LNG城市供气站的工艺设计方案与运行管理

LNG城市供气站的工艺设计与运行管理摘要：液化天然气(LNＧ)主要成份为甲烷，另有少量乙烷、丙烷等烃类，几乎不含水、硫、二氧化碳等物质，以其密度高、运输便利、环保、经济等优点,已成为管输天然气供应范围以外城市的主气源和过渡气源。本文论述了液化天然气气化站的工艺流程、工艺设计要点和运行管理措施。关键词：LNG气化站;工艺流程;工艺设计;运行管理LNG（液化天然气）已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是很多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰气源。LＮG气化站凭借其建设周期短以及能飞快满意用气市场需求的优势,我国广东已进口的ＬＮG项目,ＬNＧ气化站建成后,已将LＮG汽化后通过管道输至广州、深圳、佛山、番禺、东莞、惠州等城市,用于发电及作为工业和民用清洁燃料，成为我国第一个真正意义上的LNG应用工程。在我国东南沿海众多经济发达城市，北京、上海、福建、青岛等也都在规划或建设LNG接收站,从国外进口LNG,用于发电、石油化工、工业、民用燃料。同时,在东北地区以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新的天然气储量可供开发利用，因此要充分发挥国家与地方大型天然气开发和小型区域利用相结合。共同开发各种天然气资源，实现天然气多元化,把我国城市天然气利用提高至较高水平。LＮG气化站相继在连云港、安徽蚌埠、六安、滁州、河南新乡、山东日照、潍坊,新疆、江苏等地能源紧缺的中小城市建成，成为永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。国内LＮG供气技术正处于进展和完善阶段，本文以近年来已建成投产的部分LＮG气化站及为例，对其工艺流程、设计与运行管理进行探讨.1．

LNG气化站工艺流程液化天然气(LＮG）是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净化处理后，采纳节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和－162℃条件下液化而成。液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/６00。LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵敏等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源,同时也成为很多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。作为城市利用ＬNG的主要设施，LNＧ气化站凭借其建设周期短、能便利准时的满意市场用气需求的特点,已成为我国东南沿海众多经济较发达及能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。ＬNG气化站的工艺设备及装置主要有LＮＧ储罐、ＢＯG储罐、LNＧ汽化器及增压器、调压、计量与加臭装置、阀门与管材管件等。液化天然气由低温槽车运至气化站，利用槽车自带的增压器给槽车储罐增压,利用压差将LNG送入LNＧ储罐，进行卸车。通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器，LNＧ吸热气化发生相变,成为天然气。当天然气在空温式气化器出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化并调压、计量、加臭后送入城市高(中）压管网.１.1。

ＬＮG卸车工艺ＬNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LＮＧ液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压），使槽车与LＮG储罐之间形成肯定的压差，利用此压差将槽车中的LNＧ卸入气化站储罐内。卸车结束时,通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。卸车时，为防止LNＧ储罐内压力上升而影响卸车速度，当槽车中的ＬNG温度低于储罐中LNG的温度时，采纳上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力,使卸车得以顺利进行.若槽车中的LNG温度高于储罐中ＬNＧ的温度时,采纳下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避开高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而上升罐内压力导致卸车困难.实际操作中，由于目前LNＧ气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNＧ温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采纳下进液方式。所以除首次充装LNＧ时采纳上进液方式外,正常卸槽车时基本都采纳下进液方式。为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的ＬＮG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然转变而产生液击损坏管道。１．2。

