液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

第一篇：液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

作者：李健胡 文章来源：广东珠海金湾液化天然气有限公司 点击数：162 更新时间：

2011-3-1 21:40:48概述

随着中国对能源需求的不断增长，中国正在大力引进LNG和建设LNG接收站。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程(储存和气化)、长输管道工程3部分。其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，气化厂的工艺设备对整个项目有着关键的影响。

4目前国内常规的LNG接收站的规模均为300×10t/a左右，因此，本文主要对此规模的接收站的气化厂

主工艺设备进行分析，并结合国内外部分接收站的设备配置情况，对接收站主工艺设备的方案进行探讨。2 主工艺流程与主工艺设备设计原则

① 主工艺流程

气化厂主要的工艺设备有LNG低压泵、LNG高压泵、气化器、蒸发气(Boil Off Gas，BOG)压缩机。其工艺流程一般为：LNG储罐内的LNG由低压泵泵出，经再冷凝器后，用高压泵加压后输送至气化器，气化后进入长输管道。储罐内的BOG从罐顶排出，经BOG压缩机压缩后送入再冷凝器中，与自低压泵出来的LNG汇合。再冷凝器的作用是用从低压泵出来的LNG冷却和混合BOG压缩机出来的BOG，使之成为液体后输出。气化器由海水泵提供海水作为热源，加热LNG，使之气化。主工艺设备5+1方案工艺流程见图1。

② 主工艺设备设计原则

a.低压泵、高压泵、气化器数量应尽可能一致，即在启停1台低压泵时，相应启停1台高压泵、气化器、气化器配套的海水泵，以便于运行调节、自动控制。b.各主工艺设备应考虑备用，即坚持n+1原则。c.同类设备的容量、型号应完全一致，能够互为备用。d.考虑到进口设备价格高昂，工程应尽可能降低造价，尤其是首期工程。

本方案设计中，对于次要的因素，如低压泵供应槽车、保冷循环等予以忽略。实际设计时，可根据实际需要予以相应调整。主工艺设备数量与容量的确定

3.1 低压泵数量的初步方案

低压泵一般置于储罐内，因此，其首期工程的数量应与储罐数量相对应。在LNG接收站的首期工程中，基于经济性，应当建设2台或3台储罐。若建设2台储罐，则低压泵数量应为2的倍数，即2，4，6，……。若建设3台储罐，则低压泵数量应为3的倍数。具体数量还应结合高压泵及气化器等设备再行确定。

对于每1台储罐，如果仅配置1台低压泵，则缺乏备用，因此，每1台储罐内，低压泵至少应为2台。若首期工程建设2台储罐，则低压泵数量至少应为4台。

3.2 高压泵及气化器数量的初步方案

根据运行要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵尽可能数量1对1地对应。如果数量过多，则系统复杂。尤其是海水泵与气化器之间的管道，需设置母管制总管运行，这样设备数量不宜过多。建议设备数量在6台或以下。结合上述低压泵为2或3的倍数的初步选择，则泵及气化器的数量可以有2个方案：低压泵、高压泵、气化器各设4台，或各设6台。考虑备用设备各1台，则得到n+1方案为：3+1方案，5+1方案。若建设3台储罐，且各泵及气化器初选数量较大时，无须另加备用，可直接为3的倍数的方案。如中国台湾台中LNG接收站，3台储罐，配9台低压泵、9台高压泵。若泵及气化器数量的初选结果为3时，考虑数量过少，宜再加1台作为备用。如日本扇岛接收站，3台罐，配4台气化器。具体设计时可结合单台设备容量、气化厂整体情况再进一步选择或修正。

3.3 单台泵容量的计算

4泵的容量应根据最大小时流量确定。对于常规的规模为300×10t/a的LNG接收站，泵的平均容量约为

342t/h，若最大小时流量量为700t/h，最小连续稳定流量为100t/h，则不同方案的泵的容量计算如下。对于3+1方案，单台泵的最大小时流量为233t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取250t/h。此时，泵的最小流量为设汁容量的40%，低于泵的稳定工作点，因此，单台泵的设计容量偏大，需要增加泵的数量。

对于5+1方案，单台泵的最大小时流量为140t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取160t/h。此时，泵的最小流量为设计容量的62.5%，处于泵的稳定工作区。若考虑低压泵另有其他输出时(保冷循环、槽车、槽船等)，则容量宜进一步增大。如中国台湾台中的LNG接收站，低压泵流量为250t/h，高压泵流量仅为100t/h。

