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1、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，也是许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迅速满足用气市场需求的 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供气技术正处于发展和完善阶段，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。1 LNG 气化站工艺流程o LNG 卸车工艺LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从 LNG液化工
2、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，采用下进液方式，高温LNG由下
3、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是采用上进液方式外，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LNG的流速突然改变而产生液击损坏管 道。0 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
4、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
5、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. 4 MPa）、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15C，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 C）远低于OC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10C，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
6、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。 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
7、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（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，常采用的 设计规范为： GB 50028-93城镇燃气设计规范 （2002 年版） 、 GBJ 16-87 建筑设计防火规范 （2
8、001 年版） 、 GB 50183-2004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，许多内容和 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 明安全可行。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，应高度重视储 罐设计。2.3.1 L
9、NG 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 50 m3和100 m3多采用100 m3 储罐。对于100 m3立式储罐，其内罐内径为3 000 mm外罐内径为3 200 mm 罐体加支座总高度为17 1
10、00 mm,储罐几何容积为105. 28 m3。2.3.2 设计压力与计算压力的确定目前绝大部分100 m3立式LNG储罐的最高工作压力为 0. 8 MPa。按 照 GB150-1998钢制压力容器的规定,当储罐的最高工作压力为 0. 8 MPa时，可取设计压力为0. 84 MPa储罐的充装系数为0. 95, 内罐充装LNG后的液柱净压力为 O 062 MPa.内外罐之间绝对压力 为5 Pa，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
11、容器， 设计压力为 -O.1 MPa。2.3.3 100 m3LNG 储罐的选材正常操作时LNG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，则储罐的设计温度为-196C。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 0Crl 8Ni9 ，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11.1 mn和12.0 mm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.O mm2.3
12、.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显示的静压力读数
13、， 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储罐的绝热层有以F 3种形式： 高真空多层缠绕式绝热层。多用于 LNGf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
14、公称容积为100 m3和50 m3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w O. 3%。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
15、储罐中 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。2.5 气化器、加热器选型设计2.5.1 储罐增压气化器 按100 m3的LNG储罐装满90 m3的LNG后，在30 min内将10 m3气 相空间的压力由卸车状态的 0. 4 MPa升压至工作状态的0. 6 MPa进 行计算。据计算结果，每台储罐选用 1 台气化量为 200 m3h 的空温 式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162 . 3C,气态 天然气出增压气化器的温度为-145C。设计多采用1台LNG储罐带1
16、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 300 m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至 0. 6 MPa LNG进气化器 温度为-162 . 3 C,气态天然气出气化器温度为-145C。2.5.3 B0G 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30 min计。以1台40 m3的槽车压力从0. 6MPaP降至0. 3 MPa为例，计算出所需BOGg温式气化器的能力为240 m3/h。一般 根据气
