LNG点供气化站工艺设计与运行管理及设备解说

1、季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器岀口天然气 的温度（比环境温度低约10C）远低于0而成为低温天然气。为防止低温天然气 直接进入城市中汗管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气 密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温 度升到10C,然后再送入城市输配管网。通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。肖一组使用时间过长，气 化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，岀口温度达不到要求时，人工（或自 动或定时）切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。.在自增圧过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的圧力不断升高，当压力升 高到自动

2、增压调节阀的关闭压力（比设定的开启压力约高10%）时自动增压阀关 闭，增压过程结束。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力乂低于增压阀设定 的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。2 LNG气化站工艺设计2. 1设计决定项目的经济效益当确定了项LI的建设方案后，要采用先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向 用户供气、合理降低丄程造价、提高项LI的经济效益，关键在于工程设计1。 据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用1%的设计费对工程造价的影响度占 75%以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要。影响LNG气化站造价的主要因素有设备选型（根据供气规模、丄艺流程等确定）、 总图设计（总平面布

3、置、占地面积、地形地貌、消防要求等）、自控方案（主要是 仪表选型）O通常，工程直接费约占项LI总造价的70陰 设备费乂占工程直接费的48% 50%,设备费中主要是LG储罐的费用。 2气化站设计标准至今我国尚无LG的专用设讣标准，在LNG气化站设汁时，常釆用的设计规范 为:GB50028-93城镇燃气设讣规范（2002年版）、GBJ 16-87建筑设讣防火规范 （2001年版）、GB 501832004石油天然气工程设讣防火规范、美国NFPA-59A 液化天然气生产、储存和装卸标准。其中GB 50183-2004石油天然气工程 设计防火规范是山中石油参照和套用美国NFPA-59A标准起草的，许多

4、内容和 数据来自NFPA-59A标准。山于NF-PA-59A标准消防要求高，导致工程造价高， LI前难以在国内实施。LI前国内LG气化站设计基本参照GB 50028-93城镇 燃气设计规范（2002年版）设计，实践证明安全可行。储罐的设计3 LG2.储罐是LG气化站的主要设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设讣。2. 3. 1 LNG储罐结构设计LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储 罐3类。地上LNG储罐乂分为金属子母储罐和金属单罐2种。金属子母储罐是山 3只以上子罐并列组装在一个大型母罐（即外罐）之中，子罐通常为立式圆筒形， 母罐为立式平底拱盖圆筒形。子

5、母罐多用于天然气液化工厂。城市LNG气化站的 储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外 罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。储罐容积有50ni3和100m3,多采用100m3 储罐。对于100m3立式储罐，其内罐内径为3000mm,外罐内径为3200mm,罐体加支 座总高度为17100mm,储罐儿何容积为105. 28m3。2. 3. 2设计压力与计算压力的确定目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0. SMPao按照GB 150 -1998钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为08MP&时，可取设 计压力为0. 84MPao储罐的充装系数为0.

6、95,内罐充装LNG后的液柱净压力为 0. 062MPa,内外罐之间绝对压力为5P“则内罐的计算压力为1. 01MP&。外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高 真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真 空负压。所以外罐为外压容器，设计压力为-0. 1MP&。2. 3. 3 100m3LNG储罐的选材正常操作时LG储罐的工作温度为-162. 3C,第一次投用前要用-196C的液 氮对储罐进行预冷2、3,则储罐的设讣温度为-196Co内罐既要承受介质的工 作爪力，乂要承受LNG的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能， 尤其要具

7、有良好的低温韧。304标准的）美国机械工程师协会ASME（,相当于 0Crl8Ni9性，因此内罐材料釆用.根据内罐的讣算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为111mm 和12. 0mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR,其设计厚 度为 10. 0mm。2. 3. 4接管设计开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口.测满 口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8个接管口。内罐上的接管材质都为 0Crl8Ni9o为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口（抽完真空 后该管口被封闭）。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置

8、防 爆装置。2. 3. 5液位测量装置设计为防止储罐内LXG充装过量或运行中罐内LXG太少危及储罐和匸艺系统安全， 在储罐上分别设置测满口与差丿玉式液位计两套独立液位测量装置4,其灵敬度 与可黑性对LG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计 所显示的静爪力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG 的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒 操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警（充装量为罐容的85%）、 紧急切断（充装量为罐容的95%）、低限报警（剩余LNG量为罐容的10%）。2. 3. 6绝热层设计LNG储罐的绝热

