液化天然气接收站

作者简介：初燕群，１９５７年生，硕士，高级工程师；１９８２年毕业于原华东石油学院勘探系，曾任中国海洋石油总公司科技发展部总经理，现任广东大鹏液化天然气有限公司副总裁。地址：（５１８０３４）广东省深圳市深南大道４００１号时代金融中心１１楼。电话：（０７５５）３３３２６７０１。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｃｈｕ．ｙａｎｑｕｎ＠ｄｐｌｎｇ．

ｃｏｍ液化天然气接收站应用技术（Ⅰ）

初燕群　陈文煜　牛军锋　刘新凌

（广东大鹏液化天然气有限公司）

初燕群等．液化天然气接收站应用技术（Ⅰ）．天然气工业，２００７，２７（１）：１２０‐１２３．

摘　要　２００６年６月中海油在广东省深圳大鹏建成投运了国内第一个液化天然气接收站，标志着我国已开始拥有多元化的天然气资源来源。为此，从技术应用的角度，对接收站的码头卸载、储存及闪蒸气处理、ＬＮＧ输送及气化、气体外输及液体外运的主要工艺过程和控制原理进行了简要分析；介绍了主要设备卸料臂、低温潜液泵、闪蒸气压缩机、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器、海水泵的性能参数和结构特点；概述了接收站的电气配置和仪控的集散控制系统、安全仪表系统、火气监控系统等。

主题词　液化天然气　接收站　工艺过程　设备　仪电系统　技术　广东大鹏

ＬＮＧ接收站的主要功能是接收、储存和将ＬＮＧ再气化，并通过管网向电厂和城市用户供气，也可通过槽车向用户直接供应ＬＮＧ。

广东大鹏液化天然气接收站码头位于深圳市，从２００６年５月２８日停靠第一艘ＬＮＧ运输船舶到同年１２月３１日为止，已进口ＬＮＧ共１３船７５×１０４ｔ（液体１１６×１０４ｍ３左右）。再气化后的天然气提供给以下用户：珠江三角洲新建的电厂和城市燃气用户、香港电灯（ＨＥＣ）、香港中华煤气（ＨＫＣＧ）以及与该接收站相邻的东部电厂。由于接收站是以上用户的唯一供气源，因而该接收站被设计成全年连续运行。

从应用技术的角度，对已经建成并投运的广东大鹏液化天然气接收站的接收系统进行了介绍。

一、工艺过程系统

１．卸载

ＬＮＧ运输船到达接收站码头，利用码头装备的激光靠泊系统并通过拖轮牵引到位后，抛锚、系缆，码头有冗余配置的系缆系统，能监测缆绳的荷载及张力，可自动脱缆，并为船岸间通讯提供气、电、或光缆的连接。

３台直径４００ｍｍ液相卸料臂和１台直径４００ｍｍ气相返回臂由液压系统驱动，经手动操作与船上对应管口逐一连接。在连接前，码头的冷态循环

应该停止以防止非正常时大量ＬＮＧ泄漏，但应当尽

可能晚的泄压以免卸料线回暖。 在卸船开始前，通过接收站ＢＯＧ（蒸发气）回收系统使储罐的压力略低于船舱的压力，以使气体从船舱流向储罐，并部分冷却气相返回线。卸船开始时，首先打通气相返回线流程，设定管线压力１６．６ｋＰａ（表压，下同），气体从船舱流向ＢＯＧ总管，然后

打通液相卸料线，以２００ｍ３

／ｈ的低流量卸料，一般

在７５ｍｉｎ内将卸料速率增加到设计值１２１００ｍ３

／ｈ，同时增加ＢＯＧ压缩机的负荷以确保蒸发气总管的压力。卸载操作产生的ＢＯＧ大部分将返回船舱以维持船舱的压力，其余的气体由ＢＯＧ回收系统回收。此时储罐压力设定在２５ｋＰａ。卸船结束前半小时，逐台停止卸料泵，最后卸料流速降到零。卸料和气相线流程关闭，用氮气吹扫后泄压至２０ｋＰａ；断开臂与船上管口的连接。码头的冷态循环将尽快恢复，当储罐压力下降到１０ｋＰａ时，关停１台ＢＯＧ压缩机，另１台在串级模式下控制蒸发气总管的压力。 在ＬＮＧ卸料总管上设有气化取样设施，可在卸船的全过程进行连续取样，卸船完成后气体样品经化验室色谱分析，得出组成、密度、热值，用于计算卸载量等。 ２．储存及闪蒸气处理

接收站建有２个全容式水泥顶储罐，每个有效容积为１６×１０４

ｍ３

，设计压力为－１．５～２９ｋＰａ，正

·

１·

常操作压力２．５～２５ｋＰａ，最高操作液位３４．６ｍ，最低操作液位２．９ｍ。依据卸料ＬＮＧ的密度，可以从

ＬＮＧ储罐的上部管口直接进入，也可通过内部插入管由底部进入。通常，较重的ＬＮＧ从上部进入，较轻的ＬＮＧ从下部进入。同时，也可通过ＬＮＧ低压输送泵将罐内ＬＮＧ循环到上部或底部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。

