LNG接收站最大／最小外輸量的確定方法——以浙江LNG接收站為例

賈士棟 呂俊 鄧青

中海浙江寧波液化天然氣有限公司

LNG接收站的主要功能是接收、儲存和氣化LNG，并通過管網(wǎng)向下游用戶供氣［1－2］。部分LNG接收站還設(shè)置有LNG槽車裝車站，向用戶直接提供LNG。LNG接收站的最大／最小外輸量是其最重要的生產(chǎn)運行參數(shù)之一，接收站的設(shè)計正是根據(jù)這一參數(shù)來確定整個接收站工藝設(shè)備的運行能力、管道的粗細(xì)、閥門的大小等重要參數(shù)。因此，接收站的最大／最小外輸量在FEED設(shè)計階段（前端設(shè)計）就應(yīng)予以確定。筆者以浙江LNG接收站（以下簡稱為浙江LNG接收站）為例，討論了接收站最大／最小外輸量的確定方法，希望借此對其他LNG接收站最大／最小外輸量的確定有所裨益。

1 最大／最小外輸量的計算

1．1 最大／最小外輸量的計算原則

根據(jù)浙江省用氣負(fù)荷不均勻系數(shù)（表1），可以看出浙江省天然氣消費存在夏冬兩季為用氣高峰、春秋兩季為用氣低谷的現(xiàn)象，尤其在每年的1、2月份，由于中國傳統(tǒng)節(jié)日的影響，此時用氣負(fù)荷不均勻系數(shù)不及高峰用氣月的一半。如2011年7月29日，浙江省單日最大用電負(fù)荷為5 063×104kW，而2011年2月3日的最低負(fù)荷僅為973×104kW。

表1 浙江省用氣負(fù)荷不均勻系數(shù)統(tǒng)計表

另外，由于浙江LNG接收站主要用于天然氣調(diào)峰，即主要解決工業(yè)用戶尤其是燃?xì)怆姀S的小時調(diào)峰任務(wù)。而浙江省電網(wǎng)要求燃?xì)怆姀S在白天用電負(fù)荷集中時天然氣機(jī)組滿負(fù)荷運行，而在夜里用電負(fù)荷大幅下降時天然氣機(jī)組停止運行，具體來說，燃?xì)鈾C(jī)組運行的主要集中時間為每日的8：00—22：00，其余時間基本為少開或者不開，即所謂的晝開夜停。

為了適應(yīng)這種用氣特點，浙江LNG接收站最大外輸量的確定應(yīng)保證白天滿足浙江省天然氣管網(wǎng)最高峰時的用氣需求，而最小外輸量的確定則僅保證滿足LNG接收站最低運行條件即可（即保持單臺設(shè)備處于熱備用狀態(tài)），以備短期內(nèi)LNG接收站外輸量從較小外輸量轉(zhuǎn)化到最大外輸量。按這個原則來考慮LNG接收站最大／最小外輸量的計算。

1．2 浙江LNG接收站工藝流程簡介

浙江LNG接收站工藝流程如圖1所示［3］。LNG接收站將來自LNG船的LNG（－162℃）通過碼頭上的卸料管線輸送至LNG儲罐。位于LNG儲罐內(nèi)的罐內(nèi)低壓泵再將儲罐內(nèi)LNG輸送至再冷凝器［4］，然后通過高壓泵將再冷凝器內(nèi)的LNG加壓輸送至氣化器，最后LNG在氣化器內(nèi)氣化后輸送至浙江省天然氣管網(wǎng)，由天然氣管網(wǎng)將天然氣送至最終用戶［5－6］。由于環(huán)境溫度、大氣壓變化、罐內(nèi)泵電機(jī)運轉(zhuǎn)等外界能量輸入原因，LNG接收站1臺罐內(nèi)低壓泵需要始終保持運轉(zhuǎn)，以維持小流量的LNG在整個接收站的工藝設(shè)備及管線內(nèi)流動，從而達(dá)到保冷的效果［7］，產(chǎn)生的BOG（Boiled Off Gas）需要通過再冷凝器冷凝后外輸或者直接通過火炬燃燒排放。

圖1 浙江LNG接收站工藝流程簡圖

2 最大外輸量的確定

根據(jù)圖1及LNG接收站最大／最小外輸量的計算原則，可以看出決定LNG接收站外輸量的設(shè)備主要為罐內(nèi)低壓泵、再冷凝器、高壓泵及氣化器，根據(jù)這4類設(shè)備的運行能力就可以計算LNG接收站最大／最小外輸量。根據(jù)浙江省天然氣管網(wǎng)下游公司提供的數(shù)據(jù)，浙江LNG接收站在高峰月高峰日承擔(dān)的天然氣最大外輸量為880 000m3／h，折合LNG外輸量為1 420m3／h。根據(jù)設(shè)備大小匹配及略微放大的設(shè)計原則，確定氣化器的氣化能力為384m3／h，共4臺；確定高壓泵的流量為384m3／h，共5臺，1臺備用；確定罐內(nèi)低壓泵的流量為430m3／h，共6臺（綜合考慮槽車外運及全廠保冷循環(huán)的需求）。據(jù)此，可以得出浙江LNG接收站最大外輸量為1 536m3／h，略大于天然氣管網(wǎng)的高峰需求量。

