某厂LNG气化站的设计

摘 要：介绍了lng气化站的工艺设计、主要设备选型及安全措施。

关键词：LNG、气化、工艺流程、设备、安全

Design of a LNG gasification station in a factory

YAN Fu-yu

（Fujian Yigong Design Co . ， L td .，Fuzhou Fujian 350013）

Abstract：Process design， selection of main equipments and security measures were introduced for a LNG gasification station.

Key word：LNG、Gasification、Technological process、Equipment、Security

1.前言

液化天然气（liquefied natural gas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温液态混合物，其体积约为气态（标准状态下）时的1/625。

LNG气化站的主要任务是接受、存储液态的天然气，并向用户提供气态的天然气。

本文将以表1-1的数据为例介绍LNG气化站的工艺设计、主要设备选型及安全措施。

2.LNG气化站工艺介绍

2.1.工艺流程简介

LNG用LNG槽车运来，在卸车台用卸车增压撬给槽车增压，将LNG送入LNG储罐储存。LNG槽车的卸车压力一般为0.60MPa（本文中所有压力如未另行说明，均表示表压），卸车压差控制在0.20～0.40MPa。当槽车液位显示趋于零时，槽车储罐内的天然气通过BOG（天然气闪蒸汽）系统，并入燃气管网。

LNG储罐内的LNG用储罐增压撬增压到0.45MPa，自流进入主气化器气化，气化后的NG（天然气）直接经过调压、计量、加臭撬调压至0.2MPa，进入燃气管网。为防止低温天然气直接进入燃气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，当出站NG温度低于5℃或环境温度低于15℃时，气化后的NG应先进入水浴电加热器再接入调压、计量、加臭撬。

LNG储罐的BOG通过BOG系统并入燃气管网。低温管线上安全阀泄放的LNG气液混合物接入EAG气化器，气化后与NG管道上安全阀泄放的气体集中收集至放散管总管高空放散。

2.2.工艺流程简图：

LNG气化站工艺流程简图

3.主要设备选型

3.1.LNG储罐

LNG储罐一般采用真空粉末隔热罐。LNG气化站储罐总容量可按以下经验公式计算：

式中： ―― LNG气化站储罐总容量，m?；

―― 日用气量，m?；由表1-1可知： =15240Nm?/d÷625≈24.4m?/d；

―― LNG槽车正常进站间隔天数，d；该值与LNG供应点和LNG气化站之间的距离有关，一般取 =1d；

―― LNG槽车因误期或不可作业天数，d；该值与天气、交通路况等因素有关，一般取 =2d；

―― LNG储罐的充装系数， =0.90；

―― LNG储罐不可利用的底量系数， =0.05。

计算结果如下：

m?

LNG气化站储罐数量一般≥2个，则单个LNG储罐的容积 = ÷2=43.05 m?，圆整后取单罐的容积为50m?，但考虑到目前市场上LNG槽车一般为55m?（充装系数0.90），为了方便槽车卸车，单罐的容积应大于55m?，故LNG储罐单罐的容积应取60m?。

综上所述，本次设计应配置2个60m?的LNG储罐。

3.2.卸车增压撬

由于LNG槽车上不配备增压装置，因此站内应设置卸车增压撬，将罐车压力由0.20MPa（LNG槽车进站时的压力）增至0.6MPa（LNG槽车泄液时的压力）。LNG进气化器温度约-162℃，气态天然气出气化器温度约-145℃。卸车增压撬的气化量可按以下经验公式计算：

