LNG氣化站工藝流程

1、.LNG氣化站工藝流程LNG卸車工藝系統(tǒng)：EAG系統(tǒng) 安全放散氣體 BOG系統(tǒng) 蒸發(fā)氣體 LNG系統(tǒng) 液態(tài)氣態(tài) LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液化工廠運(yùn)抵用氣城市LNG氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器對(duì)槽車儲(chǔ)罐進(jìn)行升壓(或通過站內(nèi)設(shè)置的卸車增壓氣化器對(duì)罐式集裝箱車進(jìn)行升壓)，使槽車與LNG儲(chǔ)罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG卸入氣化站儲(chǔ)罐內(nèi)。卸車結(jié)束時(shí)，通過卸車臺(tái)氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。卸車時(shí)，為防止LNG儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升高而影響卸車速度，當(dāng)槽車中的LNG溫度低于儲(chǔ)罐中LNG的溫度時(shí)，采用上進(jìn)液方式。槽車中的低溫LNG通過儲(chǔ)罐上進(jìn)液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進(jìn)入儲(chǔ)罐，將部

2、分氣體冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力，使卸車得以順利進(jìn)行。若槽車中的LNG溫度高于儲(chǔ)罐中LNG的溫度時(shí)，采用下進(jìn)液方式，高溫LNG由下進(jìn)液口進(jìn)入儲(chǔ)罐，與罐內(nèi)低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進(jìn)液口進(jìn)入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導(dǎo)致卸車?yán)щy。實(shí)際操作中，由于目前LNG氣源地距用氣城市較遠(yuǎn)，長(zhǎng)途運(yùn)輸?shù)竭_(dá)用氣城市時(shí)，槽車內(nèi)的LNG溫度通常高于氣化站儲(chǔ)罐中LNG的溫度，只能采用下進(jìn)液方式。所以除首次充裝LNG時(shí)采用上進(jìn)液方式外，正常卸槽車時(shí)基本都采用下進(jìn)液方式。為防止卸車時(shí)急冷產(chǎn)生較大的溫差應(yīng)力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應(yīng)當(dāng)用儲(chǔ)罐中的LNG對(duì)卸車管道進(jìn)行預(yù)冷。同時(shí)應(yīng)防止快速開啟或關(guān)閉閥門使LNG

3、的流速突然改變而產(chǎn)生液擊損壞管道。12 LNG氣化站流程與儲(chǔ)罐自動(dòng)增壓LNG氣化站流程LNG氣化站的工藝流程見圖1。 圖1 城市LNG氣化站工藝流程儲(chǔ)罐自動(dòng)增壓與LNG氣化靠壓力推動(dòng)，LNG從儲(chǔ)罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然氣后供應(yīng)用戶。隨著儲(chǔ)罐內(nèi)LNG的流出，罐內(nèi)壓力不斷降低，LNG出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常供氣操作中必須不斷向儲(chǔ)罐補(bǔ)充氣體，將罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)，才能使LNG氣化過程持續(xù)下去。儲(chǔ)罐的增壓是利用自動(dòng)增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實(shí)現(xiàn)的。當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力低于自動(dòng)增壓閥的設(shè)定開啟值時(shí)，自動(dòng)增壓閥打開，儲(chǔ)罐內(nèi)LNG靠液位差流入自增壓空溫式氣化器(自增壓空溫式氣化器的安

4、裝高度應(yīng)低于儲(chǔ)罐的最低液位)，在自增壓空溫式氣化器中LNG經(jīng)過與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣，然后氣態(tài)天然氣流入儲(chǔ)罐內(nèi)，將儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。利用該壓力將儲(chǔ)罐內(nèi)LNG送至空溫式氣化器氣化，然后對(duì)氣化后的天然氣進(jìn)行調(diào)壓(通常調(diào)至04MPa)、計(jì)量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣。在夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達(dá)15，直接進(jìn)管網(wǎng)使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季時(shí)氣化器出口天然氣的溫度(比環(huán)境溫度低約10)遠(yuǎn)低于0而成為低溫天然氣。為防止低溫天然氣直接進(jìn)入城市中壓管網(wǎng)導(dǎo)致管道閥門等設(shè)施產(chǎn)生低溫脆裂，也為防止低溫天然氣密度大而產(chǎn)生過大的供銷差，氣化

5、后的天然氣需再經(jīng)水浴式天然氣加熱器將其溫度升到10，然后再送入城市輸配管網(wǎng)。通常設(shè)置兩組以上空溫式氣化器組，相互切換使用。當(dāng)一組使用時(shí)間過長(zhǎng)，氣化器結(jié)霜嚴(yán)重，導(dǎo)致氣化器氣化效率降低，出口溫度達(dá)不到要求時(shí)，人工(或自動(dòng)或定時(shí))切換到另一組使用，本組進(jìn)行自然化霜備用。在自增壓過程中隨著氣態(tài)天然氣的不斷流入，儲(chǔ)罐的壓力不斷升高，當(dāng)壓力升高到自動(dòng)增壓調(diào)節(jié)閥的關(guān)閉壓力(比設(shè)定的開啟壓力約高10%)時(shí)自動(dòng)增壓閥關(guān)閉，增壓過程結(jié)束。隨著氣化過程的持續(xù)進(jìn)行，當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力又低于增壓閥設(shè)定的開啟壓力時(shí)，自動(dòng)增壓閥打開，開始新一輪增壓。2 LNG氣化站工藝設(shè)計(jì)21 設(shè)計(jì)決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益據(jù)西方國(guó)家分析，不到建設(shè)工程