3.4 泵及气化器的最终选择方案

对主工艺管道的要求如下：

① 根据运行的要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵均需要数量对应，从经济性考虑，低压泵到高压泵、高压泵到气化器之间均采用1条LNG总管的方案。

② 从安全性考虑，低压泵与高压泵之间、高压泵与气化器之间为气化厂甚至整个接收站项目的关键部位，如果该处总管泄漏或发生故障，则整个接收站必须中断运营，且无法立即恢复。因此，宜采用分别设2条总管的方案。

③ 但对于上述5+1的方案，则当6台泵连接在同一条总管时，连接复杂，宜简化。

根据上面3个要求，综合考虑，采用2条总管的方案，但并不是每条总管均与6台泵相连接，而是每3台泵(气化器)连接在一起。切换时，整项3台泵(气化器)一起切换，即低压泵、高压泵、气化器之间，均为2条总管。气化器与海水泵之间，也为2条海水总管。

因此，最终选择5+1方案，单台泵或气化器的设计容量为160t/h。每3台1组共同1条总管，共2组。低压泵的出口压力一般为1.0～1.5MPa。如广东大鹏LNG接收站低压泵出口流量为420m/h的LNG(折算约200t/h)，出口压力为1.4MPa。

高压泵出口压力主要根据长输管道的需要确定。对于长度为150～300km的长输管道，高压泵的出口压力一般为7～10MPa(视用户需要而定)。考虑管道阻力，泵出口压力宜稍大些。如广东大鹏LNG接收站、中国台湾台中LNG接收站的高压泵出口压力约10MPa。日本扇岛LNG接收站因不承担调节管网压力的任务且接近用户，故只设一级泵，无低压、高压之分，LNG泵出口压力约4MPa。

3.5 BOG压缩机的容量与数量

理论上，BOG的处理方式有两种：

① 将BOG直接加压，送入外输气体总管。

② 先将BOG压缩冷却液化，送入LNG液体总管，然后与其他LNG混合后一起经气化器气化后再外输(见图1)。

对于气态直接外输，由于直接加压外输经济性较差，大型接收站一般不采用。因此，采用压缩液化方案。

3对于LNG接收站，正常运行时应做到BOG对外零排放。因此，应满足以下要求：

① 单台BOG压缩机运行容量至少应为整个LNG接收站不卸船时正常的BOG产生量。常规LNG接收站若

43按2台工作容积为16×10m的储罐、0.05%的蒸发量估算，不卸船时2台储罐蒸发量共约3t/h，整个LNG接收

站BOG量总计则不超过5t/h。

② 所有BOG压缩机的运行容量总和，应大于最大的BOG量。

最大的BOG量包括：储罐正常的蒸发量、卸船时的蒸发量、LNG注入储罐时的空间置换及焓不同造成的蒸发量、大气压变化造成的蒸发量、保冷循环带回的蒸发量。最大的BOG量统计计算较复杂，且涉及许多不确定的因素如船上的LNG压力、温度等。

设计中，对各项BOG量进行统计计算后，得出最大的BOG量，作为BOG压缩机选择时的总容量。对于简化的估算，可以用卸船时的BOG量为非卸船时的2倍来估算。对于拥有2台工作容积为16×10m的储罐的常规LNG接收站，不卸船时全站的BOG量为5t/h，则最大的BOG总量约为10t/h。

BOG压缩机的数量应根据运行与备用要求、经设备造价比较后确定。由于至少有1台备用，因此，BOG压缩机数量至少应为1+1配置。BOG压缩机的生产厂家较少，价格较高，容量为5～15t/h的BOG压缩机在2008年的价格约(2000～3000)×10元/台。当采用少量的BOG压缩、液化工艺时，压缩机做功相对电耗较多，其经济性并不明显。除非政策强制要求，否则少量的BOG可以考虑适度放空。因此，BOG压缩机备用及裕度设计取较小值，数量取1+1方案，单台容量为6t/h。设备类型选择

