1、 本科毕业设计（论文）外文翻译译文 学生姓名 ： 院 （系）： 石油工程学院 专业班级 ： 油气储运工程 指导教师 ： 完成日期 ： 年 月 日 1 新的液化天然气接收终端的概念 作者 :Boris Ertl， M. W. Kellogg Limited Charles Durr， KBR David Coyle， KBR Isa Mohammed， M. W. Kellogg Limited Stanley Huang， International Process Systems 起止页码： 1 16 出版日期（期刊号）： 18th World Petroleum Congress， 25-
2、29 September 出版单位： World Petroleum Congress 摘 要 ： 液化天然气（ LNG）是一种将大量滞留气体输送到遥远市场的成本经济的途径。LNG 产业链是资本密集型的，需要一批高 成本要素通常包括天然气生产、管道加工厂、液化工厂、 LNG 储存和装卸设施、船舶、 LNG 接收设施， LNG 汽化和气体输送。 为了一个液化天然气项目顺利的进行下去，供应链中的所有元素都必须到位。接收终端日益成为液化天然气贸易增长的一个约束，而设计师需要解决新的挑战，包括环境与许可的问题以及进口天然气规格和当地天然气的需求之间的气体质量的互换性。 为了应对这些新的挑战需要新技术，
3、为了说明这一点，提出了一些新的技术，给终端设计各个方面的价值增强提供机会。本文介绍： 1 汽化器的概念；有环境性能调整的可用技术的比较 2 与其它设施的热集成；如果 LNG 汽化器冷却工艺流程被集成那么优化环境性能就能实现 3 乙烷回收；有可能提供有价值副产品的气体质量控制的一种新方法 4 海上终端；在审议中概念的简要讨论 引言 对于大量天然气的长距离输送，液化天然气（ LNG）是一种成本经济的技术。该技术的基础是通过低温冷却去冷凝天然气，与大气条件下的气体相比由此可以减少它的体积约 600 倍。密度的增加是成本效益的开始。 液化天然气供应链是非常密集的，通常包括： 远程 /海上位置天然气生产
4、 管道到陆上工厂 陆上天然气处理 液化工厂 LNG 储存和装载设施 LNG 输送 LNG 接收终端；储存和再气化 天然气分布到市场 2 为了 LNG 项目的进展供应链的这些所有环节都需要到位。 本文重点研究的液化天然气接收终端。接收终端修建临近预定的气体市场，方便连接到当地的天然气管道系统，与当地的消费者相结合，如一个发电厂。 在液化天然气贸易中，接收终端日益成为一个增长的制约，而设计师需要应对新的挑战。由于这些设施必然需要接近人口密集的地区，为了获得他们想要的市场，终端设计的潜在安全和环境方面的公众意识逐渐需要增强。最近的经验，特别是在北美和欧洲，为了获得许可证，终端设计需要符合日 益严格的
5、要求。 除了允许的要求，随着液化天然气贸易逐渐全球化，液化天然气终端设计在某些情况下需要调节气体，以适应来自世界各国的液化天然气的天然气质量，以满足当地市场的天然气规格要求。 应对这些新的挑战需要新的技术，为了说明这 一点，提出了一些新的技术，给终端设计各个方面的价值增强提供机会 。 本文介绍： 新的汽化器的概念 与其他设施的热集成 乙烷回收 海上终端 液化天然气价值链 液化天然气 （ LNG） 是在大气压力和低温条件下的天然气的液体形式，约为 -160 。天然气转变为液化天然气，相比于天然气在大气压力下其体积收 缩约 600 倍。 制造液化天然气的目的是使天然气长距离经济运输成为可能，虽然液
6、化天然气链需要非常重要的资本投资，这条路线成为运输距离超过 2500 公里运输量高的天然气输送最经济的手段。在天然气生产更接近市场的情况下，管道通常是首选。 典型的液化天然气供应链的基本要素是 天然气生产：在液化天然气链中，这是一个“滞留天然气”的生产，在一个遥远且经常的近海位置。 管道到陆上工厂：对于陆上的处理，管道到一个合适的位置。对于出口，管道进入合适的运输通道可能是这个供应链的重要要素。对于海上气田的海上液化天然气的生产可能性一 直被认为是一种消除这一管道的方法，虽然在写作的时候没有一个项目处于发展的高级阶段。 陆上天然气处理：未加工的天然气不适合液化。对于重烃和污染物，液化过程是非常