3 最小外輸量的確定

3．1 決定LNG接收站最小外輸量的主要設(shè)備

根據(jù)浙江LNG接收站的工藝流程，可以看出決定LNG接收站最小外輸量的設(shè)備主要為罐內(nèi)低壓泵、再冷凝器、高壓泵及氣化器，即確定LNG接收站最小外輸量時需要考慮這4類設(shè)備的最低運行條件。

3．1．1 罐內(nèi)低壓泵

罐內(nèi)低壓泵位于高壓泵的上游。根據(jù)設(shè)備選型原則，罐內(nèi)低壓泵單臺流量（Q1）為430m3／h。但考慮到槽車（按僅有1臺槽車在裝車計算，所需LNG流量約為60m3／h，液態(tài)外輸量不作為氣態(tài)外輸量計算）、LNG接收站卸料管線及碼頭的保冷循環(huán)需求量（該量約為216m3／h，不外輸，冷循環(huán)后全部返回LNG儲罐）及需要提供給下游高壓泵的最小輸量，經(jīng)計算罐內(nèi)低壓泵的單臺流量約為394m3／h，已經(jīng)接近罐內(nèi)低壓泵的額定流量。而根據(jù)廠家提供的罐內(nèi)低壓泵性能曲線，該泵運行的最小流量（Q1′）要求為130m3／h。而Q1大于Q1′。因此，要維持整個LNG接收站的保冷循環(huán)及下游設(shè)備正常運作，要求罐內(nèi)低壓泵的最小流量為394m3／h。

3．1．2 再冷凝器

再冷凝器主要冷凝整個LNG接收站產(chǎn)生的BOG，并用作下游設(shè)備高壓泵的入口緩沖罐［8－9］。根據(jù)計算，可知浙江LNG接收站最大BOG產(chǎn)生量約為27t／h，對應(yīng)需要冷凝BOG的LNG量為189t／h（按照BOG∶LNG＝1∶7考慮）［10］，那么需要罐內(nèi)低壓泵輸送的LNG量為189t／h，冷凝后總計產(chǎn)生LNG量（Q2）為474m3／h（其中59m3／h為BOG 冷凝后變成的LNG量）。但如果考慮將全部BOG通過火炬燃燒，那么再冷凝器不會額外增加LNG流量。

3．1．3 高壓泵

3．1．3．1 沒有變頻器的高壓泵最小流量的確定

根據(jù)設(shè)備選型原則，高壓泵額定流量為384m3／h，揚(yáng)程為1 806m，轉(zhuǎn)速為2 975r／m。根據(jù)高壓泵的性能曲線（圖2），可以得知在不變頻的情況下，高壓泵的最小流量為118m3／h。如果再減小流量，高壓泵將不能正常工作，并且此時輸送的LNG不能帶走由于電機(jī)產(chǎn)生的熱負(fù)荷而將對泵產(chǎn)生損害。高壓泵不承擔(dān)全廠LNG保冷循環(huán)及供LNG槽車外運的任務(wù)。因此，高壓泵需要的最小流量（Q3）為118m3／h。

圖2 高壓泵性能曲線圖

3．1．3．2 安裝變頻器后高壓泵最小流量的確定

從圖2可以得知，在轉(zhuǎn)速為2 975r／m的情況下，高壓泵最小流量為118m3／h［11］。圖3為安裝變頻器后高壓泵的性能曲線。浙江省天然氣管網(wǎng)對氣化器出口壓力要求維持在7MPa，從圖3可以看出，如果要維持離心泵速度三角形不變，并保持氣化器出口壓力為7MPa（圖中紅色橫線），需要高壓泵的轉(zhuǎn)速下調(diào)為2 775r／m（即圖中深藍(lán)色曲線）。如果繼續(xù)下調(diào)高壓泵轉(zhuǎn)速至2 000r／m，此時不僅泵的效率低（20%以下），且氣化器出口壓力也不能達(dá)到管網(wǎng)要求。因此，安裝變頻器后，2 775r／m是高壓泵轉(zhuǎn)速調(diào)整的下限。那么根據(jù)離心泵流量相似公式，在轉(zhuǎn)速調(diào)整量小于20%時，離心泵的速度三角形基本保持不變，因而轉(zhuǎn)速和流量成正比。經(jīng)計算，在轉(zhuǎn)速為2 775r／m時，浙江LNG接收站高壓泵的最小流量為110m3／h。