6、全壽命費(fèi)用1的設(shè)計(jì)費(fèi)對(duì)工程造價(jià)的影響度占75以上，設(shè)計(jì)質(zhì)量對(duì)整個(gè)建設(shè)工程的效益至關(guān)重要。影響LNG氣化站造價(jià)的主要因素有設(shè)備選型(根據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定)、總圖設(shè)計(jì)(總平面布置、占地面積、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是儀表選型)。通常，工程直接費(fèi)約占項(xiàng)目總造價(jià)的70%，設(shè)備費(fèi)又占工程直接費(fèi)的4850，設(shè)備費(fèi)中主要是LNG儲(chǔ)罐的費(fèi)用。22 氣化站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)至今我國(guó)尚無LNG的專用設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)，在LNG氣化站設(shè)計(jì)時(shí)，常采用的設(shè)計(jì)規(guī)范為：GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范(2002年版)、GBJ 1687建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范(2001年版)、GB 501832004石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范

7、、美國(guó)NFPA59A液化天然氣生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝卸標(biāo)準(zhǔn)。其中GB 501832004石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范是由中石油參照和套用美國(guó)NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)。由于NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)消防要求高，導(dǎo)致工程造價(jià)高，目前難以在國(guó)內(nèi)實(shí)施。目前國(guó)內(nèi)LNG氣化站設(shè)計(jì)基本參照GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范(2002年版)設(shè)計(jì)，實(shí)踐證明安全可行。23 LNG儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)儲(chǔ)罐是LNG氣化站的主要設(shè)備，占有較大的造價(jià)比例，應(yīng)高度重視儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)。231 LNG儲(chǔ)罐結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)LNG儲(chǔ)罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲(chǔ)罐、地上金屬儲(chǔ)罐和金屬/預(yù)應(yīng)力混凝土儲(chǔ)罐3類。地上LNG儲(chǔ)罐又分為金屬子母儲(chǔ)罐

8、和金屬單罐2種。金屬子母儲(chǔ)罐是由3只以上子罐并列組裝在一個(gè)大型母罐(即外罐)之中，子罐通常為立式圓筒形，母罐為立式平底拱蓋圓筒形。子母罐多用于天然氣液化工廠。城市LNG氣化站的儲(chǔ)罐通常采用立式雙層金屬單罐，其內(nèi)部結(jié)構(gòu)類似于直立的暖瓶，內(nèi)罐支撐于外罐上，內(nèi)外罐之間是真空粉末絕熱層。儲(chǔ)罐容積有50m3和100m3，多采用100m3儲(chǔ)罐。對(duì)于100m3立式儲(chǔ)罐，其內(nèi)罐內(nèi)徑為3000mm，外罐內(nèi)徑為3200mm，罐體加支座總高度為17100mm，儲(chǔ)罐幾何容積為10528m3。232 設(shè)計(jì)壓力與計(jì)算壓力的確定目前絕大部分100m3立式LNG儲(chǔ)罐的最高工作壓力為08MPa。按照GB 1501998鋼制壓力

9、容器的規(guī)定，當(dāng)儲(chǔ)罐的最高工作壓力為08MPa時(shí)，可取設(shè)計(jì)壓力為084MPa。儲(chǔ)罐的充裝系數(shù)為095，內(nèi)罐充裝LNG后的液柱凈壓力為0062MPa，內(nèi)外罐之間絕對(duì)壓力為5Pa，則內(nèi)罐的計(jì)算壓力為101MPa。外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定內(nèi)罐與絕熱材料，同時(shí)與內(nèi)罐形成高真空絕熱層。作用在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負(fù)壓。所以外罐為外壓容器，設(shè)計(jì)壓力為-01MPa。233 100m3LNG儲(chǔ)罐的選材正常操作時(shí)LNG儲(chǔ)罐的工作溫度為-1623，第一次投用前要用-196的液氮對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行預(yù)冷，則儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)溫度為-196。內(nèi)罐既要承受介質(zhì)的工作壓力，又要承受LNG的低溫，要

10、求內(nèi)罐材料必須具有良好的低溫綜合機(jī)械性能，尤其要具有良好的低溫韌性，因此內(nèi)罐材料采用0Crl8Ni9，相當(dāng)于ASME(美國(guó)機(jī)械工程師協(xié)會(huì))標(biāo)準(zhǔn)的304。不銹鋼牌號(hào)“304(S30400)是美國(guó)不銹鋼標(biāo)準(zhǔn)(如ASTM標(biāo)準(zhǔn))中的牌號(hào)名稱，它是188型Cr-Ni奧式體不銹鋼的典型牌號(hào)，由于其具有優(yōu)良的綜合性能，用途十分廣泛，其產(chǎn)銷量占到奧式體不銹鋼的80%左右,在我國(guó)新制定的不銹鋼牌號(hào)標(biāo)準(zhǔn)GBT208782007中，與之對(duì)應(yīng)的牌號(hào)是06Crl9Nil0(舊牌號(hào)為OCrl8Ni9)。 304(06Crl9Nil0)鋼的主要特性是： 具有優(yōu)良的不銹耐腐蝕性能和較好的抗晶間腐蝕性能。對(duì)氧化性酸，如在濃度6

