1、学士学位论文科学研究训练论文液化天然气气化站工艺设计 科学研究训练（论 文） 液化天然气气化站工艺设计院（系、部）：姓 名：班 级：学 号：指导教师：教师职称： 年 月 日北京液化天然气气化站工艺设计油气储运工程专业 指导教师 摘 要 合理选择、设计LNG气化站的工艺流程和处理好气化站设备的选型问题，是降低工程造价、提高项目的经济效益的关键所在。解决这一关键问题需要：首先，通过对设计要求及经济性、可行性分析完成对LNG气化站工艺流程的比选，选择它们当中较优的设计方案；接着针对该设计方案进行设计计算和选型：如主要工艺管道的计算、选型及校核，LNG储罐、卸车增压器、储罐增压器、气化器、NG加热器、
2、BOG加热器、EAG加热器、NG调压器、计量和加臭装置等设备的设计、计算及选型；最后，介绍了气化站的安全设计并对整个气化站进行了经济评价。关键词 LNG气化站，工艺，设备选型，安全一、 选题背景和研究意义1.选题背景近年来，液化天然气(LNG) 因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，越来越得到国家的重视。如今，LNG已经成为不少无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源, 同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。LNG 气化站作为城市处理、利用LNG 的主要设施,凭借其建设周期短、能方便及时地满足市场用气需求的特点, 成为国内东南沿海众多
3、经济较发达、但能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施1。然而，国内现有的LNG气化站的工艺流程及设备设置存在着一些不合理的地方，导致了资源的浪费和成本的增加。究其原因主要有：对LNG气化站的设计、国内相关规范还不完善；不少设计人员在对气化站的规划时缺乏科学依据，没有通过科学的计算，导致一些不必要的设施的设置，从而增加了成本；对相关设备的选择具有一定的盲目性，无法根据实际情况，具体问题具体分析。国外LNG气化站建设已经比较成熟，而我国在这一方面明显落后。我国要改善能源消费结构，就必须加快LNG气化站的建设，优化已有气化站的流程和设备设置，使其在满足城市对天然气消费需求的同时，
4、运行得到进一步优化，成本得到大幅减少。总之，LNG气化站的工艺设计研究有利于国家对已有LNG气化站的优化，对以后LNG气化站的建设具有一定的参考作用。2.研究意义城市气源有主气源、辅助气源、过渡性气源、调峰气源、备用气源等不同的形式，对用户的供气对不同的气源有不同的要求，一般对主气源和辅助气源要求安全、稳定、可靠，对调峰气源和备用气源除要求与主气源有互换性外,还要求气源供应有保障，工艺设备简单，投运时间短。因此，在工程项目投资前期，应根据城市规划、长输管线开始运行的时间，对气化站的建站条件、气源的供气能力与方式、用户的需求、材料及设备的选取等，进行方案可行性论证、安全性分析比较2。因此，在工程
5、设计前应进行气化站工艺设计。我国现有的LNG气化站的工艺流程及相关设备选型仍存在一些问题，如工艺流程不合理造成资源的浪费和处理的不彻底，有的设备的设置是多余的或者经常处于很低的处理量下。对LNG气化站的工艺设计的研究有利于工艺流程的正确选择以及设备的合理设置。总之，对LNG气化站的工艺设计有利于使气化站工艺流程能很好满足对LNG处理的要求，进而给用户提供优质的天然气；有利于使气化站的主要设备处于安全、稳定、高效的运行状态；有利于对整个气化站进行宏观调控；有利于降低气化站的建设成本和运营成本。二、 文献综述2.1 LNG气化站卸车及管道预冷工艺图1 卸车、预冷工艺2.1.1 LNG卸车LNG卸车
6、时一般不需要额外消耗动力，通过卸车增压器使槽车内的压力增大，从而与LNG储罐间存在一定的压差，在压力差的作用下将LNG输送至储罐内。卸车时的注意事项：一是，合理使用储罐的上进液口和下进液口，上进液时LNG以喷淋的形式进入罐内，下进液则为常规的进液方式3。当槽车的液体温度比储罐的液体温度低时，可以选择上进液。此时，液体以喷淋方式穿过LNG储罐的气相空间，过冷液滴会吸收储罐内的气体,使得槽车与储罐的压差增大，从而加快卸车的速度。槽车的液体温度比储罐的液体温度高时，应选择下进液，从而加快换热速率，减弱LNG的气化倾向，避免对卸车产生影响。当然，如果没有温度差可任意选择进液方式。2.1.2 管道预冷卸
