LNG接收終端降低環(huán)境負荷的措施

  LNG的體積約為同等質量氣態(tài)天然氣體積的1／600，可以節(jié)約儲運空間和成本。天然氣在液化時除去了雜質，故LNG是一種清潔、高效的能源，是優(yōu)質的工業(yè)與民用燃料。LNG槽船與埋在深�；蛘叩叵碌拈L距離輸氣管道相比，可節(jié)省管道投資，降低運輸成本H]，故其成為目前天然氣遠洋貿易的重要運輸手段。LNG槽船運輸系統(tǒng)需要在LNG輸出國建造天然氣液化廠及相應的輸出碼頭，在LNG輸入國建造LNG接收終端。天然氣需求量的快速增長、LNG產(chǎn)業(yè)鏈的技術日趨完善，帶動了LNG接收終端建設的蓬勃發(fā)展。

  自1959年美國建造世界上第一座LNG儲罐，至2010年全球已投用的LNG接收終端達72座， LNG儲罐達331座，其中超過12×10⁴m。的LNG儲罐超過總數(shù)的40％，LNG接收站的技術已經(jīng)相當成熟。

  2006年9月，我國第一個LNG項目在廣東省進入商業(yè)運營，標志著我國規(guī)�；�進口LNG時期的到來，目前我國在建和已建的LNG接收終端有13座。雖然我國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快，但是由于起步較晚，在LNG槽船、LNG氣化器以及烴泵等關鍵設備的設計制造方面，與國外相比還存在較大差距。

2 LNG接收終端工藝流程及能耗分析

    LNG接收終端的主要工藝流程，主要包括LNG卸船、LNG儲存、LNG氣化以及BOG(Boil Off Gas，蒸發(fā)氣體)處理系統(tǒng)。

    槽船裝載的LNG經(jīng)卸船管道進入LNG儲罐，儲罐內的LNG通過烴泵，以液態(tài)狀態(tài)進人LNG氣化器，氣化后進入燃氣輸配系統(tǒng)。過程中產(chǎn)生的大部分BOG經(jīng)壓縮、再液化后與主流LNG會合進入氣化器，少量BOG經(jīng)壓縮后，直接進入輸配系統(tǒng)。

    在LNG卸船流程中，船上儲罐內的烴泵將LNG輸送到接收終端的儲罐內，烴泵消耗的電能是由運輸船上的蒸汽渦輪發(fā)電機組提供的。輪船動力系統(tǒng)具有轉速低、扭矩大的特點，適合以重油為原料，并且等熱量條件下重油價格相對低廉，故一般船載蒸汽渦輪發(fā)電機組依靠重油燃燒提供動力，在燃燒過程中不可避免地要向環(huán)境中排放s0。氣體。

    在LNG氣化過程中，LNG儲罐中的烴泵將LNG由儲罐輸送至LNG氣化器。LNG接收終端多沿海建設，海水資源豐富，故多采用以海水為熱源的開架式氣化器，此時需使用海水泵將海水輸送至LNG氣化器中。  

    BOG的處理有再冷凝和直接壓縮兩種工藝，在大型LNG接收終端中，再冷凝工藝比較節(jié)能。在再冷凝工藝中，BOG經(jīng)壓縮機壓縮并送至再冷凝器中液化，然后再送至氣化器中進行氣化。在LNG儲罐中，BOG時時刻刻均會產(chǎn)生，壓縮機保持連續(xù)運行狀態(tài)。

LNG烴泵、海水泵以及BOG壓縮機是LNG接收終端主要的耗電設備，在卸船工藝中還會有s0，氣體排放。通過降低以上設備的電能消耗并設法減少s0。氣體的排放，可以大大降低LNG接收終端的環(huán)境負荷，達到節(jié)能與環(huán)保雙重效果。

    1969年日本首個接收終端——Nigeshi接收終端建成投產(chǎn)，幾年后日本便成為世界上****的LNG進口國并直至今天。截至2009年，日本已建接收終端26座，是世界上建有接收終端最多的國家一J。 LNG接收終端建設所需的主要設備，基本壟斷在日本制造商手中，世界上主要的LNG資源產(chǎn)地，均有日本公司的投資參與。

下面以日本東京燃氣公司的Ohgishima LNG接收終端為例，介紹其為降低環(huán)境負荷而采取的措施。

    在Ohgishima LNG接收終端，使用以海水為熱源的開架式氣化器(ORV)實現(xiàn)LNG的氣化。

    開架式氣化器海水流量與溫度的關系，實線表示在LNG參數(shù)及氣化器參數(shù)一定的條件下，海水溫度與實現(xiàn)氣化所需的海水流量之間的關系，隨著海水溫度的升高，所需的海水流量減小。上下兩條虛線分別表示采用換極電動機或變頻調速器根據(jù)海水溫度來實現(xiàn)流量調節(jié)的曲線。

    在原有工藝中，不論海水溫度高低，海水流量總是一個恒定值。對原有工藝進行改進，采用換極電動機或變頻調速器來控制海水泵的轉速，使得海水流量隨著海水溫度的升高而降低，從而可以降低水泵的電能消耗。運行實踐證實，換極電動機和變頻器的使用可分別使耗電量降低至原有工藝耗電量的80％和70％u。。