11、5%的沸騰溫度以下的硝酸中，具有很強(qiáng)的抗腐蝕性。對(duì)堿溶液及大部分有機(jī)酸和無機(jī)酸亦具有良好的耐腐蝕能力。 具有優(yōu)良的冷熱加工和成型性能?？梢约庸どa(chǎn)板、管、絲、帶、型各種產(chǎn)品，適用于制造冷鐓、深沖、深拉伸成型的零件。 低溫性能較好。在-180條件下，強(qiáng)度、伸長(zhǎng)率、斷面收縮率都很好。由于沒有脆性轉(zhuǎn)變溫度，常在低溫下使用。 具有良好的焊接性能?？刹捎猛ǔ５暮附臃椒ê附?，焊前焊后均不需熱處理。 304鋼也有性能上的不足之處：大截面尺寸鋼件焊接后對(duì)晶間腐蝕敏感；在含c1水中(包括濕態(tài)大氣)對(duì)應(yīng)力腐蝕非常敏感；力學(xué)強(qiáng)度偏低，切削性能較差等。 由于304鋼有性能上的不足，人們?cè)谏a(chǎn)和使用中想辦法揚(yáng)長(zhǎng)避短，盡

12、量發(fā)揮發(fā)展它的優(yōu)良性能，克服它的不足之處。于是，通過研究開發(fā)，根據(jù)不同使用環(huán)境或條件的特定要求，對(duì)其化學(xué)成分進(jìn)行調(diào)整，發(fā)展出了滿足某些特性使用要求的304衍生牌號(hào)。 表1列出了美國(guó)材料和試驗(yàn)協(xié)會(huì)不銹鋼牌號(hào)標(biāo)準(zhǔn)ASTMA95904中的牌號(hào)304及其衍生牌號(hào)與日本JIS、我國(guó)GB、國(guó)際ISO、歐洲EN等不銹鋼標(biāo)準(zhǔn)中相應(yīng)牌號(hào)的對(duì)照。表2一表6分別列出了相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)中各牌號(hào)的化學(xué)成分。 從表1看出，ASTMA95904中，304及其衍生牌號(hào)共有10個(gè)。日本JIS標(biāo)準(zhǔn)中亦為10個(gè)，但能與ASTM牌號(hào)對(duì)應(yīng)的則是6個(gè)，其他4個(gè)牌號(hào)(SUS304J1、SUS304J2、SUS304J3、SUS304Cu)應(yīng)該是J

13、IS自己開發(fā)的304衍生牌號(hào)。 綜觀304及衍生牌號(hào)的化學(xué)成分，可以認(rèn)為，所謂衍生牌號(hào)就是對(duì)304的化學(xué)成分進(jìn)行了某些調(diào)整，而產(chǎn)生了變異的304牌號(hào)。例如： 碳含量：降低或提高碳含量。304L為超低碳的304鋼。降低碳含量可以改善耐蝕性能，特別是304鋼對(duì)焊后的晶間腐蝕敏感性，在滿足力學(xué)強(qiáng)度要求的條件下，可用于制造大截面尺寸的焊接件。304H，將碳含量提高到0.10%，增加304鋼的強(qiáng)度，并使奧氏體更加穩(wěn)定，比304鋼更適于在低溫環(huán)境和無磁部件方面使用。 氮含量：加入氮元素。304N(SUS304N1)、XM-21(SUS304N2)、304LN等都是。由于氮的固溶強(qiáng)化作用，提高了304和30

14、4L鋼的強(qiáng)度，且不顯著降低鋼的塑性和韌性，同時(shí)鋼的耐晶間腐蝕性、耐點(diǎn)蝕和縫隙腐蝕性都有進(jìn)一步改善。 銅含量：加入一定含量的銅。銅使奧氏體更加穩(wěn)定。一方面可以提高鋼的不銹性和耐蝕性，特別是對(duì)還原性介質(zhì)(如硫酸)的耐蝕性更好；另方面則降低鋼的強(qiáng)度和冷加工硬化傾向，改善鋼的塑性。如S30430(06Crl8Nil9Cu3、SUSXM7)、SUS304J3(06Crl8Nil9Cu2)等，這些鋼與304比，在較小變形力的作用下，可獲得更大的冷變形，更適于冷鐓、冷擠壓作緊固件用或深沖、拉伸等用途。 這里要特別提出的是，日本JIS標(biāo)準(zhǔn)中，304鋼的衍生牌號(hào)有5個(gè)含銅，其中有3個(gè)牌號(hào)即SUS304Cu、SU

15、S304J1、SUS304J2僅用于生產(chǎn)板帶產(chǎn)品，而SUS304J1和SUS304J2兩個(gè)牌號(hào)的化學(xué)成分，則在304的基礎(chǔ)上作了較大調(diào)整(見表3)，鉻、鎳含量都有所降低，Cr為15.00%18.00%，Ni為6.00%一9.00%，還將Mn提高到3.00%或5.00%，Cu含量為1.00%一3.00%。這兩個(gè)牌號(hào)有用錳或銅代鎳的意思。這兩種鋼的板帶可能是適用于作一般耐蝕條件下用的通過冷加工(如深沖、深拉伸變形)成型的部件或制品。根據(jù)內(nèi)罐的計(jì)算壓力和所選材料，內(nèi)罐的計(jì)算厚度和設(shè)計(jì)厚度分別為111mm和120mm。作為常溫外壓容器，外罐材料選用低合金容器鋼16MnR，其設(shè)計(jì)厚度為100mm。234