7、敏感的，如二氧化碳或可能会冻结的水，以及可能会导致铝材料腐蚀的汞。因此，液化工厂的上游需要天然气的处理。 液化工厂：液化工厂是液化天然气供应链的主要成本要素之一。该技术需要大量的压缩机，驱动程序和传热表面，以达到制冷的要求，并消耗大量的能量来推3 动这个过程。 液化天然气的储存和装载设施：储存是常常需要的，因为液化工厂设计的是连续运转，而运输则是间歇的。储 存量是由运输研究决定的，需要考虑到供应线路的风险。装载设施一般包括栈桥和有船舶接口装载臂的码头。 液化天然气输送：目前的液化天然气贸易的大部分已经协商相对长期的供应合同和运输往往是由一个舰队致力于从一个特定的供应商到特定的位置的液化天然气交
8、付。在现货市场上，越来越多的液化天然气正在被交易，这可能会改变运输要求的类型。液化天然气供应链中的运输成本取决于供应商和客户之间的距离，因为这会影响到供应链中的船舶数量。对于大的运输距离，说超过 12000公里，运输船队的成本可能接近天然气处理和液化装置的成本。 LNG 接收 终端；储存和再气化， 这是本文的主题。 天然气分布到市场：从终端的分布通常是一个管道连接到系统网络，但这也可能是给一个特别的能源消费的一个直接供应，如工业厂房或发电厂。 图 1 显示了液化天然气供应链的基本要素。 图 1 液化天然气供应链 液化天然气终端 典型流行设计 图 2 显示了一个典型的陆上液化天然气接收终端的简化
9、示意图。主要元素： 卸货码头和栈桥连接管道到岸边 液化天然气储罐和低压（主）泵 蒸发气（ BOG）处理和再冷凝器 高压泵和汽化器 图 2 典型的液化天然气终端流程图 4 卸载系统 卸载系统包括几个连 接到船上的装载臂、输送液化天然气到储存罐的装载线和返回置换蒸气和蒸发气的船，它取代了靠液化天然气泵出腾空的体积。装载线通常在海平面以上，路经连接码头到岸边的栈桥上空。该系统的设计是在终端基于不同的预期船只被优化了的。有许多工程上的考虑，以确保安全和有效的操作，特别是过渡时期的管理，如从“卸载模式”到“容纳模式”的冷却和转变。这个设计采用再循环，以确保在卸载过程中系统保持冷温。 液化天然气储存 有各
10、种罐的设计可用于液化天然气终端。典型的陆上终端有 2 个或更多的圆柱形储罐，因为这通常为每一个安装的存储容量提供最低 的成本。主泵是安装在储罐内的井里。在特定情况下，其他结构可能会引人注目，例如，低容量的存储水平罐可以考虑，为海上设计（讨论过后）的矩形设计为了减少重量和空间的要求可能更有吸引力。 蒸发气（ BOG）系统 由于液化天然气储存在低温下，无论储罐隔热效果是如何好，都会有一定程度来自环境的热量泄漏，这导致了蒸发气的产生。只要终端是出口商品天然气，这个蒸发气就可能被输出。为了消除从大气压力压缩天然气到大约 100bar 的管道压力的需要，大多数终端都有冷凝器。在冷凝器使用一个中间压力时，
11、 LNG 不再是饱和的，因此可以吸收蒸发 气到液相。然后，在液相蒸发以前，混合的液化天然气压缩到出口压力要求并出口。KBR 公司在美国开发并在干线液化天然气终端安装了第一个冷凝器。 气体蒸发和散发 次级（高压）泵提供所需的压力输送液化天然气，这是出口前蒸发和加热。有各种各样的方法为汽化器提供热量，包括： 水（通常是海水）泵在开架式汽化器（ ORVs） 燃料气燃烧加热水浴锅，浸没燃烧式汽化器（ SCVs） 在换热器里，一个中间流体的热风供暖去完成汽化器的职责 与其他冷却设施相集成，例如空气分离厂或电厂的集成 在现有的液化天然气终端最常用的技术是 ORVs 和 SCVs。汽化器的技术选择和热集成选
12、择下面将更详细地讨论。 新的汽化器的概念 LNG 汽化器的设计已经发生了一些变化；目前大部分汽化器是基于少量的传统设计。然而，为了遵守环境法规，近日传统的技术需要更改，在一些地区，甚至可能不被接受。 常规技术 现行最普遍的做法是开架式汽化器（ ORVs）或浸没燃烧式汽化器（ SCVs）。 ORVs，如图 3 所示，使用水作为热源。从长翅片管板外表面分配流量供水和在管道内汽化液化5 天然气。 ORVs 广泛用在亚洲和欧洲，并在基本负荷型 LNG 服务被充分证明。 图 3 开架式汽化器的典型设计（ 图由神户制钢） SCVs，图 4 所示，使用来自蒸发气的低压燃料气，增强散发气。单个或多个燃烧器的使