储罐的压力控制是关键问题。有４个安全阀（３＋１），设定值为２９ｋＰａ，６个真空阀（５＋１），设定值为－０．５ｋＰａ。设绝压控制器来控制ＢＯＧ压缩机的流量，设表压控制器来控制真空阀和放火炬气体调节阀。２个罐的绝压信号经过高选送往压力控制器，压力控制器的信号与来自再凝器的荷载超驰控制信号低选后送往ＢＯＧ压缩机控制其荷载。２个罐的表压信号经过高选后送往ＢＯＧ总管压力控制器分程控制２个放火炬气体调节阀。

每个罐都设有液位—密度—温度连续测量设施，以防止ＬＮＧ储罐出现分层翻滚现象。该测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成，可在ＬＮＧ储罐内垂直移动、测量。当温差超过０．３℃或密度差超过０．８ｋｇ／ｍ３时，人工操作ＬＮＧ低压输送泵对罐内ＬＮＧ进行循环操作。

在ＬＮＧ贮罐顶部还设有蒸发气体取样器，在化验室分析样品以监测开车时或由于罐内形成真空而导致空气进入时，蒸发气中的氮、氧含量。

闪蒸气处理控制系统主要包括ＢＯＧ压缩机荷载控制和再冷凝器流量、压力、液位控制，加上储罐的压力信号，实时处理闪蒸气，确保接收站在各种操作模式下的平稳运行。再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床，蒸发气和ＬＮＧ都从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合，保持压力和液位恒定，以确保ＬＮＧ高压输送泵的入口压力恒定。

再冷凝器处有３个控制器的信号进行低选并超驰控制压缩机的荷载：一个是确保高压输送泵入口ＬＮＧ保持液态的再冷凝器出口压差控制器；另一个是保证ＬＮＧ与ＢＯＧ在填料床层有效接触面积的最小液位控制器；还有一个是用于调整出口压力的再冷凝器旁路最小流量控制器。

再冷凝器设有旁路，以保证再冷凝器检修时，ＬＮＧ的输出可继续进行。

３．ＬＮＧ输送及气化

接收站ＬＮＧ输送系统采用两级泵输送系统。即ＬＮＧ储罐内低压输送泵把ＬＮＧ从储罐输送到再冷凝器后，再进入ＬＮＧ高压输送泵，加压到９ＭＰａ后通过总管输送到气化器。

ＬＮＧ低压输送泵是潜液泵，安装在ＬＮＧ贮罐的泵井中。共设有６台ＬＮＧ低压输送泵，分别安装在２个ＬＮＧ贮罐中。ＬＮＧ低压输送泵每台的输送能力为１８０ｔ／ｈ，高压输送泵每台的输送能力也是１８０ｔ／ｈ，通常是５台运行、１台备用。在每台低压、高压输送泵出口管线上均设有小流量回流管线，保证泵可以在最小流量约１３０ｍ３／ｈ时运行。

从ＬＮＧ低压输送泵来的ＬＮＧ大部分将直接输送到高压输送泵进口，小部分将送到再冷凝器去冷凝闪蒸气，但在无卸船的正常操作时，部分ＬＮＧ将循环到卸船总管，以保持卸船总管的冷状态。当

ＬＮＧ接收站处于“零输出”状态时，除１台低压输送泵外其他所有的低压、高压输送泵停止运行。该泵运行以确保少量的ＬＮＧ在卸船总管中及ＬＮＧ输送管线中进行循环，保持接收站系统处于冷状态。

ＬＮＧ在气化器中再气化为天然气，气化器中的操作压力为９ＭＰａ，气化后的天然气最低温度为０℃。ＬＮＧ接收站设有两种蒸发器：５台海水开架式气化器和１台浸没燃烧式气化器。在ＬＮＧ接收站正常操作时使用海水开架式气化器，其能力为１８０ｔ／ｈ，通常５台全部运行。为保护海洋生态资源，海水开架式气化器的海水进出口温差控制在５℃以内。浸没燃烧式气化器通常只作为调峰或海水开架式气化器维修时使用。

４．气体外输及液体外运

气化后的天然气压力为９ＭＰａ、０℃，经外输总管分别输往输气干线、港灯（ＨＥＣ）和中华煤气（ＨＫＣＧ）；东部电厂的管线从输气干线的清管器后接出，经计量、减压到５．４ＭＰａ后送出。接收站外输管线上共有５个计量撬，使用超声波流量计，其中输气干线、香港电灯管线、东部电厂管线上各１台，中华煤气管线２台。除东部电厂外的输气管线，在计量撬的下游还分别设有清管器。在外输天然气总管上设有一套天然气取样设施及在线气体分析仪，可实时监测外输天然气的质量（包括气体组成、烃露点、水露点、硫化氢及总硫含量），为东部电厂管线设有一套单独的天然气取样设施及在线气体分析仪，只做气体组成分析。气体组成与计量撬内超声波流量计的数据送往流量计算机以计算外输量及热值，用于贸易交接。中华煤气在接收站内也设置了自有天然气取样设施及在线气体分析仪。由于接收站的外输天然气主要用于发电，因此未设加臭系统，也未设置热值调整系统。

·２·