Nm3)与压缩空气进行高压比例式掺混,掺至可与渤海大然气(低热值35.11MJ/Nm3)互换,这样将来威海市不论是采用渤海天然气作为最终气源,还是将来事故情况下用LNG作为备用气源,用户处均能保证用气安全、稳定,还节省了大量改造灶具的费用。
经过计算,新疆广汇气源与空气的掺混比例采用88:
12即可达到要求,而且安全可靠。
2.2工艺流程
目前。
国内LNG气化站所采用的液态天然气运输方式通常有LNG槽车和罐式集装箱车两种。
河南中原油田生产的LNG采用槽车运输方式,而新疆广汇生产的LNG则采用罐式集装箱车运输。
由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气,在卸车台通过槽车白带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存,储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0.5~0.6Mpa后,进入空温式气化器。
在空温式气化器中,LNG经过与空气换热,发生相变,出口天然气温度高于环境温度10℃以上,再通过缓冲罐缓冲,之后进入掺混装置,与压缩空气进行等压掺混,掺混后的天然气压力在0.4MPa左右,分为两路,一路调压、计量后送入市区老管网,以中一低压两级管网供气,出站压力为0.1MPa:
另一路计量后直接以0.4MPa压力送入新建城市外环,以中压单级供气。
进入管网前的天然气进行加臭,加臭剂采用四氢噻吩。
冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时,使用水浴式NG加热器加热,使其出口天然气温度达到5℃~1O℃。
气化站的工艺流程框图如下:
3.主要设备选型
3.1LNG储罐
3.1.1储罐选型
LNG储罐按围护结构的隔热方式分类,大致有以下3种:
a)真中粉末隔热
隔热方式为夹层抽真空,填充粉末(珠光砂),常见于小型LNG储罐。
真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样,因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟,由于其运行维护相对方便、灵活,目前使用较多。
国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。
目前最大可做到200m3,但由于体积较大,运输比较困难,一般较少采用。
真空粉末隔热储罐也有制成球形的,但球型罐使用范围通常为为200~1500m3,且球形储罐现场安装难度大。
b)正压堆积隔热
采用绝热材料,夹层通氮气,绝热层通常较厚,广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。
通常为立式LNG子母式储罐。
c)高真空多层隔热。
采用高真空多层缠绕绝热,多用于槽车。
本工程采用国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。
考虑到立式罐节省占地,且立式罐LNG静压头大,对自增压器工作有利,因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。
3.1.2储罐台数
储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素,本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源,运输周期最远的可达5天,但随着新疆广汇气源的配套工程建成,将在内地建设若干个转运站,这将进一步缩短运输周期,综合考虑以上情况,本工程储存天数定为计算月平均日的5天。
经计算,一期选用100m3立式储罐4台,二期增加4台。
其主要工艺参数如下:
工作压力:
0.6MPa,
设计压力:
0.77MPa,
工作温度:
-162℃,
设计温度:
-196℃,
单台水容积:
105m3,
内罐直径3000mm,内罐材质:
OCrl8Ni9,
外罐直径3500mm,外罐材质:
16MnR,夹层填充珠光砂并抽真空。
3.2 空温式气化器
3.2.1气化能力
气化器的气化能力根据高峰小时用气量确定,并留有一定富裕量。
设计上配置两组,互相切换使用。
本项目一期工程高峰小时流量3880m3/h,二期工程高峰小时流量8893m3/h。
据此,一期选用6台2000m3/h空温式气化器,分为2组,每组3台,互相切换:
二期增加4台,每组5台,互相切换。
3.2.2主要工艺参数
0.6MPa,
1.0MPa,
立式,主体材质:
铝翅片管(LF21),
气化能力:
2000m3/h,
出口温度:
低于环境温度10℃。
3.3水浴式NG加热器
当环境温度较低,空温式气化器出口NG温度低于5℃时,在空温式气化器后串联水浴式NG加热器,对气化后的天然气进行加热。
3.3.1加热能力
加热器的加热能力同样根据高峰小时用气量确定,一期设置1台5000m3/h水浴式NG加热器,二期增加1台。
3.3.2主要工艺参数
设计硬度力:
0.8MPa,
进气温度;
≮-30℃,
出气温度:
5~10℃,
加热能力;
5000m3/h,
加热用热水由站内自建的锅炉房供应。
3.4BOG加热器
LNG储罐日蒸发率大约为0.15%,这部分蒸发了的气体(简称BOG)如果不及时排出,将造成储罐压力升高,为此设置了降压调节阀,可根据压力自动排出BOG。
储罐蒸发的BOG和槽车卸车的BOG,通过1台BOG加热器加热后进入BOG储罐储存,在冬季使用水浴式NG加热器时,BOG可作为热水锅炉的燃料,夏季可进入管网。
3.5EAG加热器
低温系统安全阀放空的全部是低温气体,在大约-107℃以下时,天然气的重度大于常温下的空气,排放不易扩散,会向下积聚。
因此设置一台空温式放散气体加热器,放散气体先通过该加热器,经过与空气换热后的天然气比重会小于空气,高点放散后将容易扩散,从而不易形成爆炸性混合物。
3.6空压站设备
为保证天然气与空气进行高压比例式掺混,选用14.16m3/min风冷式螺杆空气压缩机3台,2开1备,以及相应的无热再生空气干燥器、压缩空气除油器、除尘器以及橇装式静态混合器等设备。
4.安全设计
4.1危害分析
液化天然气是天然气储存和输送的一种有效的方法,在实际应州中,用户使用的是气化后的天然气,因此,在考虑LNG设备或工程的安全问题时,不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性,还要考虑液态的低温特性和由此引发的安全问题。
液化天然气的主要成分是甲烷,属易燃易爆气体,能与空气混合形成爆炸性混合物,其爆炸下限较低(约为4.3%),少量泄漏一旦遇到明火就易引起爆炸:
同时液态天然气又有低温的特性,如果发生LNG溢出或泄漏,在-107℃以下时,气体密度比空气大,容易向下积聚,溢出的LNG蒸发速度非常快,并会迅速冷却周围空气中的水蒸汽,形成大量的白色蒸汽云,并四处扩散,如果遇到火源将引起火灾,造成严重后果,低温还会导致灼伤、冻伤、体温降低等;
另外,LNG系统在常温下安装,在低温条件下运行,前后温差很大(~180c0):
因此,在设计中都必须采取必要的措施。
4.2安全考虑
对于液化天然气的生产、储运和气化供气的各个环节,主要考虑的安全问题就是如何防止天然气泄漏,与空气形成可燃的混合气体,消除引发爆炸、燃烧的基本条件以及LNG设
备的防火及消防要求;
防止LNG设备超压,引起超压排放;
由于LNG的低温特性,对材料和设备制作方面的相关要求:
LNG系统安装与运行温差大带来的相关要求:
及进行LNG操作时,操作人员的防护等。
4.2.1有关规范
由于目前国内尚无针对液化天然气的专门规范,而《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92,99年版)中液化烃的定义中包含有液化天然气,因此在消防方面主要执行的是《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92)中的相关条款,同时也部分借鉴了美国标准NFPA59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》:
在气化后的常温天然气部分则主要执行的是《城镇燃气设计规范》(GB50028-93,2002年版)。
最近国家有关部门对《城镇燃气设计规范》进行修改,拟增加液化天然气一个章节,我们期待这个规范能够尽快执行。
4.2.2设计措施
a)紧急关闭系统(ESD)
每台LNG储罐的底部进液管和出液管均装设了气动紧急切断阀,在紧急情况下,可在卸车台、储罐区或控制室就近切断。
紧急切断系统可控制LNG的连续释放产生的危害。
b)可燃气体检测仪
在卸车台、储罐区及气化区等天然气有可能发生泄漏的地方,均设置了可燃气体检测
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