式中： ――卸车增压撬的气化量，Nm?/h；

―― 0.20MPa的状态下LNG槽车储罐气相空间的气体折算成标准状态下的体积，Nm?； =55×（1-0.9）=5.5m?（0.20MPa）≈16.5Nm?；

―― 0.60MPa的状态下LNG槽车储罐气相空间的气体折算成标准状态下的体积，Nm?； =55×（1-0.9）=5.5m?（0.60MPa）≈38.5Nm?；

T ―― 将LNG槽车储罐由0.20MPa增压至0.60MPa所需的时间，h；选型计算时取T=5min=1/12h；

计算结果如下：

=264Nm?/h

综上所述，本次设计配置一台300 Nm?/h（圆整后的数值）的卸车增压撬即可满足要求。

3.3.储罐增压撬

LNG气化站一般采用1台LNG储罐带1台储罐增压撬。本次设计采用两个LNG储罐共用1台储罐增压撬，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。

参照卸车增压撬的计算方法，可知本次设计配置一台200 Nm?/h的储罐增压撬即可满足要求。

3.4.主气化器

主气化器用空温式气化器，气化能力按高峰瞬时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.2倍确定。

则主气化器的气化能力=1.2×810（详见表1-1）=972（Nm?/h）。圆整后单台主气化器的气化能力为1000Nm?/h。

本次设计配置2台主气化器，视出口温度和气化器结霜情况相互切换使用。

3.5.水浴电加热器

如果出站NG温度低于5℃或环境温度低于15℃时，在空温式气化器后串联水浴电加热器，对气化后的天然气进行加热。加热器的加热能力与主气化器的气化能力一致。

本次设计配置1台加热能力为1000 Nm?/h的水浴电加热器。

3.6.BOG气化器

BOG气化器的气化能力（ ）应满足同时处理LNG槽车卸车后期回收的气相天然气的量（ ）及LNG储罐通过自力式减压阀（开启压力0.50MPa，关闭压力0.45MPa）泄放的量（ ）。

LNG槽车卸车后期回收的气相天然气的量（ ）可按以下经验公式计算：

式中： ――LNG槽车卸车后期回收的气相天然气的量，Nm?/h；

―― 0.20MPa（LNG槽车BOG泄放完毕后的压力）的状态下LNG槽车55m?储罐的气体折算成标态下的体积，Nm?； =55m?（0.20MPa）≈165Nm?；

―― 0.60MPa（LNG槽车工作压力）的状态下LNG槽车55m?储罐的气体折算成标态下的体积，Nm?； =55m?（0.60MPa）≈385Nm?；

T ―― 将LNG槽车储罐由0.60MPa降至0.20MPa所需的时间，h；选型计算时取T=30min=1/2h；

计算结果如下：

=440Nm?/h

LNG储罐通过自力式减压阀减压时是通过储罐上的气相管实现的，其泄放量（ ）可按以下经验公式计算：

式中： ――LNG储罐通过自力式减压阀泄放的量（泄放压力为0.50MPa），m?/h；

―― 60m?的LNG储罐的气相管内径，m； =50mm（φ57×3.5）=0.05m；

―― LNG储罐气相管内低温气态天然气的流速，m/s；一般取 [1]=8m/s；

计算结果如下：

=56.5m?/h（0.50MPa）≈339 Nm?/h

则： =440+339=779 Nm?/h。

综上所述，本次设计配置一台800 Nm?/h（圆整后的数值）的BOG气化器即可满足要求。

3.7.调压、计量、加臭撬

调压、计量、加臭撬的处理能力与主气化器的气化能力一致。撬内设2路调压装置，调压器用带指挥器、超压切断的自力式调压器；计量用涡轮流量计；加臭剂用四氢噻吩，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。

本次设计配置1台处理能力为1000 Nm?/h的调压、计量、加臭撬。

3.8.EAG（安全放散气体）气化器

LNG储存温度约-162℃，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，比空气轻，将上升飘走；当温度低于-107℃时，比空气重，会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀泄放的LNG及低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，应先通过EAG气化器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

