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1、LNG气化站的工艺流程工艺设计要点与运行管理措施摘要：液化天然气(LNG)以其能量密度高、运输方便、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。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。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
2、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1.ILNG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
3、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LNG的流速突然改
4、变而产生液击损坏管道。1. 2LNG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Io图1城市LNG气化站工艺流程储罐自动增压与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
5、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2LNG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、提高项目的经济效益，关键在于工程设计。
6、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，常采用的设计规范为：GB50028-93城镇燃气设计规范（2002年版）、GBJ1687建筑设计防火规范（2001年版）、GB50183
7、2004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NFPA59A标准起草的，许多内容和数据来自NFPA59A标准。由于NF-PA-59A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GB5002893城镇燃气设计规范（2002年版）设计，实践证明安全可行。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
8、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)3和IOOm3,多采用Ioom3储罐。对于IOOnI3立式储罐，其内罐内径为3000Innb外罐内径为320OnInb罐体加支座总高度为1710Onlnb储罐几何容积为105.28m3o2. 3.2设计压力与计算压力的确定目前绝大部分IOonl3立式LNG储罐的
9、最高工作压力为0.8MPao按照GB1501998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0.84MPao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,内外罐之间绝对压力为5Pa,则内罐的计算压力为LOlMPao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.IMPa。2. 3.3IOOmZNG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-196C的液氮对储罐进行预冷231,
10、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11.Imm和12.Omm0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.Ommo2.3.4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0C48Ni9.为便于定期测量真空度和抽真空，
11、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. 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Be)G(BoiIC)ffGas,蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BC)G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IOOln3的LNG储罐装满90f的LNG后,在30min内将Ionf气相空间的压力由卸车状态的0.4MPa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200m7h
12、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。设计多采用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，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300m7h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPaoLNG进气化器温度为-162.3,气态天然气出气化器温度为T45C。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
13、30min计。以1台40?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240m7ho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500-1000m3ho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，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.31.5倍确定。单台气化器的气化能力按2000m7h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
14、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区61o加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.31.5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-16L5,常压下储存温度为-162.3,密度约430kgm3o当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107oCo当气态天然气温度高于-107。C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。为了防止安全阀放空
15、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Ioonl3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，IOOm,储罐的安全放散量为500n?/h,设计中选择气化量为500m3h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-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LNG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压装置。通常设置
16、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。计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢曝吩，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阀门选型设计工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-196。C的低温性能。常用的LNG阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为OCrI8Ni9。2. 7.2管材、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/T149762002),材质为OCrI8Ni9。管件均采用材质为OCrI8Ni9的无缝冲压
17、管件(GB/T1245990)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG2059297),其材质为0Crl8Ni9o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OCrl8Ni9。介质温度-20的工艺管道，当公称直径200mm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/T30412001),材质为Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T1245990)o法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG2059297),材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG20
18、62997)oLNG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。碳素钢工艺管道作防腐处理。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0.003o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，通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。3. 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
19、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）。2. 9消防设计LNG气化站的消防设计根据CB5002893城镇燃气设计规范（2002年版）LPG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区，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0.15L（sm2）,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倍范围内的相邻储罐按其表面积的50%计算。水枪用水量按GBJ1687建筑设计防火规范（2001年版）和GB5002893城镇燃气设
20、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工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. 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控制管道或设备的冷却速率WlC/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
21、内残留的液氮气化后吹3. 3运行管理与安全保护3. 3.ILNG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O.30.7MPa,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0.09MPao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。
22、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. 3.2LNG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升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、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，减压调节阀自动打开泄放气态
23、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LNG储罐的运行安全。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,安全阀开启压力为0.80MPa,安全阀排放压力为0.88MPao3. 3.3LNG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大量蒸发导致储罐压力迅速升高而超过设计压力，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，由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚：储
24、罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。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出现分层，常采用如下措施。将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG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LNG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LNG储罐中时从储罐的下进液口充注;c.槽车中的重质LNG充注到轻质LNG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L
25、NG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LNG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管。重点是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达到额定负荷时气化器的气体出口温度比环境温度低IOoCo当气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器的控制。在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速关闭进、出口电动阀。选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。出站阀后压力高出设定报警压力
