LNG气站的工艺设计
LNG气化站的工艺设计
摘要：论述了液化天然气气化站的工艺流程，针对LNG气化站主要设备的工艺设计问题作了主要探讨，并介绍了LNG气化站的安全设计。
关键词：LNG气化站；工艺流程；工艺设计TechnologicalDesignofLNGVaporizingStationLIPei-ming，JIAOWen-ling
(SchoolofMunicipalandEnvironmentalEngineering，HarbinInstituteofTechnology，Harbin150090，China)
Abstract:ThearticleintroducestechnologicalflowofLNGvaporizingstation，mainlydiscussestechnologicaldesignonthemainfacilitiesofLNGvaporizingstationandintroducessafedesigninLNGvaporizingstation.
Keywords:LNGvaporizingstation；processflow；technologicaldesign0引言
液化天然气(LNG)[1]是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净化处理后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162℃条件下液化而成。液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/600。
LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。作为城市利用LNG的主要设施，LNG气化站[1-4]凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国东南沿海众多经济较发达、但能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
1LNG气化站的工艺流程[3]
液化天然气由低温槽车运至气化站，利用槽车自带的增压器给槽车储罐增压，利用压差将LNG送入LNG储罐，进行卸车。通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器，LNG吸热气化发生相变，成为天然气。当天然气在空温式气化器出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化并调压、计量、加臭后送入城市高(中)压管网。图1为送入城市中压管网的空温式LNG气化站工艺流程图。
2LNG气化站的工艺设计
LNG气化站的工艺设备及装置主要有LNG储罐、BOG储罐、LNG气化器及增压器、调压、计量与加臭装置、阀门与管材管件等。
2.1LNG储罐的设计[3-5]2.1.1LNG储罐形式的确定
储罐形式的确定[6]考虑储存规模、设备投资、建造周期、占地面积等综合因素。目前，国内外常用的LNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存3种方式[6]。常压罐投资最省，占地面积小，维护方便，运行费用低，但保温性能较差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。子母罐运行费用低，操作简单，而保温性能较单罐差，绝热材料使用量多，占地面积较大，投资最大。单罐施工周期较短，投资居中，运行费用低，操作简单，保温效果好，可靠，技术成熟，但运输较麻烦，占地面积大，管路和阀门多。
LNG供气站采用何种储罐方式，主要取决于其储存量[4]。储存量在1200～5000m3可采用子母罐带压储存和常压储槽储存，子母罐的单罐容积一般在600～1750m3。储存量在1200m3以下的城市LNG气化站，基本都采用真空罐带压储存。受运输和整体吊装条件的限制，单罐容积多采用100m3，个别站用50m3。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0.8MPa。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0.84MPa。考虑到储罐的充装系数、液柱净压力和内外罐间的高真空，内罐的计算压力[6]般取为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。外罐为外压容器，设计压力[3]一般取为-0.1MPa。
2.1.3100m3LNG储罐的选材、接管设计及液位测量装置设计[3-8]
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量为罐容的10%)。