13、用，取决于喷雾器的流量。为了利用来自燃料气冷凝水的热量，将燃烧后的气体喷射到水浴锅。液化天然气通过被浸没在水浴锅里的管道。水作为一种中间媒介，用于将热量从燃烧过程传递给液化天然气。这也需要电力来运行燃烧空气鼓风机。 图 4 浸没燃烧式汽化器 一般来说， ORVs 的水系统花费比 SCVs 大得多，但燃料燃烧 SCVs 更多（ SCVs 系统需要大约总汽化液化天然气的 1.5%为燃料）。考虑到 LNG 接收的是有价值的产品，这是常见 的 ORVs 用于正常运行和 SCVs 安装作为备用或调峰服务。然而，在一些网站 SCVs提供正常汽化，因为可用水太冷不能提供热量防止冻结的危险发生，或在水中污染物
14、的存在会危及可靠的 ORV 操作。 环境因素 ORVs 6 ORVs 主要的环境问题是出水温度，进水速度和处理 ： 出水温度：主要环境问题是考虑海水汽化器影响鱼类浮游生物（鱼幼虫和卵）。当使用海水加热时，世界银行指南指出：“该污水应在初始混合和稀释的区域的边缘处产生不超过 3 的温度上升。在不清楚的区域，从排放点开始使用 100米”。 进水速度和处理：鱼类浮游生物是自由浮 动的，容易被拉下水系统。在美国的进水系统是根据清洁水法案第 316 条（二）的规定进行设计和操作的。这一规定的目的是减少在进水结构中由于被冲击和夹带的所有类型的海洋生物的死亡率，并建立严格的以技术为基础的性能要求去适应这个位
15、置，设计，施工，和新设施的进水流量。 水处理化学品：水的供应需要氯化，以保护系统（特别是传热表面）防止生物污染。一般在连续的基础上采用氯化钠溶液，将一次氯酸钠溶液注入水泵。 环境因素 SCVs SCVs 有燃烧排放和水浴废水相关的环境问题。燃烧排放物是氮氧化物，一氧化碳，二氧化碳，和挥发性有机 化合物（ VOCs）。燃烧过程中产生的水被凝结在水浴中，因此水连续产生。水被二氧化碳所饱和，在排放前必须中和。 随着 SCVs 的改变 ,一些事物已经发生改变以达到减少排放的目的。烟气再循环（ FGR）技术，最初应用于垃圾焚烧产业，在低排放 SCV 设计中被采用。在低温下，由于烟气饱和水，废气再循环的一
16、部分到鼓风机的入口有更低的排放温度，导致与传统的SCV 相比氮氧化物的排放降低 25%。通过增加燃烧气体的质量来补偿低温燃烧。废气再循环可减少燃烧容量约 6%。这可以通过增加鼓风机功率补偿。 就 SCVs，现有技术可以减少氮氧化物 和一氧化碳排放物每个组件低于 40ppmv。然而，在一些环境敏感地区这些排放水平不满足排放要求，这就需要其他的必要措施。在这种情况下，选择性催化还原（ SCR）系统，已被广泛应用于其他行业，可以结合 SCV应对严格的排放限制。采用 SCR，在烟气中氮氧化物的水平可以减少低于 5ppm。图 5显示了一个使用 SCR 低氮氧化物的燃烧系统示意图。 图 5 基于 SCV
17、尾气的选择性催化还原系统 7 SCR 方案减少了排放，但也有缺点，包括降低热效率，增加小区空间，复杂性和成本以及有限的操作经验（ 2 单元操作在埃弗雷特， MA，美国自 2003） 。 新技术 由于现场环境挑战与传统的 ORV 和 SCV 技术相关，人们对这个行业现在替代液化天然气的汽化方法有浓厚的兴趣。 目前设备供应商和工程公司正在开发的技术是基于燃料的燃烧或是环境空气作为热源。在排放的立场使用环境空气的概念，虽然在许多地点待机燃烧要求周期性的低的环境空气温度。现在正在考虑或最近安装的一些过程总结如下： 加热炉 加热炉通过加热传热流体（ HTF）间接汽化 LNG，传热流体是通过管壳式汽化器与
18、LNG 相接触。 在一个紧凑的设计中加上固有的高传热系数，因而降低了空间要求。各种可应用的热传导流体包 括水、乙二醇、聚乙二醇或甲醇的水溶液。对传热流体的类型选择取决于其理化性质、经营成本，良好的记录，和 HSE 的考虑。 在烟囱中附加 SCR，氮氧化物和一氧化碳的排放量减少了 99%或更多，这配置如图6 所示。 FH 相对于 SCV 的一个设计缺点是烟囱排气温度较高，意味着效率较低， FH 大约需要多消耗 10%以上的燃料。这个缺点是可以克服的，只是附加额外的资本成本，在排气烟囱用燃料气冷却换热器。 图 6 加热炉汽化系统 逆流式冷却塔（ RCT） 这个过程的热源是通过冷却塔的环境空气，只有
