LNG气化站工艺设计方案与运行管理

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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

17、需BOGg温式气化器的能力为240 m3/h。一般 根据气化站呵同时接卸槽车的数量选用 BOGg温式加热器。通常BOG 加热器的加热能力为500 1 000 m3/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 2 000 m3/ h计算，24台为一组，设计上配置23组，相互切换使用。2.5.5 水浴式天然气加热器当环境温度较低，空温式气化

18、器出口气态天然气温度低于 5C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. 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 -161.5 C,常 压下储存温度为-162 . 3C.密度约430 kg/m3当LNG气化为气态 天然气时，其临界浮力温度为-107C。当气态天然气温度高于-107C 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-107C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

19、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空温式加热器没备能力按100 m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100 m3储罐的安全放散量为500 m3/ h,设计中选择气 化量为500 m3/h的空温式加热器I台。进加热器气体温度取-145C, 出加热器气体温度取-15C。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 储罐放散管接人集中放散总管放散。 26 调压、计量与加臭装置根据

20、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。计量采用涡轮流量计。 加臭剂采用四氢噻吩, 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 -196C的低温性能。常用的LNG阀门丰要有增压调节阀、减压调节阀、 紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为 0CrI 8Ni9。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/T14976-2002) ，材质为

21、 0Crl8Ni9 。管件均采用材质为 0Crl8Ni9 的无 缝冲压管件 (GB/T 12459-90) 。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法 兰(HG 20592-97)，其材质为0Crl8Ni9。法兰密封垫片采用金属缠 绕式垫片，材质为 0Crl8Ni9 。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材 质为 0Crl8Ni9 。 介质温度-20C的工艺管道，当公称直径200mm寸，采用输送流 体用无缝钢管(GB/T81631999)，材质为20号钢；当公称直径200 mm寸采用焊接钢管(GB/T 3041-2001)，材质为Q235B管件均采 用材质为 20号钢的无缝冲压管件 (GB/T 12459-9

22、0) 。法兰采用凸面 带颈对焊钢制管法兰 (HG 20592-97) ，材质为 20号钢。法兰密封垫 片采用柔性石墨复合垫片 (HG 20629-97) 。LNG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LNG1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 0.003。站区LNG管道在常温下 安装，在低温下运行，前后温差高达 180C，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。28 工

23、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； B0&口热器压力； 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GB50028-93城镇燃气设计规范（2002年版儿PG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 O 15 L/（

24、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 15 倍范同内的相邻储罐按其表 面积的 50计算。水枪用水量按 GBJ 16-87建筑设计防火规范（2001年版）和GB 50028-93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：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

25、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w 1C / min。管道或设备温度每 降低20C，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运行管理与安全保护 3.3.1 LNG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 0. 30. 7 MPa,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

26、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06 MPa,自增压阀的关闭压力约为 O. 69 MPa储罐的增压值为 O. 09 MPa。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O. 05 MPa以上的压力差。考虑两阀的制造精度，

27、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w 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。对丁于最大工作压力为

28、0. 80 MPa勺LNG储罐，设计压力为0. 84 MPa减压调节阀的设定开启压力为 O. 76 MPa储罐报警压力为0. 78 MPa安全阀开启压力为 O. 80 MPa,安全阀排放压力为0. 88 MPs。3 3 . 3 LNG 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

29、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LNG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

30、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10 C。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

31、浓度超越报警限 值时发出声、光报警信号，并可在控制审迅速关闭进、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。 天然气出站管路均没电动阀，可在控制室迅速切断。 出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。 紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。.结语 操作中应优先采用增压调节阀的自动开关功能实现储罐的自动增压。若自增压阀关闭不严，增压结束时必须将增压气化器进液管根阀 关闭。 LNG储罐的工作压力、设计压力、计算压力分别有不同的定义和特定用途，不能将计算压力误作为设计压力，以免错设储罐安全阀开启 压力。 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措 施保护储罐时，其压力设定由低到高依次为：减压调节阀定压值、压 力报警定压值、安全阀定压值。 在满足LNG储罐整体运输与吊装要求的前提下，提高单罐公称容积、减少储罐数量、简化工艺管路和减少低温仪表与阀门数量，是合理降低LNG气化站造价的有效措施。LNG 为促进 LNG 的安全利用，应尽快颁布先进适用、符合国情的 设计规范。