9、层有以下3种形式： 高真空多层缠绕式绝热层。多用于LG槽车和罐式集装箱车。 正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中， 夹层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽，例如立式金 属LNG子母储罐。 真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG 储罐通，然后将该夹层）珠光砂（储罐内外罐之间的夹层中填充粉末LNG常采用这 种绝热方式。在.抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。I前国产LNG储罐的日静态 蒸发率体积分数wo3%。2. 3. 7 LNG储罐总容量储罐总容量通常按储存3d高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气

10、源点的 个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对气源的要 求是不少于2个供气点。若只有1个供气点，则储罐总容量还要考虑气源厂检修 时能保证正常供气。2. 4 BOG缓冲罐对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的 BOG(Boil OffGas,蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增 设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。2. 5气化器、加热器选型设计2. 5. 1储罐增压气化器按100m3的LNG储罐装满90m3的LG后，在30min内将10m3气相空间的圧力 由卸车状态的04MPa升压至工作状态的06MPa进行

11、计算。据计算结果,每台 储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增丿玉，LG进增压气化器 的温度为-162- 3C,气态天然气岀增压气化器的温度为-145Co设计多釆用1台LG储罐带1台增压气化器。也可多台储罐共用1台或1组气 化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。2. 5- 2卸车增压气化器曲于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸 车增压气化器，将罐车压力增至0. 6MPao LNG进气化器温度为-1623C,气态 天然气出气化器C。-145温度为2. 5- 3 BOG加热器山于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天

12、然气，故BOG空温式加 热器的设计能力按此进行讣算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min 计。以1台40m3的槽车压力从06MPa降至0. 3MPa为例，计算岀所需BOG空 温式气化器的能力为240m3/ho 一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG 空温式加热器。通常BOG加热器的加热能力为5001000m3/ho在冬季使用水浴 式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。 2. 5- 4空温式气化器空温式气化器是LXG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按 高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1. 31. 5 倍确

13、定。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，24台为一组，设计上配置 23组，相互切换使用。2. 5. 5水浴式天然气加热器当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5C时，在空温式气 化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热5、6。加热器的 加热能力按高峰小时用气量的131. 5倍确定。2. 5- 6安全放散气体(EAG)加热器LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161. 5C,常压下储 存温度为-1623C,密度约430 kg/m3o当LNG气化为气态天然气时，其临界 浮力温度为-107Co当气态天然气温度高于-107C时，气态天然气比空气轻，将

14、从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107C时，气态天然气比空气重，低 温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低 温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器, 放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。.EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算， 100m3储罐的安全放散量为500m3/h,设计中选择气化量为500m3/h的空温式加 热器1台。进加热器气体温度取-145C,出加热器气体温度取-15Co对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温 L

15、NG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中 放散总管放散。2. 6调压.计量与加臭装置根据LNG气化站的规模选择调汗装置。通常设置2路调压装置，调汗器选用带 指挥器、超压切断的自力式调压器。计量采用涡轮流量计。加臭剂釆用四氢囉吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根 据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。2. 7阀门与管材管件选型设计2. 7. 1阀门选型设计1：艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196C的低 温性能。常用的LG阀门主要有增圧调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截 止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为OCr 18Ni9o2. 7. 2管材

16、、管件、法兰选型设计 介质温度W - 20C的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976- 2002),材质为0Crl8Ni9o管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 1245990) o法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 2059297),其材质为 0Crl8Ni9c法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9o紧固件采用 专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9o 介质温度-20C的工艺管道，当公称直径W200 mm时，采用输送流体用无 缝钢管(GB/T81631999),材质为20号钢；当公称径200mm时采用焊接钢管 (GB/T 30412

17、001),。法兰采用凸90) (GB/T 12459号钢的无缝冲压管件20。 管件均采用材质为Q235B材质为面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592-97),材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔 性石墨复合垫片(HG 2062997)。LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用 聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢丄艺管道作防腐处理。 2. 7. 3冷收缩问题LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9,虽然其具有优异的低温 机械性能，但冷收缩率高达0003o站区LNG管道在常温下安装，在低温下运 行，前后温差高达1800存在着较大的冷收缩量和