19、在这种情况下，塔冷却空气，而不是加热空 气。中间流体在塔和液化天然气之间传输热量。低温时期可以利用备用加热炉。在许多情况下，加热炉在一个有限的时间内运行，低氮氧化物燃烧器是不需要的。一个典型的 RCT 过程流程示意图如图 7 所示 。 8 图 7 逆流式冷却塔 环境空气汽化器（ AAV） 环境空气汽化器的两种基本类型可以为 LNG 的应用考虑： 空气与 LNG 直接接触的 LNG 汽化器用空气在自然或强制通风的竖向布置。这种汽化器在 LNG 汽化的任务和流量比较小的调峰厂使用；这样的安装如图 8 所示。传统上，这些汽化器的一半被设计成在线平行单元，而另一半是离线的解冻单元。空气 与 LNG直接
20、接触的汽化器的大规模安装可能需要许多个体单元并联在一起。除非在汽化器的周围提供充足的的空间，冷空气会回流到汽化器的入口。在一定的大气条件下，单元在持续超出工厂的警戒线足够数量时可能会产生雾 ， 目前还没有大规模的经营单位。 图 8 直接空气汽化 间接环境空气汽化器在壳管式 LNG 汽化器和常规翅片空气冷却器之间采用中间流体，并用环境空气加热流体，如图 9 所示。该系统自 2004 年初在迪拜接收终端已运行（印度）。 图 9 间接空气汽化方案 9 经济比较 使用生命周期成本模型，在前面的章节中 KBR 讨论了汽化 方案的经济评价。估计每个方案的费用（资本，维护和运营成本）和为每个方案确定一个比较
21、净现值（ NPV）。 KBR 发现，在一般情况下，虽然环境空气汽化方案需要最高的资本支出，但是有最低的运营成本，而加热炉提供了最低的资本支出，但运行成本高。 最好的净现值是由低运行成本方案实现， KBR 发现环境空气汽化可能是一个符合成本效益的方案，尽管相对较高的资本成本、与 ORV 设计相比的净现值。然而，这项研究的结果是对站点特定变量是敏感的，如大面积计划方案的空间价值和燃料气体的值。 站点特定研究需要为特定地点确定最佳的汽化器设计。 KBR 的工作表明，最近，更多的工艺技术如环境空气汽化不仅消除了一些环境问题，而且在某些情况下需要提高项目经济的潜力。 与其他设施的热集成 迄今为止最基本负
22、荷 LNG 接收终端都有汽化 LNG 将气体输送到配气管网。如果客户是一个工业设施，如发电站，有热集成的潜力。热集成方法是从汽化 LNG 获得冷能来提供集成过程中的低温冷。在许多情况下，对提高整体热效率有相当大的潜力。 液化天然气终端有一个很大的冷能蓄积，通常会排放到海洋或大气中。在一个出口终端，高达 10%的吞吐量可以用 于提供冷量液化气体。大量的能量被运送到液化天然气接收终端作为冷能，对接收终端技术是免费的，因为气体的热值是附有定价的。各种方案已被应用于利用这种冷能，其中包括低温发电，空气分离，二氧化碳的凝固，冷储存 、冷冻食品，低温破碎和海水淡化。 也有机会将终端与大型的连续低品位的冷能
23、和高温散热片的设施进行集成。相邻的炼油厂或发电站提供了极好的机会，利用已建立的技术实现集成的固有协同效应。 KBR围绕这些工艺流程已经开发了一些方案，例如这部分在发电站终端集成的集中新的 KBR的举措。 MWKL 研 究在终端集成“冷能发电站”；这 是一个从暖到冷散热器使用一个膨胀循环捕捉一些流动能量的“反向制冷过程”。 MWKL 研究发现，这朗肯循环有潜力提取从暖到 冷散热器流动能量大约一半的可用能量。然而，一个发电站的集成提供了更大回报，有机会使用发电站的热量去汽化 LNG，用接收终端的冷能提高发电站效率。在这种情况下， MWKL 研究发现理论潜力可能恢复到 90%的热力学能量流，基于火用分析。 新的发电站基于 KBR 的集成工艺 发电厂必须拒绝对凝结蒸汽的加热和冷却设备。此外，通过冷却涡轮机入口空气可以增加功率输出。这原理是通过增加质量吞吐量和允许更多的燃料燃烧， 由于压缩机的排出温度较低。 热集成过程可以分为： 液化天然气冷能回收
