LNG的體積約為同等質(zhì)量氣態(tài)天然氣體積的1／600，可以節(jié)約儲(chǔ)運(yùn)空間和成本。天然氣在液化時(shí)除去了雜質(zhì)，故LNG是一種清潔、高效的能源，是優(yōu)質(zhì)的工業(yè)與民用燃料。LNG槽船與埋在深�；蛘叩叵碌拈L(zhǎng)距離輸氣管道相比，可節(jié)省管道投資，降低運(yùn)輸成本H]，故其成為目前天然氣遠(yuǎn)洋貿(mào)易的重要運(yùn)輸手段。LNG槽船運(yùn)輸系統(tǒng)需要在LNG輸出國(guó)建造天然氣液化廠及相應(yīng)的輸出碼頭，在LNG輸入國(guó)建造LNG接收終端。天然氣需求量的快速增長(zhǎng)、LNG產(chǎn)業(yè)鏈的技術(shù)日趨完善，帶動(dòng)了LNG接收終端建設(shè)的蓬勃發(fā)展。
1 LNG接收終端的發(fā)展現(xiàn)狀
自1959年美國(guó)建造世界上第一座LNG儲(chǔ)罐，至2010年全球已投用的LNG接收終端達(dá)72座， LNG儲(chǔ)罐達(dá)331座，其中超過(guò)12×104m。的LNG儲(chǔ)罐超過(guò)總數(shù)的40％，LNG接收站的技術(shù)已經(jīng)相當(dāng)成熟。
2006年9月，我國(guó)第一個(gè)LNG項(xiàng)目在廣東省進(jìn)入商業(yè)運(yùn)營(yíng)，標(biāo)志著我國(guó)規(guī)�；M(jìn)口LNG時(shí)期的到來(lái)，目前我國(guó)在建和已建的LNG接收終端有13座。雖然我國(guó)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(guān)鍵設(shè)備的設(shè)計(jì)制造方面，與國(guó)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(chǔ)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(jìn)入LNG儲(chǔ)罐，儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG通過(guò)烴泵，以液態(tài)狀態(tài)進(jìn)人LNG氣化器，氣化后進(jìn)入燃?xì)廨斉湎到y(tǒng)。過(guò)程中產(chǎn)生的大部分BOG經(jīng)壓縮、再液化后與主流LNG會(huì)合進(jìn)入氣化器，少量BOG經(jīng)壓縮后，直接進(jìn)入輸配系統(tǒng)。
在LNG卸船流程中，船上儲(chǔ)罐內(nèi)的烴泵將LNG輸送到接收終端的儲(chǔ)罐內(nèi)，烴泵消耗的電能是由運(yùn)輸船上的蒸汽渦輪發(fā)電機(jī)組提供的。輪船動(dòng)力系統(tǒng)具有轉(zhuǎn)速低、扭矩大的特點(diǎn)，適合以重油為原料，并且等熱量條件下重油價(jià)格相對(duì)低廉，故一般船載蒸汽渦輪發(fā)電機(jī)組依靠重油燃燒提供動(dòng)力，在燃燒過(guò)程中不可避免地要向環(huán)境中排放s0。氣體。
在LNG氣化過(guò)程中，LNG儲(chǔ)罐中的烴泵將LNG由儲(chǔ)罐輸送至LNG氣化器。LNG接收終端多沿海建設(shè)，海水資源豐富，故多采用以海水為熱源的開(kāi)架式氣化器，此時(shí)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(jī)壓縮并送至再冷凝器中液化，然后再送至氣化器中進(jìn)行氣化。在LNG儲(chǔ)罐中，BOG時(shí)時(shí)刻刻均會(huì)產(chǎn)生，壓縮機(jī)保持連續(xù)運(yùn)行狀態(tài)。
LNG烴泵、海水泵以及BOG壓縮機(jī)是LNG接收終端主要的耗電設(shè)備，在卸船工藝中還會(huì)有s0，氣體排放。通過(guò)降低以上設(shè)備的電能消耗并設(shè)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(fù)荷，達(dá)到節(jié)能與環(huán)保雙重效果。
3 LNG接收終端降低環(huán)境負(fù)荷的措施實(shí)例
1969年日本首個(gè)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(jìn)口國(guó)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(guó)家一J。 LNG接收終端建設(shè)所需的主要設(shè)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?xì)夤镜腛hgishima LNG接收終端為例，介紹其為降低環(huán)境負(fù)荷而采取的措施。
3．1 降低LNG氣化工藝中的電耗
在Ohgishima LNG接收終端，使用以海水為熱源的開(kāi)架式氣化器(ORV)實(shí)現(xiàn)LNG的氣化。
開(kāi)架式氣化器海水流量與溫度的關(guān)系，實(shí)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(shí)現(xiàn)氣化所需的海水流量之間的關(guān)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(dòng)機(jī)或變頻調(diào)速器根據(jù)海水溫度來(lái)實(shí)現(xiàn)流量調(diào)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(gè)恒定值。對(duì)原有工藝進(jìn)行改進(jìn)，采用換極電動(dòng)機(jī)或變頻調(diào)速器來(lái)控制海水泵的轉(zhuǎn)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(yùn)行實(shí)踐證實(shí)，換極電動(dòng)機(jī)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(guó)內(nèi)石化等領(lǐng)域的實(shí)踐也證明，變頻調(diào)速裝置是企業(yè)技術(shù)改造、節(jié)能降耗的理想設(shè)備。