16、 接管設(shè)計(jì)開設(shè)在儲(chǔ)罐內(nèi)罐上的接管口有：上進(jìn)液口、下進(jìn)液口、出液口、氣相口、測(cè)滿口、上液位計(jì)口、下液位計(jì)口、工藝人孔8個(gè)接管口。內(nèi)罐上的接管材質(zhì)都為0Cr18Ni9。為便于定期測(cè)量真空度和抽真空，在外罐下封頭上開設(shè)有抽真空口(抽完真空后該管口被封閉)。為防止真空失效和內(nèi)罐介質(zhì)漏入外罐，在外罐上封頭設(shè)置防爆裝置。235 液位測(cè)量裝置設(shè)計(jì)為防止儲(chǔ)罐內(nèi)LNG充裝過量或運(yùn)行中罐內(nèi)LNG太少危及儲(chǔ)罐和工藝系統(tǒng)安全，在儲(chǔ)罐上分別設(shè)置測(cè)滿口與差壓式液位計(jì)兩套獨(dú)立液位測(cè)量裝置，其靈敏度與可靠性對(duì)LNG儲(chǔ)罐的安全至關(guān)重要。在向儲(chǔ)罐充裝LNG時(shí)，通過差壓式液位計(jì)所顯示的靜壓力讀數(shù)，可從靜壓力與充裝質(zhì)量對(duì)照表上直觀方

17、便地讀出罐內(nèi)LNG的液面高度、體積和質(zhì)量。當(dāng)達(dá)到充裝上限時(shí)，LNG液體會(huì)從測(cè)滿口溢出，提醒操作人員手動(dòng)切斷進(jìn)料。儲(chǔ)罐自控系統(tǒng)還設(shè)有高限報(bào)警(充裝量為罐容的85)、緊急切斷(充裝量為罐容的95)、低限報(bào)警(剩余LNG量為罐容的10)。236 絕熱層設(shè)計(jì)LNG儲(chǔ)罐的絕熱層有以下3種形式：高真空多層纏繞式絕熱層。多用于LNG槽車和罐式集裝箱車。正壓堆積絕熱層。這種絕熱方式是將絕熱材料堆積在內(nèi)外罐之間的夾層中，夾層通氮?dú)猓ǔ＝^熱層較厚。廣泛應(yīng)用于大中型LNG儲(chǔ)罐和儲(chǔ)槽，例如立式金屬LNG子母儲(chǔ)罐。真空粉末絕熱層。常用的單罐公稱容積為100m3和50m3的圓筒形雙金屬LNG儲(chǔ)罐通常采用這種絕熱方式。在

18、LNG儲(chǔ)罐內(nèi)外罐之間的夾層中填充粉末(珠光砂)，然后將該夾層抽成高真空。通常用蒸發(fā)率來衡量?jī)?chǔ)罐的絕熱性能。目前國(guó)產(chǎn)LNG儲(chǔ)罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)03。237 LNG儲(chǔ)罐總?cè)萘績(jī)?chǔ)罐總?cè)萘客ǔ０磧?chǔ)存3d高峰月平均日用氣量確定。同時(shí)還應(yīng)考慮氣源點(diǎn)的個(gè)數(shù)、氣源廠檢修時(shí)間、氣源運(yùn)輸周期、用戶用氣波動(dòng)情況等因素。對(duì)氣源的要求是不少于2個(gè)供氣點(diǎn)。若只有1個(gè)供氣點(diǎn)，則儲(chǔ)罐總?cè)萘窟€要考慮氣源廠檢修時(shí)能保證正常供氣。24 BOG緩沖罐對(duì)于調(diào)峰型LNG氣化站，為了回收非調(diào)峰期接卸槽車的余氣和儲(chǔ)罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸發(fā)氣體)，或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖?，常在BOG加熱器的出口增設(shè)BOG緩沖罐

19、，其容量按回收槽車余氣量設(shè)置。25 氣化器、加熱器選型設(shè)計(jì)251 儲(chǔ)罐增壓氣化器按100m3的LNG儲(chǔ)罐裝滿90m3的LNG后，在30min內(nèi)將10m3氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的04MPa升壓至工作狀態(tài)的06MPa進(jìn)行計(jì)算。據(jù)計(jì)算結(jié)果，每臺(tái)儲(chǔ)罐選用1臺(tái)氣化量為200m3/h的空溫式氣化器為儲(chǔ)罐增壓，LNG進(jìn)增壓氣化器的溫度為-1623，氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫度為-145。設(shè)計(jì)多采用1臺(tái)LNG儲(chǔ)罐帶1臺(tái)增壓氣化器。也可多臺(tái)儲(chǔ)罐共用1臺(tái)或1組氣化器增壓，通過閥門切換，可簡(jiǎn)化流程，減少設(shè)備，降低造價(jià)。252 卸車增壓氣化器由于LNG集裝箱罐車上不配備增壓裝置，因此站內(nèi)設(shè)置氣化量為300m3/h的

