天然气储配站

天然气储配站

一、天然气知识 

   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。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制备使用工艺流程

?LNG储运终端使用工艺流程

天然气液化→调峰型液化站→LNG储存→管网→用户

          ↓ →基本负荷型液化工厂→LNG储存→LNG船→接收站→LNG储存→汽化站→管网→用户

                                                                   ↓→LNG加注站→LNG汽车

?LNG气化站工艺流程

   LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。非工作条件下，贮槽内LNG贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低－10℃，压力在0.35Mpa；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。最后经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。

 

 

 

 

 

 

 

 

2.LNG气化站工艺概述

2.1 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。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。

2.2 LNG 储罐自动增压

    在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.35~0.40MPa的压力，保证LNG的输出量。

   中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。

   当LNG贮槽压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过贮槽顶部的气相管进入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，贮槽压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。

2.3 LNG气化加热工艺

   采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。

   空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0℃时，低温报警并连锁切换空温气化器。

   水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0℃时，低温报警并手动启动水浴加热器。

2.4 BOG处理工艺

由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体包括：

? LNG贮槽吸收外界热量产生的蒸发气体

? LNG卸车时贮槽由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体

? 受入贮槽内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体

? 卸车时受入贮槽内气相容积相对减少产生的蒸发气体

? 受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体

? 集装箱式贮槽内的残余气体

   本设计采取槽车自压回收方式回收BOG。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器）。

2.5 安全泄放工艺

   天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120℃左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散塔组成。

   设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。

   为了提高LNG贮槽的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定压力为贮槽的设定压力0.78Mpa。缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压力。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。管道设计压力为1.0Mpa。

高效换热翅片管

    材质选用：主材质选用优质的耐低温防锈铝，牌号为LF21（3A21），本牌号铝知名度高、材质传热系数好、运行噪音低、无污染、节能性高、使用寿命为20年！

我方消化及吸收当今欧美发达国家先进设计理念和技术，采用了200 mm 直径并带内翅片的大间距高效气化换热管，有效改变了介质在管内的流动形式，换热效果极好。前光滑8 翅片+后波纹12 外翅片的优化流程设计 。设备低温状态下整体强度更好，换热布置流程更合理，换热效率大大提高，出口温度符合及超过额定要求。  

过冷段用带内翅光滑高效8翅片 加热段用带内翅波纹高效12 翅片

    液相采用防腐蚀性能优良的LF21（即：3A21）材质的8 片式Ф200mm 直径大间距星形翅片管，并在液相翅片管内加装美国专利技术铝质螺旋片，此种扰流技术（人工强制湍流）有别于国内其它几家气化器制作厂家介质直流的简单模式，使进入气化器的液体在翅片管内以扰流方式流动，这样液体在最初的最低温阶段就得以进行强制性的更加充分的热交换，从而大大提高了整台气化器的气化效果，同时8 片式的翅片管由于片间距离大，加强了通风，更容易化霜，翅间不易结冰联成块，普通气化器需频繁化霜的情况，在此有较大的缓解。

混合相和气相则采用了材质为3A21 的12片式内孔带内齿直径大间距星形翅片管，带内齿12 片翅片大大增加了换热面积，使初步气化的低温液体得以更加充分的换热气化，更容易使气体快速升温接近环境温度。

在气化能力上：综合8 片式内齿的液相管技术和带内齿12 片大面积的气相管技术，使得该气化器比无此项技术的气化器提高气化效率20%-25%。采用此技术的气化器在天燃气管网工程中已经得到了充分的验证，保证了设备在满负荷的情况下可连续使用8 小时，此时出口的温度仍不低于环境10℃，既使在0℃的情况之下，出口温度在-10℃时，设备仍能正常的工作，此时仍保留有近20%的换热面积余额补热。所有材质的铝材在出厂前均已作好了抗氧化防腐处理！