4.1 低压泵类型

低压泵均选择立式筒型离心泵(潜液式电动泵)。泵的设置有2种方案：

① 泵套底部设阀门。泵出故障时，可通过阀门隔离，吹扫后可提出泵来检修。

② 泵套不设底阀，泵出故障时，不能抽取出来，直待储罐检修时，全罐吹空后再检修。

对于首期工程，建议泵套设底阀。这是因为LNG接收站刚建设，设备故障多，且此时储罐尚少，全罐吹空来检修。对于二期以后的工程，可以考虑不设底阀。

4.2 高压泵类型

高压泵也为立式筒型离心泵。泵的设置也有2种方案：

① 架空式。泵悬空于地面。

② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整个泵位于地面下。视再冷凝器高度及有效气蚀余量确定。

由于高压泵的入口压力取决于再冷凝器的标高，因此，若泵采用架空式，则泵的进出口管及再冷凝器标高应相应提高，管架及再冷凝器的建设成本上升，而泵本身的建设成本下降。埋地式则管架及再冷凝器建设成本降低而泵本身建设成本上升。在同样的再冷凝器标高的情况下，采用埋地式的泵比架空式的泵能获得更高的入口压力。对于首期工程，建议考虑埋地式，以确保运行中有足够的入口压力，且再冷凝器不必采用较高的标高。

4.3 气化器类型

[2]气化器根据海水条件及容量选定。其主要类型有：

① 开架式气化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水为加热介质，因此对海水水质要求较高。使用条件主要为：海水常年温度≥7℃，固体悬浮物含量≤80mg/kg，铜离子含量≤10μg∥kg，汞离子检测不出

[3][1]443。据日本及中国一些接收站的资料，0RV热态备用时15min可达满负荷。因此ORV可作为主气化器，也可作为备用气化器。

② 浸没式燃烧气化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用条件几乎无限制，但燃烧天然气，运行成本高，多选作备用气化器，不宜作主气化器。

③ 中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或壳管式气化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的气化装置。在海水温度高但水质差的环境中选用，热源可以是水质较差的海水或由LNG冷能利用系统提供。

④ 环境空气加热气化器、温水水浴式气化器、蒸汽加热器等。部分气化器同时兼具环境空气加热式和水浴式两种功能。采用环境空气(自然通风或强制通风)加热LNG，占地面积大，容量有限，适于在LNG卫星

[4]站选用。

以上①、②、③这3种类型的气化器截至2009年尚不能国产，国外厂家较少，价格较高，厂家主要在日

本、德国。选型时根据海水条件选用0RV或IFV，备用气化器可选SCV或ORV(视水质而定)。日本扇岛LNG接收站和中国台湾台中LNG接收站中，气化器全部选用ORV。广东大鹏LNG接收站则以ORV为主，1台SCV备用。

4.4 BOG压缩机类型

压缩机根据压缩原理可分为两类：离心式压缩机和往复式压缩机。离心式压缩机造价稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化厂。往复式压缩机根据布置方式又分为两种：

① 立式压缩机。优点：占地少，启动快。缺点：工作时对地面有一定的往复冲击力。

② 卧式压缩机。优点：运行冲击力小(平衡)，造价低。缺点：卧式压缩机检修稍困难。一般设计成对置平衡式，两边对称，冲击力平衡，容量比立式压缩机稍大。

在常规接收站中，上述①、②两种压缩机均可选用。但适用技术标准不同，厂家极少，价格高昂。截至2009年，立式压缩机几乎只有瑞士1个厂家生产，卧式压缩机几乎只有日本1个厂家生产，其压缩机主要型式为厂家专利。卧式压缩机由于为日本厂家生产，因此在日本所有的LNG接收站均有应用。目前中国的几个LNG接收站有的采用卧式压缩机，有的采用立式压缩机。选型时选定厂家，则型式也就因此确定。参考文献：

[1] API 610：2004，Centrifugal pumps for petroleum，petrochemicN and natural gas

industries(10 Edition)[S].[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore

installations(English version)[S].[3] 顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.[4] 高华伟，段常贵，解东来，等.LNG空温式气化器气化过程的数值分析[J].煤气与热力，2008，28(2)：

B19-B22.[5] API 618：1995，Reciprocating compressors for petroleum，chemical，and gas industu

thservices(4 Edition)[S].th[5]

第二篇：液化天然气气化站的安全设计

液化天然气气化站的安全设计

作者：石志俭，„

文章来源：燃气技术专题的博客

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更新时间：2010-5-7 概述

液化天然气气化站(以下称LNG气化站)，作为中小城市或大型工商业用户的燃气供应气源站，或者作为城镇燃气的调峰气源站，近年来在国内得到了快速发展。

LNG气化站是一种小型LNG接收、储存、气化场所，LNG来自天然气液化工厂或LNG终端接收基地，一般通过专用汽车槽车运来。本文仅就LNG气化站内储罐、气化器、管道系统、消防系统等装置的安全设计进行探讨。LNG储罐

