LNG气化站技术介绍.docx

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1、 LNG气化站技术介绍 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。本文拟对LNG气化站工艺流程、设备选型、平面布置、运行管理进行介绍。第一部分LNG气化站工艺流程如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的L

2、NG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10，压力为0.450.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。1.1 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。

3、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，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

4、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的流速突然改变而产生液击损坏管道。1.2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

5、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(比环境温度低约10)远低于0而成为低温天然

6、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。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启

7、压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。1.3LNG气化站工艺标准1、LNG槽车压力应控制在0.40.5Mpa，LNG槽车压力低于0.5Mpa时，应开启LNG槽车自增压系统或卸车台汽化器进行升压。 2、LNG槽车与LNG汽化器压差应0.2Mpa。 3、LNG槽车与汽化器间管道应充分预冷，预冷时间t15分钟。 4、LNG槽车与LNG汽化器之间压差0.1 Mpa时，采取以下2个措施将压差控制在0.2Mpa。 4.1、开启LNG槽车自增压系统。 4.2、开启卸车台汽化器对LNG槽车升压。 5、LNG槽车（低温液体储槽）卸液完毕，要保证槽车内至少留有0.1Mpa余压，保证LNG槽车正压运行 第二部分L

8、NG气化站主要设备及选型2.1LNG储罐2.1.1LNG储罐结构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立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度

9、为17100mm，储罐几何容积为10528m3。2.1.2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。2.1.3100m3LN

10、G储罐的选材、接管设计及液位测量装置 正常操作时，LNG储罐工作温度为-162.3，第一次投用前要用-196的液氮对储罐进行预冷，取储罐的设计温度为-196。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，故采用0Cr18Ni9(相当于ASME标准的304)。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12mm.作为常温外压容器，外罐材料选用16MnR，设计厚度为10mm。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、工艺人孔等8个接管口。为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下

11、封头上开设有抽真空口(抽完真空后该管口被封结)。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐， 在外罐上封头设置有防爆装置。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8，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，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

12、为罐容的10%)。2.1.4绝热层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。2.1.5 LNG储罐总容量 储罐总容量通常按储存3d高峰月平均

13、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。2.2 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。2.3气化器、加热器2.3.1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04MPa升压至工作状态的06MP

14、a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。 储罐增压器增压能力根据气化站最大供气能力确定。储罐增压器宜联合设置、分组布置，宜采用卧式。常用的标态流量有：100、150、200、250、300、350、400、450、500、600、700、800m /h 。2.3.2 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30

15、0m3/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。 卸车增压器增压能力根据日卸车量和卸车速度确定。卸车台单柱卸车速度一般按 11.5h/车计算，常用的标态流量有：200、250、300、350、400、450、500、600、700、800m /h 。2.3.4 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5001000m3/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。2.3.5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。空温式气化器气化能力根据城市高峰小时流量的1.5倍确定，当作为工业用户主气化器连续使用时，按工业用户高峰小时流量的2倍确定。空温式气化器不应少于

17、2组，一组备用。空温式气化器常用的标态流量有：50、100、150、200、250、300、350、400、450、500、600、700、800、900、1000、1200、1500、2000、3000、4000、5000m /h 。2.3.6 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5、6。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1315倍确定。2.3.7 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-1615，常压下储存温度为-1623，密度约430 kg/m

18、3。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。为了防止安全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100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取-145，出加热器

19、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。2.4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。2.5阀门与管材管件选型2.5.1 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

20、止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为0Cr18Ni9。2.5.2 管材、管件、法兰选型 介质温度-20的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 149762002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，其材质为0Cr18Ni9。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-20的工艺管道，当公称直径200 mm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

21、时采用焊接钢管(GB/T 30412001)，材质为Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 2062997)。 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。2.5.2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0003。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

22、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。2.6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；空温式气化器出气管压力与温度；(设计压力1.7Mpa,运行温度-196+65)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；（储罐工作压力0.6-0.8Mpa）BOG加热器压力；（设计压力1.7Mpa,运行温度-196+65）调压器后压力；出站流量；加臭机(自带仪表控制)。（单次加臭量50mg-500mg,常温、常压）第三部分LNG气

23、化站平面布置我们以1150m3和2150 m3储罐设计为例，其中2150 m3储罐的最大天然气储气量17104 m3。供气规模：供应天然气60000 m3/d，最大流量3000 m3/h。而1150立方米储罐的最大天然气出气量8.5104 m3。供气规模：供应天然气20000 m3/d，最大流量1500 m3/h。LNG气化站平面布置图如下：第四部分LNG气化站运行管理4.1 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

24、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。4.2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。4.3 运行管理与安全保护4.3.1 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0307M

25、Pa，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06MPa，自增压阀的关闭压力约为069 MPa，储罐的增压值为009MPa。 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005MPa以上的压力差

26、。考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。4.3.2LNG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03)，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。对于最大工作压力为080MPa的LN

27、G储罐，设计压力为084MPa，减压调节阀的设定开启压力为076MPa，储罐报警压力为078MPa，安全阀开启压力为080MPa，安全阀排放压力为088MPa。4.3.3 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：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

28、层，常采用如下措施。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。4.3.4 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

29、，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。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

30、。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时声光报警。 紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。第五部分参考规范及文献 1 美国的NFPA-59A液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准； 2 国内的GB 50028-2006城镇燃气设计规范； 3 国内的GB50183-2004石油天然气工程设计防火规范； 4 国内的GB50016-2006建筑设计防火规范； 5 吴创明.LNG气化站工艺设计与运行管理J.煤气与热力.2006.4：1-7； 6 魏冬宏.LNG供气站工艺设计探讨J.科技资讯.2006.25：19； 7 金颖.城市LNG气化站主要设备规模及选型的探讨J.上海煤气.2006.3：16-18； 8 赵淑君，朱万美，王丽娟.LNG的应用与气化站设计的探讨J.煤气与热力.2005.8：36-38； 9 于永东.液化天然气储罐应用介绍j.广东燃气，2001.3:3-5.