LNG储备调峰站工艺方案优化探讨

中国五环工程有限公司 赵保林 王 海 龙 辉 王海波 董 文

近年来频繁出现“气荒”，特别是每遇迎峰度冬，政府都要提前准备，甚至采取限制企业用气等非常措施。城市储气设施建设相对滞后，调峰能力不足是造成冬季供气紧张局面的重要原因。为补足储气调峰短板，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(发改能源规〔2018〕637号)，明确了储气能力指标：供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节(月)调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。要求县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3 d需求量的储气能力。在此政策要求背景下，各地掀起了建设LNG储备调峰站的高潮。LNG资源来源和供气需求不同，LNG储备调峰站工艺技术方案也有所不同。本文结合已运行多年的LNG储备调峰站实例，就工艺方案中主要存在问题及优化进行简要阐述。

1 LNG储备调峰站特点

根据LNG资源不同，LNG储备调峰站可以分为以下3种类型：

(1) 液化型。依托天然气管网配套建设天然气液化装置，在管网气充足条件下，启动天然气液化装置将管网天然气液化后送至LNG储罐内储存，在需要应急调峰时，再将罐内储存的LNG增压气化后返输补充至天然气管网，如上海五号沟LNG事故备用站一期项目。该类型储备调峰站的优点是在满足调峰储备罐容要求下，也可以外售部分生产的LNG产品，可降低项目运行成本；缺点是一次建设投资高、需要有天然气资源，同时流程长、装置运行难度高。

(2) 船运接收型。依托海外或沿海LNG资源经LNG船转运至储备调峰站的LNG储罐内储存并保持应急调峰库容需求，在需要应急调峰时，启动气化装置将LNG气化后外送至天然气管网，如深圳市天然气储备与调峰库项目。该类型储备站特点是罐容大，在应急保供的同时还能外售部分LNG资源，项目经济性好；缺点是需要配套有优良的港口条件、报批建设周期长、项目建设投资高。

(3) 车运接收型。利用LNG槽车卸车至应急调峰站内储存，在管网需要补气时再气化LNG输入至天然气管网，如武汉安山LNG储存基地等城市应急调峰项目。该类型储备站特点是车运外购LNG资源、流程简捷、项目建设投资省；缺点是当前条件下，天然气供气定价实行统一门站价，而买入LNG是市场定价，买入LNG资源价格通常要高于天然气外售价格，因此项目不具备自负盈亏能力。

当项目建设地受地理条件和管网天然气资源的限制，更多采用车运接收型应急调峰储备站。本文主要就目前建设较多的车运接收型LNG储备调峰站的工艺方案进行阐述。

2 车运接收型LNG储备调峰站典型工艺方案

车运接收型LNG储备调峰站主要工艺系统包括LNG卸车、LNG储存、蒸发气(BOG)处理及LNG气化外输等单元。其工艺流程如图1所示。

图1 典型车运接收型LNG储备调峰站工艺流程

2.1 LNG卸车单元

LNG卸车多选择自增压卸车，利用卸车增压气化器装置实现LNG槽车自流式增压。自LNG槽车经软管引入少量LNG至卸车增压气化器(E0101)气化，然后经LNG卸车橇(Z0101)气相臂返回至LNG槽车内增压，将槽车内LNG经卸车橇(Z0101)液相臂压出至LNG储罐(T0201)内储存。

2.2 LNG储存单元

考虑到储备调峰量大的特点，城市型应急调峰站大多以10万m3、20万m3、30万m3罐容居多，且采用低温低压储存方式。为提高储罐安全可靠性、节约项目用地和投资，多选择双金属壁全容罐。根据槽车运入的LNG密度和储罐内LNG密度的差异，可选择上进料或下进料的方式送入LNG储罐（T0201）达到自然混合、避免分层的目的。根据气化外输的压力要求，设置LNG罐内泵(P0201)一级增压后外输至气化单元。

2.3 蒸发气BOG处理单元

低温低压储罐正常运行压力一般维持在15～25 kPa，操作温度约为－160℃。LNG应急调峰站BOG产生主要由储罐冷损和卸车体积置换等因素引起。随着储罐内BOG增多，如果不能及时移出罐外，将导致储罐内气相压力升高。为保持LNG储罐安全稳定运行，一般选择压缩外输至天然气管网。BOG压缩有低温压缩和常温压缩两种方案。针对进气温度低(－140℃左右)，低温BOG压缩机需要解决低温下的应力及强度、变形过大及润滑等技术难题。目前国内低温BOG压缩机技术尚不成熟，而采用进口低温BOG压缩机则投资成本高。一般应急调峰型储备站BOG处理量小，综合其投资和运行成本，普遍选择常温压缩方案。首先采用空温式复热器(E0301)将BOG复热至－20℃以上，同时根据项目所在地冬季环境温度情况，为避免冬季BOG复热温度过低，可考虑需否增设BOG加热器(E0302)辅助加热，满足冬季极端环境温度条件下BOG压缩机入口温度控制要求。复热之后BOG经BOG压缩机入口缓冲罐(T0301)、常温BOG压缩机(K0301)和BOG压缩机出口缓冲罐(T0302)后经计量加臭外输至天然气管网，以达到回收BOG目的。

