LNG气化站工艺设计方案与运行管理

ＬＮG气化站工艺流程及工艺设计海螺沟银泉天然气有限公司二零一三年九月

LNG（液化天然气)已成为日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,已逐渐在我国东南沿海众多经济发达、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,本文拟以近年东南沿海建设的部分LNG气化站为例，对其工艺流程、设计与运行管理进行探讨。1LNＧ气化站工艺流程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人储罐，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是采纳上进液方式外，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。LNG储罐自动增压储罐自动增压与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经过与卒气换热气化成气态天然气,然后气态天然气流人储罐内，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（通常调全Ｏ.4MPa）、计量、加臭后,送人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ｌO℃)远低于O℃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火的供销差,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℃，然后再送人城市输配管网。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人，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.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、提高项日的经济效益，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l%的设计费对T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气化站没计时，常采纳的设计规范为：GＢ50０2８－93《城镇燃气设计规范》(２０0２年版)、GBＪ１6--87《建筑设计防火规范》（２001年版）、ＧB５0１8３—－２004《石油灭然气工程设计防火规范》、美国NFPＡ－—59A《液化大然气生产、储存和装卸标准》。其中GB５0183－-２０04《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国NFＰＡ——５9Ａ标准起草的,很多内容和数据来自ＮFＰA——５９A标准.由于NF—PA-—5９A标准消防要求高，导致工程造价高，日前难以在国内实施。目前国内ＬNＧ气化站设计基本参照GＢ500２8——-9３《城镇燃气设计规范》（200２年版）设计，实践证明平安可行。2。3LＮG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,应高度重视储罐设计。2.3。1LＮG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。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O．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O。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—O.１MPa。２.3．3100ｍ３LＮG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,则储罐的设计温度为－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（美国机械工程师协会)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。Ｏmm。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、工艺入孔8个接管口。内罐上的接管材质都为0Cｒｌ８Nｉ9。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。3．5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。6绝热层设计LＮＧ储罐的绝热层有以Ｆ3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.⑧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≤O．3％。2．3．７LＮG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。４BOG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O。４MＰa升压至工作状态的O．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O.6ＭPａ。LNＧ进气化器温度为—1６2.3℃，气态天然气出气化器温度为—14５℃。２．5．3BOＧ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.一般依据气化站呵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。往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。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1．3～15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空温式加热器没备能力按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l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人集中放散总管放散.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阀门丰要有增压调节阀、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0Crl8Nｉ９。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０Crｌ8Nｉ9。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0Crl8Ni9。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；当公称直径＞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冷收缩问题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；⑧LNG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)。2.9消防设计LNＧ气化站的消防设计依据ＧB50028－-－9３《城镇燃气设计规范》（2０02年版）LPＧ部分进行.在LＮG储罐周围设置倒堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。在LＮＧ储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为Ｏ15L/(s·ｍ3)，喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算,距着火储罐直径1.５倍范同内的相邻储罐按其表面积的５0%计算。水枪用水量按GＢＪ1６－－8７《建筑设计防火规范》（200１年版)和GB５0０28—－—９3《城镇燃气设计规范》(２0０２年版)选取。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。1LNG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Ｏ.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O．6９ＭPａ，储罐的增压值为O．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O。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。3.２LNG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。对丁于最大工作压力为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O.76MPa，储罐报警压力为０．７８MPa，平安阀开启压力为O。80ＭＰa，平安阀排放压力为０。８8MPa.33。3LNG的翻滚与预防LNG在储存过程中可能消灭分层而引起翻滚,致使LＮG大量蒸发导致储罐压力飞快上升而超过设计压力,如果不能准时放散卸压,将严重危及储罐的平安。大量讨论证明,由于以下缘由引起LNG消灭分层而导致翻滚：①储罐中先后充注的LNＧ产地不同、组分不同而导致密度不同。②先后充注的ＬNＧ温度不同而导致密度不同.③先充注的LＮＧ由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。要防止LNG产生翻滚引发事故,必须防止储罐内的LNG消灭分层,常采纳如下措施。①将不同气源的LNG分开储存，避开因密度差引起LNG分层.②为防止先后注入储罐中的LNＧ产生密度差,实行以下充注方法：a.槽车中的LＮＧ与储罐中的LNG密度相近时从储罐