威海LNG气化站工艺设计
威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍
摘要：本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计，主要设备选型及安全措施。关键词：液化天然气：工艺流程；设备：安全
1. 前言
威海市原计划采用龙口—烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源，但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求，这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。随着国内天然气行业的发展，威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件，特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施，给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。
与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。因此，我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充，将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。本工程一次设计，分期投产，一期工程供气4．0×104m3／d，二期工程供气8.6×104m3／d，用户为居民、商业及部分工业用户。2．气化站工艺介绍
2．1气质成分与理化参数
2．1. 1气质成分
目前，国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中原油田生产的，目前中原油田LNG 已经出现供不应求的局面，因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源，同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。
根据新疆广汇提供的LNG组分，确定本工程设计计算用天然气组分如下：
2．1．2理化参数
经过计算，新疆广汇LNG气源的理化参数见下表：
由上表可知，LNG气源的华白数为57．196MJ／Nm3，燃烧势为42．575；同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能，而渤海天然气的华白数为48．88MJ/Nm3，燃烧势为45．18，尽管均符合《城市燃气分类》(GB／T13611-92)中12T类，但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17％，届时灶具如果不加以改造的话，必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。此外，本LNG站属于启动气源，将来即使烟台长输管道来气以后，它作为备用、调峰气源，届时，仍有供气的可能，因此，这两种气源如能互换是最经济的。在设计中为解决这个问题，在汽化斤的流程中增加了一套掺混空气系统，将LNG气源气(低3热值42．34MJ／Nm)与压缩空气进行高压比例式掺混，掺至可与渤海大然气(低热值35．11MJ ／Nm3)互换，这样将来威海市不论是采用渤海天然气作为最终气源，还是将来事故情况下用LNG作为备用气源，用户处均能保证用气安全、稳定，还节省了大量改造灶具的费用。经过计算，新疆广汇气源与空气的掺混比例采用88：12即可达到要求，而且安全可靠。2. 2 工艺流程
目前。国内LNG气化站所采用的液态天然气运输方式通常有LNG槽车和罐式集装箱车两种。河南中原油田生产的LNG采用槽车运输方式，而新疆广汇生产的LNG则采用罐式集装箱车运输。
由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车白带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热，发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲，之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。气化站的工艺流程框图如下：
3. 主要设备选型
3. 1 LNG储罐
3．1．1储罐选型
LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：
a)真中粉末隔热
隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。
b)正压堆积隔热
采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。
c)高真空多层隔热。
采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。
本工程采用国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。
3．1．2储罐台数
储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，但随着新疆广汇气源的配套工程建成，将在内地建设若干个转运站，这将进一步缩短运输周期，综合考虑以上情况，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下：
工作压力：0．6MPa，
设计压力：0．77MPa，
工作温度：-162℃，
设计温度：-196℃，
单台水容积：105m3，
内罐直径3000mm，内罐材质：OCrl8Ni9，
外罐直径3500mm，外罐材质：16MnR，夹层填充珠光砂并抽真空。
3．2 空温式气化器
3．2．1气化能力
气化器的气化能力根据高峰小时用气量确定，并留有一定富裕量。设计上配置两组，互相切
换使用。本项目一期工程高峰小时流量3880m3／h，二期工程高峰小时流量8893m3／h。据此，一期选用6台2000m3／h空温式气化器，分为2组，每组3台，互相切换：二期增加4台，每组5台，互相切换。
3．2．2主要工艺参数
工作压力：0. 6MPa，
设计压力：1．0MPa，
工作温度：-162℃，
设计温度：-196℃，
立式，主体材质：铝翅片管(LF21)，
气化能力：2000m3／h，
出口温度：低于环境温度10℃。
3．3 水浴式NG加热器