18、温差应力，通常采用“门形” 补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。2. 8工艺控制点的设置LNG气化站的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远 程控制、联锁控制和越限报警。控制点的设置包括以下内容： 卸车进液总管压力； 空温式气化器出气管压力与温度； 水浴式天然气加热器出气管压力与温度； LNG储罐的液位、压力与报警联锁；BOG加热器压力； 调压器后压力； 出站流量； 加臭机（自带仪表控制）。消防设计9 2.LNG气化站的消防设计根据CB 5002893城镇燃气设汁规范（2002年版）LPG 部分进行。在LNG储罐周用设置圉堰区，以保证将储罐发生事故时对周圉设施造 成的危害降低到最小

19、程度。在LG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为015 L/（s-m2）,喷淋用水量按着火储罐的全表面积汁算，距着火储罐直径15倍范 圉内的相邻储罐按其表面积的50%计算。水枪用水量按GBJ 16-87建筑设计 防火规范（2001年版）和GB 50028-93城镇燃气设计规范（2002年版）选取。 3运行管理3. 1运行基本要求LNG气化站运行的基本要求是：防止LNG和气态天然气泄漏从而与空气形成 爆炸性混合物。消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对LNG L艺系统 与设备进行消防保护。防止LNG设备超压和超压排放。防止LNG的低温特性 和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。3 9工

20、艺系统预冷在LNG氏花站竣匸后正式投运询，应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道 进行干燥、预冷、旳化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控制管道或 设备的冷却速率loC/mino管道或设备温度每降低20C,停止预冷，检查系统 气密性和管道与设备的位移。预冷结束后用LG储罐内残留的液氮气化后吹扫、 置换常温设备及管道，最后用LNG将储罐中的液氮置换岀来，就可正式充装LNG 进行供气。3. 3运行管理与安全保护3. 3- 1 LNG储罐的压力控制正常运行中，必须将LNG储罐的操作压力控制在允许的范围内。华南地区LNG 储罐的正常工作压力范围为0307MP/罐内压力低于设定值时，可利用自 增压

21、气化器和自增压阀对储罐进行增压。增丿玉下限山自增压阀开启压力确定，增 压上限山自增压阀的自动用作城市燃LNG%o例如：当13关闭压力确定，其值 通常比设定的自增压阀开启压力约高.气主气源时，若自增压阀的开启压力设定为0. 6MPa,自增压阀的关闭压力约为 0. 69 MPa,储罐的增压值为0. 09MPao储罐的最高工作压力山设置在储罐低温气相管道上的自动减压调节阀的定压 值（前压）限定。当储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，减压阀自动 开启卸压，以保护储罐安全。为保证增压阀和减压阀丄作时互不干扰，增压阀的 关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证o05MPa以上的压力差。考虑 两阀

22、的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。33. 2 LNG储罐的超压保护LNG在储存过程中会山于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发（日静态蒸发率体积 分数W0. 3%）,导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安 全运行，设计上釆用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全 保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减汗调节阀自动 打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值 时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀 起跳卸压，保证LG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0. S

23、OMPa的LG储 罐，设讣压力为0. 84MPa,减压调节阀的设定开启压力为0. 76MP&,储罐报警 压力为0. 78MPa,安全阀开启压力为0. SOMPa,安全阀排放压力为0. 88MPa。3. 3. 3 LNG的翻滚与预防LNG在储存过程中可能出现分层而引起翻滚，致使LNG大量蒸发导致储罐圧力 迅速升高而超过设计压力7,如果不能及时放散卸压，将严重危及储罐的安全。大量研究证明，曲于以下原因引起LG出现分层而导致翻滚：产地不同、组分不同而导致密度不同。LNG储罐中先后充注的 先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。 先充注的LNG山于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。要防止LG产

24、生翻滚引发事故，必须防止储罐内的LNG出现分层，常采用如下 措施。 将不同气源的LG分开储存，避免因密度差引起LG分层。 为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，采取以下充注方法：a.槽车中的LNG与储罐中的LXG密度相近时从储罐的下进液口充注；b槽车中的轻质LNG充注到重质LXG储罐中时从储罐的下进液口充注；c槽车中的重质LG充注到轻质LG储罐中时，从储罐的上进液口充注。 储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的LNG与原有LNG充分 混合，从而避免分层。 对长期储存的LNG,采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。3. 3. 4运行监控与安全保护 LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台LG储罐的进液管和出液管上均装设 气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液 管路。在进液管紧急切断阀的进出口管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别 安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。 气化器后温度超限报警，联锁关断气化器进液