2.1 LNG储罐的工艺设计

LNG储罐是LNG气化站内最主要的设备。天然气的主要成分甲烷常温下是永久性气体，即在常温下不能用压缩的方法使其液化，只有在低温条件下才能变为液体。LNG储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃[1]。

LNG气化站内150m3及以下容积的储罐通常采用双层真空绝热结构，由内罐和外罐构成，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢。内罐和外罐之间是由绝热材料填充而成的绝热层。当外罐外部着火时绝热材料不得因熔融、塌陷等原因而使绝热层的绝热性能明显变差。

目前生产厂家所用的绝热材料一般为珠光砂，填充后抽真空绝热。为防止周期性的冷却和复热而造成绝热材料沉积和压实，以致绝热性能下降或危及内罐，宜在内罐外面包一层弹性绝热材料(如玻璃棉等)，以补偿内罐的温度形变，使内外罐之间的支撑系统的应力集中最小化。支撑系统的设计应使传递到内罐和外罐的应力在允许极限内。

储罐静态蒸发率反映了储罐在使用时的绝热性能，其定义为低温绝热压力容器在装有大于50%有效容积的低温液体时，静止达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量与容器的有效容积下低温液体质量的比值。一般要求储罐静态蒸发率≤0.3%[

1、2]。除绝热结构外，储罐必须设计成可以从顶部和底部灌装的结构，以防止储罐内液体分层。

2.2 LNG储罐的布局

根据GB

50028—2006《城镇燃气设计规范》的规定，储罐之间的净距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m。储罐组内的储罐不应超过两排，储罐组的四周必须设置周边封闭的不燃烧实体防护墙，储罐基础及防护墙必须保证在接触液化天然气时不被破坏。LNG罐区的设计应通过拦蓄设施(堤)、地形或其他方式把发生事故时溢出的LNG引到安全的地方，防止LNG流入下水道、排水沟、水渠或其他任何有盖板的沟渠中。

储罐防护墙内的有效容积V应符合下列规定：①对因低温或因防护墙内一储罐泄漏、着火而可能引起的防护墙内其他储罐泄漏，当储罐采取了防止措施时，V不小于防护墙内最大储罐的容积。②当储罐未采取防止措施时，V不小于防护墙内所有储罐的总容积。

2.3 储罐抗震、防雷、防静电设计

GB

50223—2004《建筑工程抗震设防分类标准》规定，20万人以上城镇和抗震设防烈度为8、9度的县及县级市的主要燃气厂的储气罐，抗震设防类别划为乙类。美国NFPA59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》(2001年版)规定，LNG气化站内设施及构筑物的抗震设计应考虑操作基准地震(OBE)和安全停运地震(SSE)两种级别地震的影响。

操作基准地震(OBE)是指设施在其设计寿命期内可承受的可能发生的地震，即在该级别地震发生时，设备将保持运行。安全停运地震(SSE)是指气化站所在地罕见的强烈地震，设施设计应能保存LNG并防止关键设备出现灾难性故障，不要求设施在发生SSE后保持运行。

LNG罐区防护墙及其他拦蓄系统的设计至少在空载时能承受SSE级别的荷载，要求在发生SSE之后，LNG储罐可能会出现故障，但防护墙和其他拦蓄系统必须保持完好。凡是失效之后可能会影响到LNG储罐完整性的系统和构件，以及隔离储罐并保证它处在安全停运状态所需要的系统组件，必须能承受SSE而不发生危险。

LNG储罐应按照OBE进行设计，并按照SSE进行应力极限校核。在工厂内制造的储罐，其设计安装应符合ASME《锅炉和压力容器规范》(2007年版)的要求，储罐和支座的设计还应考虑地震力和操作荷载的组合作用，使用储罐或支座设计规范标准中规定的许用应力增量。

LNG气化站的储罐区设置地下避雷接地网，LNG储罐的支柱与避雷接地网连接，LNG储罐上无须设置防雷保护装置。站区的防雷设计应符合GB

50057—94《建筑物防雷设计规范》(2000年版)中“第二类防雷建筑物”的有关规定。防静电设计应符合HG/T

20675—1990《化工企业静电接地设计规程》的要求。气化器和管道系统

LNG气化站使用的气化器一般分为环境气化器(空温式气化器)和加热气化器(水浴式气化器、电加热气化器)。各气化器的出口阀及出口阀上游的管件和阀门，设计温度应按-168℃计算。气化器的出口须设置测温装置，并设自动控制阀门，当气化后进入燃气输配系统的气体温度高于或低于输配系统的设计温度时，自动控制阀门应能自动切断天然气的输出。