20、卸車增壓氣化器，將罐車壓力增至06MPa。LNG進(jìn)氣化器溫度為-1623，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145。253 BOG加熱器由于站內(nèi)BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣，故BOG空溫式加熱器的設(shè)計(jì)能力按此進(jìn)行計(jì)算，回收槽車卸車后的氣相天然氣的時(shí)間按30min計(jì)。以1臺(tái)40m3的槽車壓力從06MPa降至03MPa為例，計(jì)算出所需BOG空溫式氣化器的能力為240m3/h。一般根據(jù)氣化站可同時(shí)接卸槽車的數(shù)量選用BOG空溫式加熱器。通常BOG加熱器的加熱能力為5001000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時(shí)，將BOG用作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)。254 空溫式氣化器

21、空溫式氣化器是LNG氣化站向城市供氣的主要?dú)饣O(shè)施。氣化器的氣化能力按高峰小時(shí)用氣量確定，并留有一定的余量，通常按高峰小時(shí)用氣量的1315倍確定。單臺(tái)氣化器的氣化能力按2000m3/h計(jì)算，24臺(tái)為一組，設(shè)計(jì)上配置23組，相互切換使用。255 水浴式天然氣加熱器當(dāng)環(huán)境溫度較低，空溫式氣化器出口氣態(tài)天然氣溫度低于5時(shí)，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式天然氣加熱器，對(duì)氣化后的天然氣進(jìn)行加熱。加熱器的加熱能力按高峰小時(shí)用氣量的1315倍確定。256 安全放散氣體(EAG)加熱器LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點(diǎn)溫度為-1615，常壓下儲(chǔ)存溫度為-1623，密度約430 kg/m3。當(dāng)LNG氣化為

22、氣態(tài)天然氣時(shí)，其臨界浮力溫度為-107。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度高于-107時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄走。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度低于-107時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣重，低溫氣態(tài)天然氣會(huì)向下積聚，與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設(shè)置1臺(tái)空溫式安全放散氣體加熱器，放散氣體先通過該加熱器加熱，使其密度小于空氣，然后再引入高空放散。EAG空溫式加熱器設(shè)備能力按100m3儲(chǔ)罐的最大安全放散量進(jìn)行計(jì)算。經(jīng)計(jì)算，100m3儲(chǔ)罐的安全放散量為500m3/h，設(shè)計(jì)中選擇氣化量為500m3/h的空溫式加熱器1臺(tái)。進(jìn)加熱器氣體溫度取-145，出加熱器氣體溫度取-15。

23、對(duì)于南方不設(shè)EAG加熱裝置的LNG氣化站，為了防止安全閥起跳后放出的低溫LNG氣液混合物冷灼傷操作人員，應(yīng)將單個(gè)安全閥放散管和儲(chǔ)罐放散管接入集中放散總管放散。26 調(diào)壓、計(jì)量與加臭裝置根據(jù)LNG氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通常設(shè)置2路調(diào)壓裝置，調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器。計(jì)量采用渦輪流量計(jì)。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計(jì)量泵為動(dòng)力，根據(jù)流量信號(hào)將加臭劑注入燃?xì)夤艿乐小?7 閥門與管材管件選型設(shè)計(jì)271 閥門選型設(shè)計(jì)工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送LNG的壓力和流量要求，同時(shí)必須具備耐-196的低溫性能。常用的LNG閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓調(diào)節(jié)閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥

24、等。閥門材料為0Cr18Ni9。272 管材、管件、法蘭選型設(shè)計(jì)介質(zhì)溫度-20的管道采用輸送流體用不銹鋼無縫鋼管(GB/T 149762002)，材質(zhì)為0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無縫沖壓管件(GB/T 1245990)。法蘭采用凹凸面長(zhǎng)頸對(duì)焊鋼制管法蘭(HG 2059297)，其材質(zhì)為0Cr18Ni9。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片，材質(zhì)為0crl8Ni9。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，材質(zhì)為0Crl8Ni9。介質(zhì)溫度-20的工藝管道，當(dāng)公稱直徑200 mm時(shí)，采用輸送流體用無縫鋼管(GB/T81631999)，材質(zhì)為20號(hào)鋼；當(dāng)公稱徑200mm時(shí)采用焊接鋼管(GB/

25、T 30412001)，材質(zhì)為Q235B。管件均采用材質(zhì)為20號(hào)鋼的無縫沖壓管件(GB/T 1245990)。法蘭采用凸面帶頸對(duì)焊鋼制管法蘭(HG 2059297)，材質(zhì)為20號(hào)鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HG 2062997)。 LNG工藝管道安裝除必要的法蘭連接外，均采用焊接連接。低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復(fù)合聚乙烯絕熱管殼進(jìn)行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。273 冷收縮問題LNG管道通常采用奧氏體不銹鋼管，材質(zhì)為0crl8Ni9，雖然其具有優(yōu)異的低溫機(jī)械性能，但冷收縮率高達(dá)0003。站區(qū)LNG管道在常溫下安裝，在低溫下運(yùn)行，前后溫差高達(dá)180，存在著較大的冷收縮量和溫差應(yīng)