2.2BOG缓冲罐的设计
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(BoilOffGas，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增压器的设计
当储罐内的低温液体向外排出时，储罐内的压力会逐渐下降。为了保持储罐内的压力稳定，必须对储罐进行增压。低温容器的增压系统主要有低温泵增压系统、外部气源增压系统和自增压系统。低温泵增压系统是在排液口设置低温泵，利用泵的机械功使低温液体增压，并向气化器输液。但低温泵要求外部安装条件比较严格，不适于小型供气系统。外部气源增压系统是利用外来的气源实现增压和排液过程，但需要额外的CNG储罐和高压天然气。自增压系统是目前各种低温储罐最常用的增压系统，是将部分的LNG排出储罐，经气化器气化后，再返回至储罐的气相空间，从而达到储罐增压的目的。
2.4气化器的设计
LNG的气化应满足当地的气候条件及工艺要求，可选用的气化器[10]有加热式气化器和环境式气化器。加热式气化器的气化热源为蒸汽或热水等。现通常采用的加热式气化器是水浴式气化器。环境式气化器采用自然环境的热源，如大气、海水或地热水。现通常采用的环境式气化器是空温式气化器。空温式气化器是LNG供气站向城市用户供气的主要气化设施。冬季环境温度较低时，即当空温式气化器出口天然气温度低于5℃时，则需要在空温式气化器后串联加热式气化器加热天然气。
空温式气化器的优点是运行成本低，缺点是气化器体积大、投资高、在冬季和雨天气化器出口温度较低。水浴式气化器的优点是气化器体积小、投资较低、气化器出口温度稳定，缺点是运行费用很高，1台水浴式气化器的年运行费用可购买1台空温式气化器。所以，除东北等少数寒冷地区外，基本都采用空温式气化LNG流程。为了防止冬季和雨天空温式气化器出口天然气的温度低，损坏后续的管道并加大供销差，在空温式气化器的出口常串接1台水浴式加热器。空温式气化器和加热式气化器的选型，应根据高峰小时用气量和气化器的气化能力来确定。
2.5调压计量与加臭装置设计[10]
根据LNG供气站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，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，根据流量信号将臭味剂注入天然气管道中。
2.6阀门与管道管件选型设计[3-6]2.6.1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、低温截止阀、安全阀、止回阀等。其中增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀宜采用进口，其余可采用国产阀门。阀门材料为0Cr18Ni9。
2.6.2管道管件法兰选型设计
(1)介质温度小于或等于-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢(GB/T14976201*)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0Cr18Ni9的无缝冲压管件(GB/T1245290)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG20592297)，材质为0Cr18Ni9；法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片(0Cr18Ni9)。
(2)介质温度大于-20℃的工艺管道，当管径小于或等于DN200时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163)，材质为20号钢;当管径大于DN200时采用ERW(高频直缝电阻焊)焊接钢管[11](GB/T3041201*)，材质为Q235B。管件均采用20号钢无缝冲压管件(GB/T12459290)。法兰采用20号钢突面带颈对焊钢制管法兰(HG20592297)。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG20629297)。
LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚胺脂管托和复合聚乙烯管壳进行绝热。碳钢工艺管道作防腐处理。
2.6.3防止冷收缩设计
用作LNG管道的奥氏体不锈钢虽具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达3‰[9]。站区LNG管路在常温下安装，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”补偿装置对工艺管道进行冷收缩补偿。