气化器或其出口管道上必须设置安全阀，安全阀的泄放能力应满足以下要求：①环境气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.5倍。②加热气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.1倍。

LNG气化站内使用温度低于-20℃的管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，工艺管道上的阀门应能适用于液化天然气介质，液相管道采用加长阀杆的长柄阀门，连接宜采用焊接。工艺管道采用自然补偿的方式，不宜采用补偿器进行补偿。LNG管道上的两个相邻的截断阀之间，必须设置安全阀，防止形成完全封闭的管段。液化天然气储罐必须设置安全阀，选用奥氏体不锈钢弹簧封闭全启式安全阀；单罐容积为100m3及以上的储罐应设置2个或2个以上安全阀。管道和储罐的安全阀都应设置放散管并集中放散。液化天然气集中放散设施的汇集总管应安装加热器，低温天然气经过加热器加热后变成比空气轻的气体后方可放散。安全检测、控制装置

LNG气化站储罐区、气化区以及有可能发生液化天然气泄漏的区域，一般应安装低温检测报警装置，爆炸危险场所应设置燃气浓度检测报警装置。LNG储罐都应设置检测液位的报警装置，可以设置储罐低液位报警、超低液位报警、高液位报警、超高液位报警，以提醒工作人员及时处理。气化站内还应设置事故紧急切断装置，当事故发生时，应切断或关闭液化天然气来源，还应关闭正在运行、可能使事故扩大的设备。切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时工作人员方便到达的地方，并与所保护设备的间距不小于15m。消防系统

LNG气化站的消防系统主要包括消防供水和高倍数泡沫系统。

LNG储罐消防用水量应按照储罐固定喷淋装置和水枪用水量之和计算。总容积超过50m3或单罐容积超过20m3的液化天然气储罐或储罐区应设置固定喷淋装置。LNG立式储罐固定喷淋装置应在罐体上部和罐顶均匀分布。生产区防护墙内的排水系统应采取防止液化天然气流入下水道或其他顶盖密封的沟渠中的措施。需要说明的是，水既不能控制也不能熄灭LNG液池火灾，水在LNG中只会加速LNG的气化，进而加快其燃烧速度，对火灾的控制只会产生相反的结果。因此，LNG气化站的消防用水大量用于冷却、保护受到火灾辐射的储罐和设备，以减少火灾升级和降低设备的危险。这一点在制定和实施LNG气化站事故应急救援预案时必须注意。

液化天然气火灾多是由于储罐、管道或其他连接处破裂、损坏，使液化天然气喷出或外溢而引起的，一般归结为以下两种因素：①液化天然气在破口处喷出时产生静电酿成火灾，形成喷火现象；②液化天然气泄漏后会迅速气化变成蒸气，与空气混合形成爆炸性气体，在受热后温度上升或接触其他明火时发生爆炸。

高倍数泡沫覆盖了泄漏燃烧的液化天然气，一方面其封闭效应使得大量的高倍数泡沫以密集状态封闭了火灾区域，防止新鲜空气流入，使火焰熄灭。另一方面其蒸汽效应(指火焰的辐射热使其附近的高倍数泡沫中的水蒸发，变成水蒸气，吸收大量的热量)阻挡了火焰对泄漏液化天然气的热传递，从而降低了液化天然气的气化速度，达到有效控制火灾的目的。

倍数过低的泡沫含水量大，当其析液接触泄漏的液化天然气时，往往会加快液化天然气的气化速度；倍数过高的泡沫抵抗燃烧能力差，泡沫破裂速度快，不能起到有效的封闭作用。GB

50196—93《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(2002年版)规定了泡沫混合液供给强度为7.2L/(min·m2)，发泡倍数为300～500倍。结语

在美国、日本等发达国家，LNG气化站的建设、生产技术已经非常成熟，但在我国还处于起步阶段。我们应努力全面学习先进的建设管理经验，周密考虑，从设计、施工阶段严格执行规范和技术要求，为LNG气化站的长久安全运行奠定坚实的基础。