圖3 安裝變頻器后高壓泵的性能曲線圖

3．1．4 氣化器

浙江LNG接收站選用來自日本神戶制鋼的中間介質(zhì)氣化器（IFV）［12］。IFV是由一個蘭金循環(huán)系統(tǒng)和天然氣直接膨脹系統(tǒng)組成的綜合系統(tǒng)［13－15］。該氣化器位于高壓泵的下游。根據(jù)廠家文件，IFV在維持熱備用狀態(tài)時對LNG的需求量很小，僅為6．6m3／h，這樣就可以減少IFV通入大流量LNG時的熱應(yīng)力，從而實現(xiàn)IFV的快速啟動。因此，IFV需要的最小LNG流量（Q4）為6．6m3／h。

3．2 最小外輸量的計算工況

從上面4種設(shè)備的分析可以看出，LNG接收站最小外輸量應(yīng)分為2種計算工況，即允許火炬燃燒工況及不允許火炬燃燒工況。

3．2．1 火炬燃燒工況

低壓泵供應(yīng)394m3／h的LNG給下游的高壓泵、槽車及全廠保冷循環(huán)系統(tǒng)，其中216m3／h的LNG為全廠保冷循環(huán)用，循環(huán)后全部返回LNG儲罐，不外輸；60m3／H 的LNG供應(yīng)給槽車，不外輸，產(chǎn)生的BOG氣體全部通過火炬燃燒，即再冷凝器不發(fā)揮作用；剩下的118m3／h LNG供應(yīng)給高壓泵（不變頻），而高壓泵又需要供應(yīng)（Q3）118m3／h的LNG給下游IFV，IFV熱備啟動所需的最小LNG流量（Q4）為6．6 m3／h（小于Q3）。因此，最后氣化外輸至浙江省輸氣干網(wǎng)的天然氣量為Q3。即在允許火炬燃燒并保證全廠各有1臺主工藝設(shè)備運轉(zhuǎn)的前提下，決定LNG接收站最小外輸量的關(guān)鍵設(shè)備為高壓泵的最小流量。

3．2．2 不允許火炬燃燒工況

低壓泵供應(yīng)690m3／h的LNG給下游的再冷凝器、高壓泵、槽車及全廠保冷循環(huán)系統(tǒng)，其中216m3／h的LNG為全廠保冷循環(huán)用，不外輸；60m3／H 的LNG供應(yīng)槽車，不外輸，產(chǎn)生27t／h的BOG氣體全部通過再冷凝器冷凝，冷凝后產(chǎn)生共計（Q2）474m3／h（其中59m3／h為BOG冷凝后變成的LNG量）的LNG輸送至高壓泵。該量大于高壓泵最小流量Q3，也大于末端IFV熱備啟動所需的最小LNG流量Q4，因此，最后氣化外輸至浙江省輸氣干網(wǎng)的天然氣量為Q2。即在不允許火炬燃燒并保證全廠各有1臺主工藝設(shè)備運轉(zhuǎn)的前提下，決定LNG接收站最小外輸量的關(guān)鍵設(shè)備為冷凝BOG需要的LNG量。

4 結(jié)論

1）決定LNG接收站外輸能力的設(shè)備主要為罐內(nèi)低壓泵、再冷凝器、高壓泵及氣化器，即根據(jù)這4類設(shè)備的能力大小來計算接收站最大／最小外輸量。

2）根據(jù)浙江省天然氣管網(wǎng)下游公司提供的數(shù)據(jù)、設(shè)備大小的匹配和略微放大的原則，得出浙江LNG接收站最大外輸量為1 536m3／h（LNG流量），折合氣體流量為950 000m3／h，略大于天然氣管網(wǎng)的高峰流量需求。

3）在允許火炬燃燒的情況下，綜合考慮罐內(nèi)低壓泵、再冷凝器、高壓泵及氣化器的設(shè)備性能及下游天然氣管網(wǎng)對LNG接收站的供氣需求，高壓泵的最小流量即為浙江LNG接收站的最小外輸量，即118m3／h（LNG流量），折合氣體流量為75 331m3／h。

4）在不允許火炬燃燒的情況下，綜合考慮罐內(nèi)低壓泵、再冷凝器、高壓泵及氣化器的設(shè)備性能及下游天然氣管網(wǎng)對LNG接收站的供氣需求，冷凝BOG需要的LNG量即為浙江LNG接收站的最小外輸量，即474 m3／h（LNG流量），折合氣體流量為302 601m3／h。