3LNG气化站的安全设计对于LNG的气化供应环节，主要考虑的是安全问题，所以工程设计和LNG气化站运行的安全就是防止天然气泄漏、消除可能导致燃烧的因素以及满足LNG设备的防火及消防要求。为了防止低温LNG设备超压，引起超压排放和爆炸，在装置中还应设有BOG系统、放散系统和氮气吹扫系统等[9]。另外，由于LNG的低温特性，操作人员应做好必要的防护。
安全设计需要相关规定的限制，我国应该尽快颁布LNG设计规范，以指导LNG应用领域的设计、施工安装和运行管理。LNG气化器的选型必须考虑供气站所在地域的环境气温，对东北等寒冷地区，应采用水浴式和空温式气化器并联运行方式气化LNG。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标注于LNG储罐铭牌上，这将导致储罐安全阀的开启压力设定过高而危及储罐安全。
4结束语
作为当今城市燃气的重要来源，LNG的发展方兴未艾。LNG的气化工艺技术成熟，安全可靠，气化后为那些远离天然气输气管道或暂时无法建设输气支线的中小城镇提供了气源保证。今后，LNG气化站的发展将为更多的城镇带来便利，大力发展LNG事业成为当今能源发展的重点之一。
扩展阅读：如何从工艺设计方面降低LNG加气站的放散
如何从工艺设计方面降低
加气站的放散率
编写人：鲁文斌日期：201*年12月12日
如何从工艺设计方面降低加气站的放散率
一、前言
1、随着LNG行业的不断发展，公司在加气站建设方面的投资也在不断加大，与此同时，如何解决放散问题已成为公司节约成本、降低损耗的关键问题之一。
LNG为何会产生放散，在实际使用过程中，储罐内压力会不断升高，当达到设定压力时，为保证储罐安全，必须对储罐进行泄压放散。LNG低温泵启动时，因泵的结构因素，LNG液体必须浸满整个泵头才能正常运转。由于LNG的物理特性，当液体流入泵头时会产生气化，使泵无法正常运转，需通过手动放散达到正常运行的效果。
2、总体来说，放散的原因主要可以归结为以下几个因素：第一、设备制造因素。LNG罐箱等设备在目前工艺水平下无法达到理想绝热真空状态，因此罐箱内部与外部会发生缓慢的热交换，造成LNG的气化，其属于不可控因素。
第二、人为因素。加气站员工对于LNG加注操作流程不规范，这一点主要出现在新员工身上，可以通过培训、原理讲解达到减少人为放散的目的。
第三、工艺设计因素。工艺管路设计不合理，会增大流体流动时的阻力，增加设备运行时的放散量，甚至会因管线过长导致烃泵无法正常运行，因此正确把握工艺设计的合理性，将是现阶段降低放散的最有效途径。
二、主要工艺问题分析
1、L-CNG高压烃泵进液和回流管线工艺设计
存在的问题：
①、LNG罐箱基础的高度较低，罐箱出液口与L-CNG高压烃泵的进液口高差不满足泵的净正吸入压头（NPSH）要求；
②、管路弯头较多，管线倾斜角度不大，使LNG液体向下流动时摩擦阻力较大，影响设备使用效果；
③、部分管路没有做保温处理，结霜的管路具有气化器的作用，导致罐箱因压力升高而产生放散；合理的设计方式：
①、为满足烃泵的净正吸入压头要求，需要将储罐出液口与烃泵进液口的高差设计为1.7米。
②、在保证安全间距的前提下，按罐箱出液口至烃泵进液口之间的倾斜角度安装管路，可避免管路因弯头过多，摩擦阻力较大的问题。
③、对泵前所有工艺管线、阀门、弯头应严格按照保冷大样图做保冷绝热处理，最大限度的降低管道内液体与外界空气进行热交换。
2、LNG撬工艺管线连接
存在的问题：
①、前两幅图中进液管线、回气管线、回流管线下翻弯折严重，造成进液不畅，容易产生液封现象。没有做保冷处理，管线上结霜的部位较多，即表示有气化现象发生，将会造成储罐升压放散。
②、第三幅图中，虽然管线已做保冷处理，但是储罐与LNG撬距离太远。而且从储罐出液口至撬进液口的管线始终为水平状态，并没有一定的倾斜角度。改进工艺设计：
①、在满足规范要求的前提下，使LNG潜液泵与储罐保持较近的距离，并且避免管线出现上翻下翻的现象。
②、对泵池、管线、阀门等设备进行保冷绝热处理的同时，还应设计出液和回气管线都保持合理的倾斜角度进入LNG撬设备，最大限度的减少流体在管道内的摩擦阻力。倾斜角度设计如下图所示：
③、工艺管线上的阀门并不是多多益善，因为当流体每经过一道阀门时，其在阀门中所受到的阻力远远大于管道摩擦的阻力，所以阀门的安装应以满足安全和工艺要求为宜。
④、在具备居民用气的站点，还可将设备上的手动BOG放散回收引入民用管网中，需要注意的是不可将EAG安全放散也进行回收。
三、总结
一座LNG加气站，其泵前工艺管线的设计是否合理，将会直接影响到加气站的经济效益情况。降低放散率，是提高经济效益的有效手段。随着科技制造水平的不断提高，我们还需要引用更多的新产品、新技术、新工艺到LNG行业中来，不断改善当前的加气站建设水平。为提高经济效益，真正实现“零放散”不断去发现和创新。
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