7、车台管道为常温管道,而LNG为低温液体,所以每次卸车前都要对卸车台至储罐入口的管道进行预冷，以减少卸车时间，防止管道发生低温破裂甚至脆断3。具体做法为，通过控制阀门的启闭来使低温液氮缓慢地通过管道及设备，对站内各管道、设备进行预冷置换，排除空气， 检查设备及管道在低温状态下的安全可靠性。并保冷观察，检查储罐的保冷效果,，一切正常后，用LNG置换液氮，进行正常的生产供气。预冷过程中，阀门等设备遇冷液体收缩，可能导致产生泄漏，若外界空气及水蒸气进入管道中，会产生阀门冻住的现象。因此，在预冷过程中需要好好控制预冷液的流动速度，密切注意阀门情况，对松动泄漏及时处理，以免阀门冻住。预冷所需液氮的量应根据
8、储罐的容积及数量通过冷量计算而定。通常一个100m低温储罐预冷约需要消耗10m的液氮。对于一个气化站来说，液氮冷能的充分利用可以减少站内预冷所需的液氮量。实际操作中, 遵循“能源的梯级利用”的原则，利用一次换热后LNG罐中的氮气与站内其余设备进行二次换热预冷，甚至进行三次换热，可节约液氮消耗量及预冷时间，从而达到节约运营成本的目的，具有较好的效果4。2.2 LNG的气化工艺LNG的气化工艺是整个气化站的中心环节，是保证稳定供气的关键一环。LNG气化站工艺根据对蒸发气体（BOG）处理方式的不同可分为蒸发气体再液化工艺和蒸发气体直接压缩输送工艺，根据对LNG的处理顺序可分为加压气化工艺和气化压缩工
9、艺。2.2.1 蒸发气体再液化工艺图2 蒸发气体再液化工艺流程图2为蒸发气体再液化工艺流程图。在大型LNG接收站中，LNG经管道或卸料臂输送至储罐储存。储罐中的LNG经泵升压后输送至气化器进行气化，最后经调压送至下游用户管网。LNG在储存过程中，由于储罐不可避免的与外界换热，导致罐内的部分LNG会从液相蒸发出来，这部分蒸发气体称为BOG5。采用蒸发气体再液化工艺时,BOG先通过压缩机加压到一定压力,然后按照一定的比例与LNG泵送来的压力相等的LNG过冷液体换热并重新液化为LNG，再经第二级泵加压，经气化器气化后送往下游用户管网。对于处理BOG系统的压力控制的问题，马来西亚的Zolfkhani进
10、行了研究。发现，当操作压力提高时，运营支出（OPEX）略有增加，然而，BOG再冷凝能力显著提高6。最后，他根据天然气的组成、氮（N2）含量和气化站的操作模式得出，操作压力7-8bar时烃的损失较少，需要放散或在火炬上燃烧的BOG减少，运营成本降低。2.2.2 蒸发气体直接压缩输送工艺图3蒸发气体直接压缩输送工艺流程图3为送入城市中压管网的空温式蒸发气体直接压缩输送的LNG气化站工艺流程图。通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器,LNG吸热气化发生相变,成为天然气。当天然气在空温式气化器出口温度合适时，可直接经调压、计量装置后输往下游用户管道；当出口温度较低时,需要经水浴式气化器气化并调压
11、、计量、加臭后送入城市高(中)压管网1。而LNG储罐中的BOG气体则通过压缩机直接加压到燃气管网所需的压力后，直接进入外输管网。相对于直接压缩工艺来说, 再液化工艺将BOG 加压过程分成两个阶段, 第一阶段由压缩机完成，与直接压缩工艺相同，第二阶段通过第二级泵完成, 其目的是减小能耗7。BOG直接压缩输送工艺需将蒸发气体升压至管网压力才能保证整个工艺过程平稳进行，需要消耗大量压缩功，而BOG再液化工艺是将LNG用泵升压后与BOG充分接触换热，由于液体体积及压缩性都很小,因此整个过程比BOG直接升压过程可节约50%的能耗5。与直接压缩输送工艺相比，再液化工艺的缺点是增加了再冷凝器和第二级泵, 流
12、程比较复杂。中国石化集团上海工程有限公司的刘浩、金国强运用广义伯努利方程定性分析和定量计算, 指出再冷凝工艺更为节能。通过流程模拟, 提出两种处理方式的适用范围7：（1）再冷凝工艺比直接压缩工艺更为节能，但需要可靠的冷源并增加设备。（2）再冷凝工艺适合大型LNG 接收站。（3）直接压缩工艺适合小型调峰型LNG 接收站。2.2.3 加压气化工艺图4 LNG加压气化工艺流程图4为LNG加压气化工艺流程图。将LNG用LNG槽车由公路运输至LNG气化站，在卸车台用卸车增压器对LNG槽车增压，利用压差将LNG送至LNG储罐。当需要供气时，通过自增压器对储罐加压，增压后的LNG进入LNG低温泵，加压到一定