    國內石化等領域的實踐也證明，變頻調速裝置是企業(yè)技術改造、節(jié)能降耗的理想設備。

原則上海水的溫度越高，所需的海水流量越小。但是當海水流量較小時，海水中的生物(如貝類)將附著在氣化器的換熱管上，影響傳熱，所以需要對最小海水流量下的氣化器性能進行測試。

    在Ohgishima LNG接收終端，采用再冷凝工藝對BOG進行處理。通過增加壓縮機的人口壓力或者降低壓縮機的出口壓力來減小壓縮比，從而降低電能消耗，具體做法如下：

    ①將LNG儲罐中的壓力(即壓縮機的入口壓力)增大至操作條件下的****值，在壓縮機出口壓力不變的條件下，其壓縮比可減小。具體做法就是在白天電價較高時，減小壓縮機電機(可調速)的轉速或者調節(jié)入口調節(jié)閥，減小通過壓縮機的BOG流量，待儲罐內壓力增大至設定值后，再將BOG流量恢復至額定值。

  ②在壓縮機人口壓力不變的條件下，降低壓縮機出口的BOG壓力。經(jīng)烴泵輸送來的LNG為出口BOG提供冷能從而實現(xiàn)BOG的再液化。當BOG壓力降低時，再液化所需冷能相應增加，烴泵的 LNG流量增大，烴泵的耗電量增加，但是由于單位時間烴泵耗電量的增加量小于BOG壓縮機耗電量j

  的降低量，所以仍可以達到節(jié)能的效果。

  3．3  降低低溫烴泵的電能消耗

    低溫烴泵是站內輸送LNG的關鍵設備。由于 LNG溫度低、易氣化、易燃易爆，因此在LNG儲罐中設置性能優(yōu)良的烴泵，將LNG輸送至氣化器進行氣化。低溫烴泵一般為多級泵，揚程可根據(jù)用戶要求而定，選擇范圍為50～2 000 m，以適應不同輸氣管網(wǎng)對壓力的要求。通常需運行的烴泵和氣化器數(shù)量由外輸氣體量決定。

    在Ohgishima LNG接收終端，通過采取以下措施來降低低溫烴泵的電能消耗：

    ①在氣化器氣化能力不變的條件下，減少單個氣化器對應的低溫烴泵臺數(shù)�，F(xiàn)場運行中，在氣化器低負荷運行時，在滿足氣化器工作流量條件下，將并聯(lián)烴泵臺數(shù)由3臺降為2臺。由于并聯(lián)運行泵的數(shù)量越多，各泵的效率下降越多¨引，所以當泵的臺數(shù)由3臺降為2臺時，耗電量減少。

②降低低溫烴泵的葉片級數(shù)。多級烴泵運行時揚程與實際外輸壓力要求不匹配時，出現(xiàn)出口壓力過高的情況，為降低出口壓力，通常使用烴泵出口壓力控制閥進行調節(jié)，這樣做不但增加能耗，而且調節(jié)過程中烴泵出口振動頻率加大。對此，運行人員根據(jù)外輸壓力要求，現(xiàn)場對多級泵進行對稱拆級，從而達到降低電耗的目的。當泵的揚程大于實際需要時，多級泵通過拆級來改變其特性曲線，拆級后其揚程降低，流量增大，與沒拆級泵相比可節(jié)約電能，且其拆級與恢復是可逆的口引

    在LNG卸船工藝中，需要重油作為蒸汽渦輪發(fā)電機組的燃料，造成了SO。氣體的排放，污染環(huán)境。

    在Ohgishima LNG接收終端，采用BOG與重油(雙燃料系統(tǒng))作為蒸汽渦輪發(fā)電機組的燃料，由于 BOG中不含硫，從而降低了SO。氣體的排放量。在此雙燃料系統(tǒng)中，優(yōu)先使用BOG，當BOG不足時使用重油補充。

LNG槽船靠泊碼頭后，卸料臂將船上與岸上的卸船管道連接起來，由船上的卸船烴泵將LNG輸送到接收終端的LNG儲罐。隨著LNG的不斷輸出，槽船上LNG儲罐內壓力下降，為維持其壓力，將接收終端LNG儲罐內的BOG經(jīng)壓縮機加壓…]，一部分送人槽船上LNG儲罐，另一部分送人槽船蒸汽渦輪機的燃料系統(tǒng)。卸船工藝流程。

通過綜合采取以上幾種措施，Ohgishima LNG接收終端各個過程的總耗電量降低至原來的47％， CO和SO。氣體的排放量顯著降低。

    隨著全球環(huán)境危機和能源危機的加劇，各國都在倡導環(huán)保節(jié)能的生產(chǎn)方式。日本在節(jié)能環(huán)保方面的做法在國際上處于領先地位，通過對工藝設備的改進，大大降低了能耗，并減少了對環(huán)境的污染。目前我國也在大力提倡節(jié)能環(huán)保，但是重視程度還不夠，與國外相比還存在較大差距。隨著我國LNG產(chǎn)業(yè)的飛速發(fā)展，如何使LNG接收終端工藝設備的環(huán)境負荷最小化應該被提上議事日程。