ＬNG气化站流程与储罐自动增压①ＬＮG气化站流程ＬNＧ气化站的工艺流程见图1。

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图1室温式ＬＮG气化站工艺流程

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vapｏrizingｓtatiｏn②储罐自动增压与ＬＮＧ气化靠压力推动,ＬNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内ＬNG的流出，罐内压力不断降低,LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体,将罐内压力维持在肯定范围内，才能使LNＧ气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开,储罐内LＮＧ靠液位差流入自增压空温式气化器（自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位）,在自增压空温式气化器中LＮG经过与空气换热气化成气态天然气,然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力.利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压（通常调至0。4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用.在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)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压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１0℃,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.当一组使用时间过长，气化器结霜严重,导致气化器气化效率降低,出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。在自增压过程中随着气态天然气的不断流入,储罐的压力不断上升，当压力上升到自动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,当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开,开头新一轮增压。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目的建设方案后,要采纳先进适用的LNG供气流程、平安牢靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益,关键在于工程设计.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（依据供气规模、工艺流程等确定）、总图设计(总平面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等）、自控方案(主要是仪表选型）。通常,工程直接费约占项目总造价的70％，设备费又占工程直接费的４8％~50%，设备费中主要是ＬＮG储罐的费用。2．２。气化站设计标准至今我国尚无LＮG的专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采纳的设计规范为：ＧB500２8—２0０6《城镇燃气设计规范》、GB50０１6—200６《建筑设计防火规范》、GＢ50183—2０0４《石油天然气工程设计防火规范》、GB５０４9４—2009《城镇燃气技术规范》,目前国内ＬＮG气化站设计依据GB5００28—2006《城镇燃气设计规范》和GB50４9４—2009《城镇燃气技术规范》设计，实践证明平安可行.2。３．LNG储罐的设计储罐是LNＧ气化站的主要设备，占有较大的造价比例。应按储存规模、设备投资、建筑周期、占地面积等综合因素进行储罐设计。2．３．1.ＬNG储罐形式的确定目前，国内外常用的ＬNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存3种方式。常压罐投资最省,占地面积小，维护便利，运行费用低，但保温性能较差,排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。子母罐运行费用低，操作简洁，而保温性能较单罐差,绝热材料使用量多，占地面积较大,投资最大。单罐施工周期较短,投资居中,运行费用低，操作简洁，保温效果好，牢靠,技术成熟,但运输较麻烦,占地面积大，管路和阀门多。LNＧ供气站采纳何种储罐方式，主要取决于其储存量。2.3．2.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储罐又分为金属子母储罐和金属单罐２种。金属子母储罐是由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。子母罐多用于天然气液化工厂。城市LNＧ气化站的储罐通常采纳立式双层金属单罐，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5０m³和1００ｍ³,多采纳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，储罐几何容积为１05．28m³。2.3。３。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0.8MPa.依据ＧB１5０—1９98《钢制压力容器》的规定,当储罐的最高工作压力为0.8MPａ时，可取设计压力为０．84MPａ。储罐的充装系数为0。95，内罐充装LNG后的液柱净压力为０．0６２ＭPa,内外罐之间肯定压力为5Ｐa，则内罐的计算压力为1.０１MPa。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－0.１MPa。２．3。4。１０0ｍ³ＬＮＧ储罐的选材正常操作时LNG储罐的工作温度为－1６2．3℃，第一次投用前要用－１96℃的液氮对储罐进行预冷，取储罐的设计温度为－1９6℃.内罐既要承受介质的工作压力，又要承受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，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采纳0Crｌ8Ni９(相当于ＡSME标准的304）.依据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11.1mm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。２．３．5。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０Cｒ１8Ni９.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，在外罐上封头设置防爆装置.2．３．6。液位测量装置设计为防止储罐内LNＧ充装过量或运行中罐内LNＧ太少危及储罐和工艺系统平安，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置,其灵敏度与牢靠性对LNG储罐的平安至关重要。在向储罐充装LNG时,通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对比表上直观便利地读出罐内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％）、紧急迫断（充装量为罐容的95％）、低限报警（剩余LＮＧ量为罐容的10％).2．3.7.绝热层设计LＮG储罐的绝热层有以下３种形式:①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LＮG槽车和罐式集装箱车。②正压积累绝热层。这种绝热方式是将绝热材料积累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。③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储罐通常采纳这种绝热方式。在LＮG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末（珠光砂），然后将该夹层抽成高真空.通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产ＬNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0。3％。2。３．8。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(ＢｏiｌOffＧaｓ，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LNＧ后,在30min内将1０m３气相空间的压力由卸车状态的0．4ＭＰａ升压至工作状态的0。6MPａ进行计算。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压,LNG进增压气化器的温度为—16２.3℃,气态天然气出增压气化器的温度为-14５℃。设计多采纳１台LNG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,削减设备,降低造价。2。５。２.卸车增压气化器由于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０.6MPa。LＮG进气化器温度为-1６2。3℃，气态天然气出气化器温度为-1４５℃.2．５．3.BＯG加热器由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气,故ＢOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，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0.６ＭPａ降至0．３MPa为例,计算出所需BOG空温式气化器的能力为24０ｍ３／h.一般依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500～１０00ｍ3／ｈ。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LNG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，并留有肯定的余量,通常按高峰小时用气量的1.3~1。5倍确定。单台气化器的气化能力按２000m3/h计算，2～4台为一组,设计上配置2～3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5℃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１.3~1．5倍确定。2。5.6．平安放散气体(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。5℃,常压下储存温度为－162。３℃,密度约43０kg/ｍ3。当LNG气化为气态天然气时,其临界浮力温度为－１07℃.当气态天然气温度高于－1０7℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于—1０７℃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。为了防止平安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台空温式平安放散气体加热器，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储罐的最大平安放散量进行计算。经计算,100m3储罐的平安放散量为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－１45℃，出加热器气体温度取-15℃.对于南方不设EAＧ加热装置的ＬNＧ气化站,为了防止平安阀起跳后放出的低温LＮＧ气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个平安阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散.2。6.调压、计量与加臭装置依据LNG气化站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置,调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。计量采纳涡轮流量计。加臭剂采纳四氢噻吩,加臭以隔膜式计量泵为动力，依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。阀门选型设计工艺系统阀门应满意输送ＬＮG的压力和流量要求，同时必须具备耐—196℃的低温性能.常用的LNG阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急迫断阀、低温截止阀、平安阀、止回阀等。阀门材料为0Cr18Ni9。2．7.2.管材、管件、法兰选型设计①介质温度≤-20℃的管道采纳输送流体用不锈钢无缝钢管（GＢ/T1497６-20０2),材质为0Cr1８Nｉ9.管件均采纳材质为0ｃｒl８Ni9的无缝冲压管件(GB／T1２459—9０）。法兰采纳凹凸面长颈对焊钢制管法兰（ＨG205９２—97）,其材质为0Cｒ１8Nｉ9。法兰密封垫片采纳金属缠绕式垫片,材质为０crl8Ni９。紧固件采纳专用双头螺柱、螺母，材质为０Ｃrl8Nｉ9.②介质温度〉－２0℃的工艺管道，当公称直径≤200mm时,采纳输送流体用无缝钢管（ＧB/T8163—１999)，材质为２０号钢;当公称径>２00mm时采纳焊接钢管（GB／T3０41-2001），材质为Q235B.管件均采纳材质为2０号钢的无缝冲压管件(ＧB/T1245９-９０）。法兰采纳凸面带颈对焊钢制管法兰(ＨG２05９2—97),材质为20号钢。法兰密封垫片采纳柔性石墨复合垫片（HG２０629—97).