5）通過變頻的方式可調(diào)節(jié)高壓泵的最小流量至110m3／h（LNG流量），即折合氣體流量為70 220m3／h。

［1］初燕群，陳文煜，牛軍鋒．液化天然氣接收站應(yīng)用技術(shù)［J］．天然氣工業(yè)，2007，27（1）：120－123．CHU Yanqun，CHEN Wenyu，NIU Junfeng．LNG terminal application technology［J］．Natural Gas Industry，2007，27（1）：120－123．

［2］張楊竣，秦朝葵，劉鵬君．LNG互換性及我國天然氣氣質(zhì)管理問題探討［J］．石油與天然氣化工，2012，41（2）：219－222．ZHANG Yangjun，QIN Zhaokui，LIU Pengjun．Discussion on LNG interchangeability and natural gas quality management in China［J］．Chemical Engineering of Oil ＆ Gas，2012，41（2）：219－222．

［3］王紅，白改玲，李艷輝，等．LNG接收站流程模擬計算［J］．天然氣工業(yè)，2007，27（11）：108－109．WANG Hong，BAI Gailing，LI Yanhui，et al．The simulated calculation on LNG receiving terminal process［J］．Natural Gas Industry，2007，27（11）：108－109．

［4］師銅墻，焦長安．大型液化天然氣（LNG）接收站低溫泵的工藝特性及選型［J］．水泵技術(shù)，2012（2）：31－34．SHI Tongqiang，JIAO Chang＇an．Large liquefied natural gas（LNG）terminal cold pump technology characteristics and selection［J］．Pump Technology，2012（2）：31－34．

［5］劉利．LNG接收站的設(shè)計技術(shù)［J］．石油化工建設(shè)，2005，27（4）：8－11．LIU Li．LNG terminal design technology［J］．Petroleum ＆Chemical Construction，2005，27（4）：8－11．

［6］呂俊，王蕾．浙江LNG接收站項目氣化器選型及系統(tǒng)優(yōu)化［J］．天然氣工業(yè)，2008，28（2）：132－135．LYU Jun，WANG Lei．Zhejiang LNG terminal carburetor selection and system optimization［J］．Natural Gas Industry，2008，28（2）：132－135．

［7］呂俊，張昌維，傅皓．LNG接收站BOG壓縮機(jī)處理能力計算及選型研究［J］．化工設(shè)計，2011，21（1）：14－16．LYU Jun，ZHANG Changwei，F(xiàn)U Hao．LNG terminal BOG compressor capacity calculation and selection research［J］．Chemical Design，2011，21（1）：14－16．

［8］顧安忠．液化天然氣技術(shù)［M］．北京：機(jī)械工業(yè)出版社，2004．GU Anzhong．Liquefied natural gas technology［M］．Beijing：China Machine Press，2004．

［9］劉盛鵬．廣安LNG裝置冷箱積液處理［J］．石油與天然氣化工，2013，42（2）：154－155．LIU Shengpeng．Treatment of cold－box abnormal liquidflooding phenomenon in Guang＇an LNG plant［J］．Chemical Engineering of Oil ＆ Gas，2013，42（2）：154－155．

［10］曾志中，傅皓，周楊，等．浙江LNG項目初步設(shè)計［R］．成都：中國成達(dá)工程有限公司，2008．ZENG Zhizhong，F(xiàn)U Hao，ZHOU Yang．Zhejiang LNG project preliminary design［R］．Chengdu：China ChengDa Engineering Co．，Ltd．，2008．

［11］張翼飛．離心泵最小流量的確定［J］．流體機(jī)械，1996，24（1）：44－47．ZHANG Yifei．The determination of centrifugal pump minimum flow［J］．Fluid Machinery，1996，24（1）：44－47．

［12］王彥，冷緒林，簡朝明，等．LNG接收站氣化器的選擇［J］．油氣儲運，2008，27（3）：47－49．WANG Yan，LENG Xulin，JIAN Chaoming．LNG receiving station carburetor choice［J］．Petroleum Storage and Transportation，2008，27（3）：47－49．

［13］陶文銓．?dāng)?shù)值傳熱學(xué)［M］．2版．西安：西安交通大學(xué)出版社，2001．TAO Wenquan．Numerical heat transfer［M］．2ndedition．Xi’an：Xi’an Jiaotong University Press，2001．

［14］羅惕乾．流體力學(xué)［M］．北京：機(jī)械工業(yè)出版社，1998．LUO Tiqian．Fluid mechanics［M］．Beijing：China Machine Press，1998．

［15］任德鵬，丁鵬飛，夏新林，等．低溫液體充填管路的數(shù)值計算［J］．工程熱物理學(xué)報，2004，25（1）：118－120．REN Depeng，DING Pengfei，XIA Xinlin，et al．Numerical simulation of filling process of cryogenic liquid in a pipeline［J］．Journal of Engineering Thermophysics，2004，25（1）：118－120．