原則上海水的溫度越高，所需的海水流量越小。但是當(dāng)海水流量較小時(shí)，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(duì)最小海水流量下的氣化器性能進(jìn)行測(cè)試。
3．2降低BOG處理工藝中的電耗
在Ohgishima LNG接收終端，采用再冷凝工藝對(duì)BOG進(jìn)行處理。通過(guò)增加壓縮機(jī)的人口壓力或者降低壓縮機(jī)的出口壓力來(lái)減小壓縮比，從而降低電能消耗，具體做法如下：
①將LNG儲(chǔ)罐中的壓力(即壓縮機(jī)的入口壓力)增大至操作條件下的****值，在壓縮機(jī)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(jià)較高時(shí)，減小壓縮機(jī)電機(jī)(可調(diào)速)的轉(zhuǎn)速或者調(diào)節(jié)入口調(diào)節(jié)閥，減小通過(guò)壓縮機(jī)的BOG流量，待儲(chǔ)罐內(nèi)壓力增大至設(shè)定值后，再將BOG流量恢復(fù)至額定值。
②在壓縮機(jī)人口壓力不變的條件下，降低壓縮機(jī)出口的BOG壓力。經(jīng)烴泵輸送來(lái)的LNG為出口BOG提供冷能從而實(shí)現(xiàn)BOG的再液化。當(dāng)BOG壓力降低時(shí)，再液化所需冷能相應(yīng)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(shí)間烴泵耗電量的增加量小于BOG壓縮機(jī)耗電量j
的降低量，所以仍可以達(dá)到節(jié)能的效果。
3．3 降低低溫?zé)N泵的電能消耗
低溫?zé)N泵是站內(nèi)輸送LNG的關(guān)鍵設(shè)備。由于 LNG溫度低、易氣化、易燃易爆，因此在LNG儲(chǔ)罐中設(shè)置性能優(yōu)良的烴泵，將LNG輸送至氣化器進(jìn)行氣化。低溫?zé)N泵一般為多級(jí)泵，揚(yáng)程可根據(jù)用戶要求而定，選擇范圍為50～2 000 m，以適應(yīng)不同輸氣管網(wǎng)對(duì)壓力的要求。通常需運(yùn)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(guò)采取以下措施來(lái)降低低溫?zé)N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(gè)氣化器對(duì)應(yīng)的低溫?zé)N泵臺(tái)數(shù)�，F(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行中，在氣化器低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，在滿足氣化器工作流量條件下，將并聯(lián)烴泵臺(tái)數(shù)由3臺(tái)降為2臺(tái)。由于并聯(lián)運(yùn)行泵的數(shù)量越多，各泵的效率下降越多¨引，所以當(dāng)泵的臺(tái)數(shù)由3臺(tái)降為2臺(tái)時(shí)，耗電量減少。
②降低低溫?zé)N泵的葉片級(jí)數(shù)。多級(jí)烴泵運(yùn)行時(shí)揚(yáng)程與實(shí)際外輸壓力要求不匹配時(shí)，出現(xiàn)出口壓力過(guò)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(jìn)行調(diào)節(jié)，這樣做不但增加能耗，而且調(diào)節(jié)過(guò)程中烴泵出口振動(dòng)頻率加大。對(duì)此，運(yùn)行人員根據(jù)外輸壓力要求，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)多級(jí)泵進(jìn)行對(duì)稱拆級(jí)，從而達(dá)到降低電耗的目的。當(dāng)泵的揚(yáng)程大于實(shí)際需要時(shí)，多級(jí)泵通過(guò)拆級(jí)來(lái)改變其特性曲線，拆級(jí)后其揚(yáng)程降低，流量增大，與沒(méi)拆級(jí)泵相比可節(jié)約電能，且其拆級(jí)與恢復(fù)是可逆的口引
3．4 降低卸船工藝中S0。氣體的排放量
在LNG卸船工藝中，需要重油作為蒸汽渦輪發(fā)電機(jī)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(jī)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(dāng)BOG不足時(shí)使用重油補(bǔ)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(lái)，由船上的卸船烴泵將LNG輸送到接收終端的LNG儲(chǔ)罐。隨著LNG的不斷輸出，槽船上LNG儲(chǔ)罐內(nèi)壓力下降，為維持其壓力，將接收終端LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的BOG經(jīng)壓縮機(jī)加壓…]，一部分送人槽船上LNG儲(chǔ)罐，另一部分送人槽船蒸汽渦輪機(jī)的燃料系統(tǒng)。卸船工藝流程。
3．5環(huán)境負(fù)荷降低效果
通過(guò)綜合采取以上幾種措施，Ohgishima LNG接收終端各個(gè)過(guò)程的總耗電量降低至原來(lái)的47％， CO和SO。氣體的排放量顯著降低。
4結(jié)語(yǔ)
隨著全球環(huán)境危機(jī)和能源危機(jī)的加劇，各國(guó)都在倡導(dǎo)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(guó)際上處于領(lǐng)先地位，通過(guò)對(duì)工藝設(shè)備的改進(jìn)，大大降低了能耗，并減少了對(duì)環(huán)境的污染。目前我國(guó)也在大力提倡節(jié)能環(huán)保，但是重視程度還不夠，與國(guó)外相比還存在較大差距。隨著我國(guó)LNG產(chǎn)業(yè)的飛速發(fā)展，如何使LNG接收終端工藝設(shè)備的環(huán)境負(fù)荷最小化應(yīng)該被提上議事日程。
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