26、力，通常采用“門形”補(bǔ)償裝置補(bǔ)償工藝管道的冷收縮。28 工藝控制點(diǎn)的設(shè)置LNG氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運(yùn)行參數(shù)采集和自動(dòng)控制、遠(yuǎn)程控制、聯(lián)鎖控制和越限報(bào)警?？刂泣c(diǎn)的設(shè)置包括以下內(nèi)容：卸車進(jìn)液總管壓力；空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；水浴式天然氣加熱器出氣管壓力與溫度；LNG儲(chǔ)罐的液位、壓力與報(bào)警聯(lián)鎖；BOG加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出站流量；加臭機(jī)(自帶儀表控制)。29 消防設(shè)計(jì)LNG氣化站的消防設(shè)計(jì)根據(jù)CB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范(2002年版)LPG部分進(jìn)行。在LNG儲(chǔ)罐周圍設(shè)置圍堰區(qū)，以保證將儲(chǔ)罐發(fā)生事故時(shí)對(duì)周圍設(shè)施造成的危害降低到最小程度。在LNG儲(chǔ)罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng)

27、，噴淋強(qiáng)度為015 L/(sm2)，噴淋用水量按著火儲(chǔ)罐的全表面積計(jì)算，距著火儲(chǔ)罐直徑15倍范圍內(nèi)的相鄰儲(chǔ)罐按其表面積的50計(jì)算。水槍用水量按GBJ 1687建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范(2001年版)和GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范(2002年版)選取。3 運(yùn)行管理31 運(yùn)行基本要求LNG氣化站運(yùn)行的基本要求是：防止LNG和氣態(tài)天然氣泄漏從而與空氣形成爆炸性混合物。消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件，按規(guī)范要求對(duì)LNG工藝系統(tǒng)與設(shè)備進(jìn)行消防保護(hù)。防止LNG設(shè)備超壓和超壓排放。防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對(duì)工藝系統(tǒng)的危害及對(duì)操作人員的冷灼傷。32 工藝系統(tǒng)預(yù)冷在LNG氣化站竣工后正式投運(yùn)前，應(yīng)使用液氮

28、對(duì)低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和工藝管道進(jìn)行干燥、預(yù)冷、惰化和鈍化。預(yù)冷時(shí)利用液氮槽車閥門的開啟度來控制管道或設(shè)備的冷卻速率1/min。管道或設(shè)備溫度每降低20，停止預(yù)冷，檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設(shè)備的位移。預(yù)冷結(jié)束后用LNG儲(chǔ)罐內(nèi)殘留的液氮?dú)饣蟠祾摺⒅脫Q常溫設(shè)備及管道，最后用LNG將儲(chǔ)罐中的液氮置換出來，就可正式充裝LNG進(jìn)行供氣。33 運(yùn)行管理與安全保護(hù)331 LNG儲(chǔ)罐的壓力控制正常運(yùn)行中，必須將LNG儲(chǔ)罐的操作壓力控制在允許的范圍內(nèi)。華南地區(qū)LNG儲(chǔ)罐的正常工作壓力范圍為0307MPa，罐內(nèi)壓力低于設(shè)定值時(shí)，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行增壓。增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定，增壓上限由自增

29、壓閥的自動(dòng)關(guān)閉壓力確定，其值通常比設(shè)定的自增壓閥開啟壓力約高15。例如：當(dāng)LNG用作城市燃?xì)庵鳉庠磿r(shí)，若自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為06MPa，自增壓閥的關(guān)閉壓力約為069 MPa，儲(chǔ)罐的增壓值為009MPa。儲(chǔ)罐的最高工作壓力由設(shè)置在儲(chǔ)罐低溫氣相管道上的自動(dòng)減壓調(diào)節(jié)閥的定壓值(前壓)限定。當(dāng)儲(chǔ)罐最高工作壓力達(dá)到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時(shí)，減壓閥自動(dòng)開啟卸壓，以保護(hù)儲(chǔ)罐安全。為保證增壓閥和減壓閥工作時(shí)互不干擾，增壓閥的關(guān)閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊，應(yīng)保證005MPa以上的壓力差?？紤]兩閥的制造精度，合適的壓力差應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。332 LNG儲(chǔ)罐的超壓保護(hù)LNG在儲(chǔ)存過程中會(huì)由于儲(chǔ)罐的“環(huán)境漏

30、熱”而緩慢蒸發(fā)(日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)03)，導(dǎo)致儲(chǔ)罐的壓力逐步升高，最終危及儲(chǔ)罐安全。為保證儲(chǔ)罐安全運(yùn)行，設(shè)計(jì)上采用儲(chǔ)罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報(bào)警手動(dòng)放散、安全閥起跳三級(jí)安全保護(hù)措施來進(jìn)行儲(chǔ)罐的超壓保護(hù)。其保護(hù)順序?yàn)椋寒?dāng)儲(chǔ)罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時(shí)，減壓調(diào)節(jié)閥自動(dòng)打開泄放氣態(tài)天然氣；當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈，罐內(nèi)壓力繼續(xù)上升，達(dá)到壓力報(bào)警值時(shí)，壓力報(bào)警，手動(dòng)放散卸壓；當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈且手動(dòng)放散未開啟時(shí)，安全閥起跳卸壓，保證LNG儲(chǔ)罐的運(yùn)行安全。對(duì)于最大工作壓力為080MPa的LNG儲(chǔ)罐，設(shè)計(jì)壓力為084MPa，減壓調(diào)節(jié)閥的設(shè)定開啟壓力為076MPa，儲(chǔ)罐報(bào)警壓力為078MPa，安全閥開啟壓力為080