当环境温度较低，空温式气化器出口NG温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式NG 加热器，对气化后的天然气进行加热。
3．3．1 加热能力
加热器的加热能力同样根据高峰小时用气量确定，一期设置1台5000m3／h水浴式NG加热器，二期增加1台。
3．3. 2 主要工艺参数
工作压力：0．6MPa，
设计硬度力：0．8MPa,
进气温度；≮-30℃，
出气温度：5～10℃，
加热能力；5000m3／h，
加热用热水由站内自建的锅炉房供应。
3．4 BOG加热器
LNG储罐日蒸发率大约为0．15％，这部分蒸发了的气体(简称BOG)如果不及时排出，将造成储罐压力升高，为此设置了降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。储罐蒸发的BOG 和槽车卸车的BOG，通过1台BOG加热器加热后进入BOG储罐储存，在冬季使用水浴式NG加热器时，BOG可作为热水锅炉的燃料，夏季可进入管网。
3. 5 EAG加热器
低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107℃以下时，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚。因此设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。
3．6空压站设备
为保证天然气与空气进行高压比例式掺混，选用14. 16m3／min风冷式螺杆空气压缩机3台，2开1备，以及相应的无热再生空气干燥器、压缩空气除油器、除尘器以及橇装式静态混合器等设备。
4．安全设计
4．1危害分析
液化天然气是天然气储存和输送的一种有效的方法，在实际应州中，用户使用的是气化后的天然气，因此，在考虑LNG设备或工程的安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑液态的低温特性和由此引发的安全问题。
液化天然气的主要成分是甲烷，属易燃易爆气体，能与空气混合形成爆炸性混合物，其
爆炸下限较低(约为4．3％)，少量泄漏一旦遇到明火就易引起爆炸：同时液态天然气又有低温的特性，如果发生LNG溢出或泄漏，在-107℃以下时，气体密度比空气大，容易向下积聚，溢出的LNG蒸发速度非常快，并会迅速冷却周围空气中的水蒸汽，形成大量的白色蒸汽云，并四处扩散，如果遇到火源将引起火灾，造成严重后果，低温还会导致灼伤、冻伤、体温降低等；另外，LNG系统在常温下安装，在低温条件下运行，前后温差很大(～180c0)：因此，在设计中都必须采取必要的措施。
4．2安全考虑
对于液化天然气的生产、储运和气化供气的各个环节，主要考虑的安全问题就是如何防止天然气泄漏，与空气形成可燃的混合气体，消除引发爆炸、燃烧的基本条件以及LNG设备的防火及消防要求；防止LNG设备超压，引起超压排放；由于LNG的低温特性，对材料和设备制作方面的相关要求：LNG系统安装与运行温差大带来的相关要求：及进行LNG操作时，操作人员的防护等。
4．2．1有关规范
由于目前国内尚无针对液化天然气的专门规范，而《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92，99年版)中液化烃的定义中包含有液化天然气，因此在消防方面主要执行的是《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92)中的相关条款，同时也部分借鉴了美国标准NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》：在气化后的常温天然气部分则主要执行的是《城镇燃气设计规范》(GB50028-93，2002年版)。最近国家有关部门对《城镇燃气设计规范》进行修改，拟增加液化天然气一个章节，我们期待这个规范能够尽快执行。
4. 2．2设计措施
a)紧急关闭系统(ESD)
每台LNG储罐的底部进液管和出液管均装设了气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区或控制室就近切断。紧急切断系统可控制LNG的连续释放产生的危害。
b)可燃气体检测仪
在卸车台、储罐区及气化区等天然气有可能发生泄漏的地方，均设置了可燃气体检测仪，当检测出的环境中可燃气体含量超标(达到爆炸下限的20％)时发出警报，工作人员可根据具体情况选择处理。
c)低温检测仪
在储罐底部等有可能发生LNG泄漏并有可能对设备基础造成损害的地方，设置低温检测仪，在检测到异常低温时报警。
d)控制系统
LNG储罐液位设高、低液位报警，当储罐在空温式气化器进液管道上设置气动紧急切断阀，与出口温度联锁．当气化器结霜过多或发生故障时，导致出口温度低于正常值时，报警并联锁切断。此外，还设有一些温度、压力检测项目，以实现安全控制。
e)安全泄放系统
LNG的体积膨胀系数很高，通常可达600倍，在密闭情况下，LNG受热膨胀，引起管道内压急剧升高会导致管道发生破裂，因此，在液相管道两道阀门之间加设安全阀。此外，LNG 储罐也设有安全阀，一旦罐内压力超高，安全阀起跳，可将超压气体排出，保护储罐。
f)消防
在LNG储罐区设置了排液沟和积液池，安装移动式泡沫灭火装置，设置了2×1500m3的消防水池，厂区设置环状消防给水管网，安装地上消火栓若干，储罐区设置1米高的挡液堤，并安装消防水炮及消防喷淋装置，此外储罐匡和气化巨还分别设置干粉灭火装置着干。
g)火灾报警
卸车台、储罐区、气化区均设置了火灾报警系统，可根据现场感烟探头探测到的情况报
警或人为手动报警。
h)阀门、管道及管件
站区工艺管道大体上分为两种。介质温度大于-20℃的管道选用碳钢无缝钢管，材质为20#钢：介质温度小于-20℃的管道选用不锈钢无缝钢管，材质为0Crl8Ni9。
LNG管件采用与LNG输送管道相同(或相匹配)技术要求的管件，如法兰采用不锈钢材质的0Crl8Ni9，密封垫片采用不锈钢金属缠绕垫片。
根据目前国内LNG站运行的情况，关键阀门选用日本进口低温阀门，其余阀门一律选用国产专用低温阀门。
LNG系统在常温条件下安装，在低温条件下运行，两者温差很大(～180c0)，由此而来的膨胀及收缩应力，设计时要据此考虑必要的柔性，以便最大应力在允许范围内。
5. 结束语
本工程气化站一期工程投资估算大约为2720万元，其中建筑工程费728万元，安装工程费182万元，设备购置费914万元。
LNG以其运输灵活、储存效率高、运行成本低(空温式气化几乎不消耗能源)等优点得到越来越多的用户青睐，我国LNG气化站目前主要分布在山东、河南、安徽等地，随着我国LNG基地的规划实施，在目前管道供天然气无法幅盖的城镇，采用LNG气化站作为主气源、过渡气源、补充或调峰气源有广阔的发展前景。