2.4 LNG气化单元

车运接收型LNG调峰储备站主要有空温式气化器、热水浴式气化器以及浸没燃烧式气化器(SCV)等类型。一般根据外输规模、项目用地、运行模式等择优选择。目前较多选择空温式气化器和热水浴气化器，考虑到节省占地、运行时间短以及冬季极端环境温度等因素，以选择热水浴式气化器居多。

3 传统工艺方案存在的问题

3.1 LNG卸车

LNG调峰储备站一般采用空温式气化器自增压卸车方案。在LNG槽车卸车过程中，空温式气化器不断结霜，造成卸车速度逐渐降低。如有效容积约47 m3LNG槽车，卸车时间一般为3～4 h，卸车一段时间后还需解冻除霜。因此自增压卸车仅能满足小型LNG气化站低频次的卸车要求，不能满足LNG储备调整站连续、大规模LNG卸车的需求。

为提高卸车速率，保障连续卸车要求，部分LNG储备调峰站也有选择带低温泵的LNG卸车橇工艺，虽然能将卸车时间缩短至1.5 h以内，大大提高了卸车速率，但带低温泵卸车系统具有投资高，同时为避免LNG卸车泵气蚀，存在不能将槽车LNG完全卸出等缺点；另外，考虑到卸车补给的间断性，每次卸车前需要预冷卸车泵，操作过程复杂。

3.2 LNG外输管线预冷

应急调峰要求气化供气响应快。由于LNG储罐和气化单元安全距离要求，LNG罐内泵至气化器液态外输管线距离远，每次启用前都需要预冷。但考虑到接收站全年应急调峰运行时间短，若选择LNG罐内泵常年连续运行保持液态外输管线处于冷态备用，运行能耗太高，因此调峰站一般选择不进行保冷循环操作，仅在应急调峰前启动LNG罐内泵进行管线预冷，预冷温降不宜控制，预冷时间长，不能达到及时供气的要求。

4 工艺设计方案优化

4.1 项目概况

某项目主体功能是城市应急调峰，外购LNG经槽车运到站内，卸车后送入储罐内储存。在冬季管网天然气供应紧张时，储存的LNG经罐内泵加压后送往热水浴式气化器升温气化，然后经计量、加臭后送往天然气外输管网供用户使用。日常运行中由于LNG储罐吸收外界热量，导致储存LNG部分气化，为维持储罐低压状态，气化BOG经复热后送BOG压缩机增压计量后外送至天然气管网。该项目建设1台2万m3双金属壁全容罐，设置2台72 m3/h的罐内泵，2台35 000 m3/h的热水浴式气化器，3台700 m3/h的常温压缩机，LNG装卸站配套设置2台卸车橇。该项目对传统的LNG储备调峰站工艺方案进行了优化，主要解决了卸车难、气化响应时间长等问题。优化的工艺流程如图2所示。

图2 车运接收型LNG储备调峰站工艺流程优化

4.2 LNG卸车优化

LNG储备调峰站一般将BOG直接增压送至天然气管网，增压压力由天然气管网最高运行压力决定。该项目中BOG压缩机增压至3.5～5.6 MPa才能满足外输至天然气管网要求。本优化方案增设有BOG换热器(E0303)和BOG卸车缓冲罐(T0101)。卸车时抽取部分已增压的BOG，经E0303和储罐低温BOG换热回收BOG冷量后，再经节流减压至0.6～0.7 MPa送至T0101内。T0101内低温BOG经LNG卸车橇气相臂返回至LNG槽车气相空间内，将LNG压入至LNG储罐实现卸车的目的。

本BOG增压卸车方案较好地克服了空温式自增压卸车、泵增压卸车的缺点。卸车时间能控制在1.5 h以内，提高了卸车速率。同时为避免常温BOG卸车增加LNG蒸发气化，通过BOG换热器和节流降压能将BOG降低至较低温度，具有投资省、卸车时间短、适合连续大规模卸车等优点，同时又有效避免了BOG增压卸车导致过多热量输入引起的LNG蒸发气化。

4.3 LNG外输管线运行保冷

传统工艺流程中，储罐的低温BOG直接进入BOG空温复热器中复热，因此BOG冷量没有得到有效利用。在该项目优化设计中，BOG管线和罐内泵出口管线间、气化器入口与BOG空温器入口间均增设了BOG连通管线。运行时首先将储罐蒸发低温BOG引入至LNG罐内泵出口液相输出管线，经液相输出管线流至气化单元气化器入口，然后再将BOG经联通管线引回至空温器入口，进一步复热。这样就能利用低温BOG流经LNG液相输出管线，使其始终处于冷态。同时，利用该连通管线，可在应急调峰前将BOG切出，迅速启动LNG气化系统，有效缩短储备调峰站气化启动时间。

4.4 方案优化前后比较

该项目与传统的工艺方案相比，具有比较适合连续大规模卸车、LNG气化启动迅速等特点。该方案优化特点比较如表1所示。

表1 方案优化特点比较

5 结语

BOG增压卸车工艺流程简捷，较好地解决了常规空温器自增压卸车工艺、LNG泵卸车工艺等问题，适合LNG调峰储备站连续、大规模卸车。同时，利用回收BOG冷量和自身节流降温，有效避免了过多热量输入引起的槽车LNG大量蒸发气化。利用储罐蒸发低温BOG在非应急调峰期间为LNG液态外输管线进行保冷，有效缩短了气化前的LNG管线预冷时间，解决了应急调峰气化外输响应时间长的问题。