31、MPa，安全閥排放壓力為088MPa。333 LNG的翻滾與預(yù)防LNG在儲(chǔ)存過程中可能出現(xiàn)分層而引起翻滾，致使LNG大量蒸發(fā)導(dǎo)致儲(chǔ)罐壓力迅速升高而超過設(shè)計(jì)壓力7，如果不能及時(shí)放散卸壓，將嚴(yán)重危及儲(chǔ)罐的安全。大量研究證明，由于以下原因引起LNG出現(xiàn)分層而導(dǎo)致翻滾：儲(chǔ)罐中先后充注的LNG產(chǎn)地不同、組分不同而導(dǎo)致密度不同。先后充注的LNG溫度不同而導(dǎo)致密度不同。先充注的LNG由于輕組分甲烷的蒸發(fā)與后充注的LNG密度不同。要防止LNG產(chǎn)生翻滾引發(fā)事故，必須防止儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG出現(xiàn)分層，常采用如下措施。將不同氣源的LNG分開儲(chǔ)存，避免因密度差引起LNG分層。為防止先后注入儲(chǔ)罐中的LNG產(chǎn)生密度差，采取以下

32、充注方法：a槽車中的LNG與儲(chǔ)罐中的LNG密度相近時(shí)從儲(chǔ)罐的下進(jìn)液口充注；b槽車中的輕質(zhì)LNG充注到重質(zhì)LNG儲(chǔ)罐中時(shí)從儲(chǔ)罐的下進(jìn)液口充注；c槽車中的重質(zhì)LNG充注到輕質(zhì)LNG儲(chǔ)罐中時(shí)，從儲(chǔ)罐的上進(jìn)液口充注。儲(chǔ)罐中的進(jìn)液管使用混合噴嘴和多孔管，可使新充注的LNG與原有LNG充分混合，從而避免分層。對(duì)長(zhǎng)期儲(chǔ)存的LNG，采取定期倒罐的方式防止其因靜止而分層。334 運(yùn)行監(jiān)控與安全保護(hù)LNG儲(chǔ)罐高、低液位緊急切斷。在每臺(tái)LNG儲(chǔ)罐的進(jìn)液管和出液管上均裝設(shè)氣動(dòng)緊急切斷閥，在緊急情況下，可在卸車臺(tái)、儲(chǔ)罐區(qū)、控制室緊急切斷進(jìn)出液管路。在進(jìn)液管緊急切斷閥的進(jìn)出口管路和出液管緊急切斷閥的出口管路上分別安裝管道

33、安全閥，用于緊急切斷閥關(guān)閉后管道泄壓。氣化器后溫度超限報(bào)警，聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管。重點(diǎn)是對(duì)氣化器出口氣體溫度進(jìn)行檢測(cè)、報(bào)警和聯(lián)鎖。正常操作時(shí)，當(dāng)達(dá)到額定負(fù)荷時(shí)氣化器的氣體出口溫度比環(huán)境溫度低10。當(dāng)氣化器結(jié)霜過多或發(fā)生故障時(shí)，通過溫度檢測(cè)超限報(bào)警、聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管實(shí)現(xiàn)對(duì)氣化器的控制。在LNG工藝裝置區(qū)設(shè)天然氣泄漏濃度探測(cè)器。當(dāng)其濃度超越報(bào)警限值時(shí)發(fā)出聲、光報(bào)警信號(hào)，并可在控制室迅速關(guān)閉進(jìn)、出口電動(dòng)閥。選擇超壓切斷式調(diào)壓器。調(diào)壓器出口壓力超壓時(shí)，自動(dòng)切換。調(diào)壓器后設(shè)安全放散閥，超壓后安全放散。天然氣出站管路均設(shè)電動(dòng)閥，可在控制室迅速切斷。出站閥后壓力高出設(shè)定報(bào)警壓力時(shí)聲光報(bào)警。緊急情況時(shí)，可

34、遠(yuǎn)程關(guān)閉出站電動(dòng)閥。4 結(jié)語操作中應(yīng)優(yōu)先采用增壓調(diào)節(jié)閥的自動(dòng)開關(guān)功能實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)罐的自動(dòng)增壓。若自增壓閥關(guān)閉不嚴(yán)，增壓結(jié)束時(shí)必須將增壓氣化器進(jìn)液管根閥關(guān)閉。LNG儲(chǔ)罐的工作壓力、設(shè)計(jì)壓力、計(jì)算壓力分別有不同的定義和特定用途，不能將計(jì)算壓力誤作為設(shè)計(jì)壓力，以免錯(cuò)設(shè)儲(chǔ)罐安全閥開啟壓力。采用儲(chǔ)罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報(bào)警手動(dòng)放散、安全閥起跳三級(jí)安全措施保護(hù)儲(chǔ)罐時(shí)，其壓力設(shè)定由低到高依次為：減壓調(diào)節(jié)閥定壓值、壓力報(bào)警定壓值、安全閥定壓值。在滿足LNG儲(chǔ)罐整體運(yùn)輸與吊裝要求的前提下，提高單罐公稱容積、減少儲(chǔ)罐數(shù)量、簡(jiǎn)化工藝管路和減少低溫儀表與閥門數(shù)量，是合理降低LNG氣化站造價(jià)的有效措施。為促進(jìn)LNG的安全利用，應(yīng)