ＬＮＧ工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采纳焊接连接.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.碳素钢工艺管道作防腐处理。2。7。3．防止冷收缩设计LＮＧ管道通常采纳奥氏体不锈钢管,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0。003。站区ＬNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃,存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采纳“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩.2．８。工艺掌握点的设置LＮG气化站的工艺掌握系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动掌握、远程掌握、联锁掌握和越限报警。掌握点的设置包括以下内容：①卸车进液总管压力;②空温式气化器出气管压力与温度;③水浴式天然气加热器出气管压力与温度;④ＬＮＧ储罐的液位、压力与报警联锁；⑤BOG加热器压力；⑥调压器后压力；⑦出站流量;⑧加臭机（自带仪表掌握）。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:①防止LＮＧ和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物。②消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对LNG工艺系统与设备进行消防保护。③防止ＬNＧ设备超压和超压排放。④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。3．2．工艺系统预冷在ＬNG气化站竣工后正式投运前，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、惰化和钝化.预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来掌握管道或设备的冷却速率≤1℃/miｎ。管道或设备温度每降低20℃,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LNＧ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出来,就可正式充装LNＧ进行供气。3。3．运行管理与平安保护3.3.１.ＬＮG储罐的压力掌握正常运行中，必须将LNＧ储罐的操作压力掌握在允许的范围内。华南地区LNG储罐的正常工作压力范围为0.3～０.7MPa,罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高15%。例如：当LNG用作城市燃气主气源时,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。69ＭPa,储罐的增压值为０。０9MPa。储罐的最高工作压力由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,以保护储罐平安.为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证0。05MＰａ以上的压力差。考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。3。3．2。LＮG储罐的超压保护LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热"而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数≤０。３%），导致储罐的压力逐步上升，最终危及储罐平安.为保证储罐平安运行,设计上采纳储罐减压调节阀、压力报警手动放散、平安阀起跳三级平安保护措施来进行储罐的超压保护.其保护挨次为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵,罐内压力连续上升,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，平安阀起跳卸压,保证LNG储罐的运行平安。对于最大工作压力为0.8０ＭPa的LNG储罐，设计压力为０。84MＰa,减压调节阀的设定开启压力为0。7６MＰa,储罐报警压力为０．78ＭPa，平安阀开启压力为０.80ＭPa，平安阀排放压