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液化天然气液化储存系统与LNG储罐地面储存技术

202008-1817:59:10

  一、天然气液化及储存系统

  1、液化及混合冷剂循环系统

  在混合冷剂循环技术的支持下,可满足天然气的液化要求,该技术应用中可在混合冷剂的作用下,满足天然气液化过程中的工艺优化要求,使得其工艺装置有着良好的实践应用效果。

  通过对天然气工艺要求的考虑,可在预处理系统的支持下,对水、二氧化碳等进行针对性处理,确保它们能够达标,进而在液化区中对天然气进行进一步处理。此时,板翅式换热器、气液分离器配合作用下可形成液化区,箱体中填充珠光砂用来隔绝外界空气,保持冷量不流失。

  天然气先在预冷换热器中预冷,将温度冷却至-50℃,并在重烃分离器中除去可能存在的重烃组分,然后进入液化换热器中液化,将温度冷却至-120℃,然后经过过冷换热器过冷到-159℃。液化的冷量由多组分混合冷剂的循环量提供,混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丙烷和异戊烷组成。

  入口分离器会对混合冷剂进行处理,进而在压缩机、水冷却器的作用下,使得进而到二级进口分离器中的气体和液体可达到分离的目的,且其产生的气体需要进一步压缩。液相由增压泵送至循环压缩机二级出口冷却器,与二级出口气相混合后,经水冷却器冷却后进入二级出口分离器。此时,在预冷器的预冷作用下,能够对泵流进行处理,满足天然气对冷量的实际需求。同时,通过对预冷换热器实际作用的发挥,可对来源于二级出口分离器的气相进行冷却处理,并通过对高压分离器的配合使用,能够达到对分离器中流出液体冷却处理的目的,从而为天然气液化阶段提供冷量,同时,液化段中气体的冷凝,需要在该工序实施后进一步进行过冷处理,确保天然气能够得到所需的冷量。

  膨胀后的循环气流,在冷箱板翅式换热器的预冷段、液化段和过冷段共用返流流道中复热后出冷箱,再进入压缩机入口分离器循环压缩。

  2、LNG储存系统及装车系统

  LNG自液化装置进入LNG低温储罐,进液可以通过储罐上部,也可通过储罐下部注入,或采用同时进液的方式。进液的方式根据储罐内的液体密度和温度条件而定,保证进罐LNG和储罐内的LNG能够充分混合,避免储罐内液相产生分层,防止“翻滚”现象的发生,保持低温储罐运行的稳定性和性。

  LNG储罐外置两台离心泵,泵出口设置回流管线,可将罐内的LNG经装车泵重新注入储罐内,起到循环、混合储罐内LNG的作用,减小LNG分层现象的发生。装车时经LNG泵输送至专用槽车,气相返流管线既可与储罐内气相空间相连,也可经汽化器后进入BOG压缩机,以平衡装车时槽车内的压力,提高装车速度和液相充满率。

  二、天然气储罐地面储存技术

  目前,天然气的储存方式主要有气态储存和液态储存两种,其中前者包括地面储罐储存、管道储存和地下储气库储存等。

  1、地面储罐储存

  天然气地面储存一般采用金属储气罐,储气罐按压力分为高压和低压两种。低压储罐的工作压力一般为0.004~0.005MPa,多为化工厂、石化厂作工艺气的中间储存,高压储气罐的工作压力一般为0.25~3.0MPa,主要用于城市配气系统供昼夜或小时调峰用。

  2、管道储存

  天然气管道储存有输气干线末段储气和利用管束储气两种方式。

  输气干线末段储气,是指在供气低峰时,将富余的气储存在输气干线末段,随着管内气体压力逐渐升高到然后一个压气站允许的较高压力,到用气高峰时,该储气段压力降到城市配气管网允许的较小值,将储存的气体输出,增加供气量。

  管束储气,即使用一定直径和一定数量的管子构成管束,埋设于供气点附近,用高压天然气或压缩机将天然气注入管束中,待高峰用气时输出。

  管道储气容量较小,主要供城市昼夜或小时调峰用。

  3、地下储气库储存

  地面天然气储罐和管道储气只能作为昼夜用气不均衡性的措施,要解决季节用气不均衡性问题,根本的办法是建造地下储气库。如果没有地下储气库,干线输气管道就应根据冬季的用气量进行设计。在冬季,输气管道将满负荷工作,而到夏季,由于用气量减少,输气管道的负荷将下降,因此,管路和设备的利用率降低,固定设备投资在输气成本中所占的比重将提高。在冬夏季用气量相差悬殊的情况下,输气管道夏季负荷降低,不但在经济上不合理,而且在输气工艺上造成很多困难。如果有地下储气库,干线输气管道就可以根据日平均用气量进行设计,在夏季,多余的气体注人地下储气库,在冬季,不足的气体由地下储气库补充.这样,输气管道全年都是在满负荷下工作,管路和设备的能力可以得到充分利用。

  地下储气库具有储气容量大、节省地面LNG储罐投资、不受气候影响、维护管理简便、可靠、不影响城镇美化规划、不污染环境等优点。

  地下储气库主要有利用枯竭的油田或气田作地下储气库、利用含水层作地下储气库和利用盐层作地下储气库三种类型。

  天然气以气态形式进行储存和运输,由于其体积庞大,压力很高,因此通常将其在常压下深冷到-160℃进行液化。在标准状态下,其液态体积为气态时的1/600,而密度相当于气态时的600倍,因此无论对远洋贸易运输,还是储罐储存,都具有较高的经济价值。

  天然气液化储存方式不受地理位置、地质构造、距离和容量等的限制,占地少、造价低、工期短、维修方便。对于无油气田、盐穴、水层建造地下储气库的城市,可以利用这种方式进行调峰。

  由于液化天然气具有可燃性和超低温性(-160℃),因而对储存设施(储罐)的要求很高。目前国外液化天然气的储存主要是储罐储存,储罐分地下和地上两种。储罐形式的选择取决于投资费用,也取决于因素及其它一些制约条件。在常压下储存液化天然气时,储罐内压通常为3.4~17.2kPa。