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1、1 LNG 气化站工艺流程11 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 储罐之间形成一定的压差，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 储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的 LNG 温度低于储罐中 LNG 的温度时，采用上进液方式。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，
2、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，采用下进液方式，高温 LNG 由下进液口进入储罐，与罐内低温 LNG 混合而降温，避免高温 LNG 由上进液口进入罐内蒸发而升高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，只能采用下进液方式。所以除首次充装 LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。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
3、 LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管道。12 LNG 气化站流程与储罐自动增压LNG 气化站流程LNG 气化站的工艺流程见图 1。 图 1 城市 LNG 气化站工艺流程Fig1 Process flow of urban LNG vaporizing station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，将罐内压力维持在一定范围内，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
4、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 04MPa)、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
5、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，储罐的压力不断升高，当压力升高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
6、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，开始新一轮增压。2 LNG 气化站工艺设计21 设计决定项目的经济效益据西方国家分析，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、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4850，设备费中主要是 LNG 储罐的费用。22 气化站设计标准至今我国尚无 LNG 的专用设计标准，在 LNG 气
7、化站设计时，常采用的设计规范为：GB 5002893城镇燃气设计规范(2002 年版)、GBJ 1687建筑设计防火规范(2001 年版)、GB 501832004石油天然气工程设计防火规范、美国 NFPA59A液化天然气生产、储存和装卸标准。其中 GB 501832004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 NFPA59A标准起草的，许多内容和数据来自 NFPA59A 标准。由于 NFPA59A 标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。目前国内 LNG 气化站设计基本参照 GB 5002893城镇燃气设计规范(2002 年版)设计，实践证明安全可行。23 LNG 储
8、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。231 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 50m3和 100m3，多采用 100m3储罐。对于 100m3立式
9、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 10528m 3。232 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 08MPa。按照 GB 1501998钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为 08MPa 时，可取设计压力为 084MPa。储罐的充装系数为 095，内罐充装 LNG 后的液柱净压力为 0062MPa，内外罐之间绝对压力为 5Pa，则内罐的计算压力为101MPa。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
10、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-01MPa。233 100m 3LNG 储罐的选材正常操作时 LNG 储罐的工作温度为-1623，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，因此内罐材料采用 0Crl8Ni9，相当于 ASME(美国机械工程师协会)标准的 304。根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111mm 和 120mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢 16MnR，其
11、设计厚度为 100mm。234 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。235 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安全，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，其灵敏度与可靠性对 LNG 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
12、显示的静压力读数，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)。236 绝热层设计LNG 储罐的绝热层有以下 3 种形式：高真空多层缠绕式绝热层。多用于 LNG 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
13、的单罐公称容积为 100m3和 50m3的圆筒形双金属LNG 储罐通常采用这种绝热方式。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03。237 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。24 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
14、的BOG(Boil Off Gas，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。25 气化器、加热器选型设计251 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 04MPa 升压至工作状态的 06MPa 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-1623，气态天然气出增压气化器的温度为-145。设计多采用 1 台 LNG 储罐带 1 台增压气化器。也可多台
15、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。252 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 06MPa。LNG 进气化器温度为-1623，气态天然气出气化器温度为-145。253 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 06MPa 降至 03MPa 为例，计算出所需BOG 空温式气化器的能力为 240m3/h
16、。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 5001000m 3/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。254 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，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1315 倍确定。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。255 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