EAG气化器的气化量按单个LNG储罐的最大安全泄放量（LNG储罐气相出口管线上安全阀在最大泄放压力下的泄放量）来计算。

LNG储罐的设计压力为0.84MPa，则安全阀的在最大泄放压力[2]=1.1×0.84=0.92MPa

最大安全泄放量按以下公式[3]计算：

式中： ―― 在LNG储罐最大泄放压力下，系统的安全泄放量，m?/h；

―― LNG储罐气相管内低温气态天然气的流速，m/s；一般取 [1]=8m/s；

―― 60m?的LNG储罐的气相管内径，mm； =50mm；

计算结果如下：

=56.6m?/h（0.92MPa）≈577 Nm?/h

综上所述，本次设计配置一台600 Nm?/h（圆整后的数值）的EAG气化器即可满足要求。

4.安全设计

4.1.危险性分析

天然气属于易燃易爆介质，天然气液化是天然气储藏和运输的一种有效地方法，在实际应用中，液化天然气要转变为气态使用，所以在考虑LNG气化站安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑LNG的低温特性和液化特征所引起的安全问题，对可能出现的事故进行预防和紧急处理，减少造成的危害。

天然气火灾危险性类别为甲类，闪点低（-188℃）；爆炸极限：5%～15.4%；只要很小的点火能（0.47mJ）就能引起燃烧、爆炸。LNG低温储存并操作，泄漏时低温会引起：a.对人造成冻伤；b.造成不耐低温材料突然破裂，导致更要重的泄露；c.低温蒸汽造成人员肺损伤及窒息。因此，在设计中都必须采取必要的防护措施。

4.2.安全措施

4.2.1.管道、管件、阀门的安全设计

①对于使用温度低于-20℃的管道应采用奥氏体不锈钢（06Cr19Ni10）无缝钢管[4]。低温工艺管道、管件、阀门的安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。

②奥氏体不锈钢管虽然具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达0.003。站区内低温管道在常温下安装，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，通常采用自然补偿及“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。

③所有低温管道两个切断阀之间必须设置安全阀[4]，选用奥氏体不锈钢弹簧封闭全启式安全阀。

4.2.2. LNG储罐的超压保护

LNG在储存过程中，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，设计上采用储罐自力式减压阀调节、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：当储罐压力上升到自力式减压阀设定的开启值时，自力式减压阀自动打开泄压；当自力式减压阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散泄压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳泄压，保证LNG储罐的运行安全。

4.2.3. 运行监控与安全保护

①LNG储罐应设置两个液位计，并应设置液位上、下限报警和联锁装置[4]与每个LNG储罐的进液管和出液管上的紧急切断阀联锁。

②主气化器的液体进口管道上设置紧急切断阀，该阀门应与天然气出口的测温装置连锁[4]。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。

③LNG工艺装置区应设置天然气泄漏浓度探测器及低温检测报警装置和相关的连锁装置[4]。当浓度、温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相应的紧急切断阀。

④调压、计量、加臭撬内选用超压切断式调压器。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。

5.结束语

①LNG储罐正常工作压力（不大于0.80MPa均可）的设定与燃气管网的输送压力有关，压差控制在0.20～0.30MPa。LNG储罐工作压力低于设定值时，可利用储罐增压撬和自力式增压阀对储罐进行增压。LNG储罐罐内压力高于设定值时，可利用自力式减压阀对储罐进行降压。自力式增压阀的开启压力为LNG储罐正常工作压力的0.90倍，自力式减压阀的开启压力为LNG储罐正常工作压力的1.10倍。

②燃气管网的输送压力一般控制在0.20～0.40MPa之间。采用高的输送压力可以降低管径，减少投资，采用低的输送压力是为了降低运行风险及对周围环境的影响，因此从经济性和安全性综合考虑，本次设计燃气管网的输送压力定为0.20MPa。

③尽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。

④LNG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，不能混淆。

参考文献

[1] 中国石化集团上海工程有限公司，《化工工艺设计手册》（第四版，下册）[M]，北京：化学工业出版社，2009.8。

[2] 中华人民共和国国家标准，《压力容器》（GB150-2011）。

[3] 特种设备安全技术规范，《压力管道安全技术监察规程――工业管道》（TSG D0001-2009）。

[4] 中华人民共和国国家标准，《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）。