35、盡快頒布先進(jìn)適用、符合國(guó)情的LNG設(shè)計(jì)規(guī)范。液化天然氣是氣田開采出來的天然氣,經(jīng)過脫水、脫酸性氣體和重?zé)N類,然后壓縮、膨脹、液化而成。LNG接收站的主要功能是接收、儲(chǔ)存和將LNG再氣化,并通過管網(wǎng)向電廠和城市用戶供氣,也可通過槽車向用戶直接供應(yīng)LNG。 目前主要有3種類型LNG接收終端：一是氣源型接收終端，由于遠(yuǎn)離用戶需要長(zhǎng)距離管道輸送，外送輸氣管道壓力一般為5.09.0MPa；二是調(diào)峰型接收終端，為事故應(yīng)急及調(diào)峰，LNG儲(chǔ)罐規(guī)模小且靠近用戶，外送輸氣管道壓力一般為2.03.0MPa；三是衛(wèi)星型接收終端，主要針對(duì)小范圍區(qū)域用戶供氣，外送輸氣管道壓力接近城市中壓或次高壓配氣管網(wǎng)壓力，一般為0.1

36、0.8MPa。 LNG項(xiàng)目通常由LNG 碼頭、LNG 接收站、輸氣管線、LNG 電廠和城市用戶組成。 1 再冷凝工藝和直接壓縮工藝對(duì)比1.1. 流程對(duì)比 根據(jù)對(duì)儲(chǔ)罐冷損產(chǎn)生BOG（蒸發(fā)氣體）處理方式的不同，LNG 接收終端外輸工藝分為直接壓縮工藝和再冷凝工藝。兩種工藝并無本質(zhì)上的區(qū)別。 直接壓縮工藝，是指LNG儲(chǔ)罐內(nèi)BOG通過壓縮機(jī)直接加壓到管網(wǎng)所需壓力后，進(jìn)入外輸管網(wǎng)輸送，儲(chǔ)罐內(nèi)LNG通過罐內(nèi)泵加壓后送入氣化器氣化進(jìn)入外輸管網(wǎng)輸送，不需要設(shè)置再冷凝器，第二級(jí)外輸泵的設(shè)置視外輸管網(wǎng)壓力高低而定。直接壓縮工藝設(shè)備少，流程簡(jiǎn)單。 再冷凝工藝是指罐內(nèi)BOG通過壓縮機(jī)加壓1MPa左右，與罐內(nèi)低壓泵輸送

37、相同壓力的部分過冷LNG液體，兩者按照一定比例在再冷凝器中直接換熱，利用加壓后過冷的LNG自身“顯冷”特性將大部分BOG冷凝，與另一部分罐內(nèi)泵加壓LNG會(huì)合后經(jīng)第二級(jí)外輸泵加壓，進(jìn)入氣化器氣化后送入高壓外輸管道。再冷凝工藝流程較復(fù)雜，且需要不斷氣化LNG對(duì)外輸氣。 1.2 能耗分析 再冷凝工藝節(jié)能的效果與3個(gè)因素有關(guān)：一是BOG壓縮機(jī)和罐內(nèi)泵出口流體壓力，即再冷凝器的操作壓力越低，LNG第二級(jí)泵進(jìn)口壓力小，節(jié)能效果越明顯。但降低操作壓力受LNG過冷程度限制，過冷程度太小將會(huì)影響操作。一般工程上的再冷凝器操作壓力取0.6 1.0MPa；二是根據(jù)廣義泊努利方程，輸送單位質(zhì)量流體時(shí)泵比壓縮機(jī)的功耗低

38、。隨著外送輸氣管道的氣量增大，節(jié)能效果更為明顯；三是外送輸氣管道的壓力越高，即進(jìn)出口壓差越大，節(jié)能效果越明顯。 再冷凝工藝適合大型氣源型接收終端。這是因?yàn)锽OG和外送輸氣管道的氣量大，輸氣管道壓力高，罐內(nèi)泵始終運(yùn)行對(duì)外供氣，確保了BOG 再冷凝的冷源，因此節(jié)能效果明顯。直接壓縮工藝適合調(diào)峰型接收終端，原因在于調(diào)峰型終端無法確保為再冷凝器提供持續(xù)的冷源，外送輸氣管道的壓力低，導(dǎo)致再冷凝節(jié)能效果不顯著，由于省去了再冷凝器等設(shè)備，投資相對(duì)較低。而衛(wèi)星型接收終端相對(duì)于調(diào)峰型接收終端規(guī)模更小、壓力更低，因此采用直接壓縮工藝更為適合。2 主要設(shè)備選型2.1 LNG儲(chǔ)罐 LNG儲(chǔ)罐均為雙層金屬罐,與LNG接

39、觸的內(nèi)層為含9%Ni低溫鋼,外層為碳鋼,中間絕熱層為膨脹珍珠巖,罐底絕熱層為泡沫玻璃。 2.1.1 罐容的確定 接收站的儲(chǔ)存LNG的能力，最小罐容的計(jì)算公式:Vs=(Vt+nQa-tq+rQcT)式中 Vs LNG罐最小需求容積，m3；Vt LNG 船的最大容積，m3;n LNG 船的延誤時(shí)間,d;Qa 高峰月平均日送氣量,m3/d;t LNG 卸料時(shí)間,d;q 最小送出氣量,m3/d;r LNG 航行期間市場(chǎng)變化系數(shù);T LNG 船航行時(shí)間,d;Qc 高峰月平均城市燃?xì)馊账蜌饬?m3/d。以上計(jì)算出的Vs 罐容只是初步的。2.1.2 LNG儲(chǔ)罐選型 2.2 LNG汽化器2.2.1 LNG汽化器的類型 常用熱源