13、程度后进入LNG气化器，换热后转化为常温气态天然气，经调压、计量、加臭后输往城市次高压管网。LNG蒸发气通过BOG加热器加热后, 送入中压管网8。EAG 为紧急放空气, 通过EAG 加热器加热后, 送至放散管集中放散。2.2.4 气化压缩工艺气化压缩工艺其实大体上与加压气化工艺一致，只不过对LNG的处理顺序不同。LNG气化压缩工艺即从LNG储罐来的LNG先经过气化器的气化，再对出来的天然气进行压缩，使其基本达到管网输送所需的压力，之后经调压、计量、加臭后输往城市管网。由于液体的可压缩性比气体小得多，加压液体比加压气体效率高得多，加压气化工艺比气化压缩工艺节能效果好，且占地面积小得多，因此LNG
14、气化工艺流程最好采用加压气化工艺。2.3 设备的选型与设计LNG气化站的工艺设备及装置主要有LNG储罐、LNG气化器、LNG泵、BOG压缩机、调压装置、计量与加臭装置、阀门与管件等。2.3.1 LNG储罐目前，国内外常用的LNG储存方式有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存三种，这三种储存方式在国内技术都已经非常成熟。常压罐为立式平底拱盖双圆筒结构，内罐用于常压贮存液体，夹层充填绝热材料。外罐为常压容器，夹层无法抽真空，绝热方式为堆积绝热。常压罐自身的排液压力极为有限，通常需采用输液泵加压排液，因此对泵的可靠性要求较高9。相比之下，常压罐的投资最省，占地面积小、维护方便、运行费用低，但保温性
15、能较差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长1。地上常压储存根据辅助容器的不同，又可分为单容罐、双容罐和全容罐三种10。子母罐是指拥有3个以上子罐并联组成的内罐，组装在一个大型外罐之中。子罐通常为立式圆筒形，外罐为立式平底拱盖圆筒形。外罐为常压罐，绝热方式为珠光砂堆积绝热。子罐通常在压力容器制造厂制造完工后运抵现场吊装就位，外罐则加工成零部件运抵现场后，在现场组装9。子母罐运营费用低、操作简单，但保温性能较差，占地面积较大、投资最大。单罐的施工周期较短、运营费用低、操作简单、保温效果好、技术成熟、但运输不便、设备多、投资居中。LNG供气站的储罐类型的选择主要取决于其储存量1。储存量较大的
16、可采用子母罐带压储存和常压储存，储存量低的可采用单罐带压储存。2.3.2 LNG气化器 图5 环境空气气化器 图6 水浴，电加热气化器在LNG气化站中，气化器是最主要的设备。目前，全球的LNG接收站主要采用四种类型的气化器, 即开架式气化器、浸没燃烧式气化器、液体介质气化器及环境空气气化器。就处理能力而言，环境空气气化器处理量小，所需场地大；就适应性和可靠性来说，环境空气气化器和乙二醇-水液体介质气化器不能连续、可靠的运行；就所处环境而言，开架式气化器要求水的温度高于设计温度，液体介质气化器要求水温度高于12；就运营费用和投资而言，目前首先考虑开架式气化器+浸没燃烧式气化器的配置11。采用两组
17、均采用环境空气气化器时，当其中一组使用时间过长,气化器结霜严重时,导致气化器气化效果降低，出口温度达不到要求,人工(或自动)切换到另一组使用，本组进行自然化霜(或热水化霜)。在夏季,经环境空气气化器气化后天然气温度可达到15左右，可以直接进入管网，经调压后输出；在冬季或雨季，由于环境温度或湿度的影响，气化器气化能力大大降低，气化后天然气温度太低，需要经水浴式加热器加热，达到允许温度，再进管网。近些年来，我国加快了对LNG气化器的研发。研发的强制通风液化天然气气化器已经得到较为广泛的应用。延安石油化工厂的王宏发等人对蒸气加热式气化器提出了改进方法，从工艺设计、实际操作及仪表控制等方面分析指出气化
18、器气化量小的原因是气化器液相入口线设计不合理，蒸气减压阀减压效果差，蒸气回水管线阻力大，换热效果差，气化器选型较小等，并从工艺管线设计，管线抽出位置改造，运行参数修改，操作精度等方面提出改进措施,改造后的气化器稳定性、安全性大大提高12。2.3.3 增压器当LNG储罐内的低温液体向外排出时，储罐内的压力会逐渐下降。为了保持储罐内的压力稳定，必须对储罐进行增压。低温容器的增压系统主要有低温泵增压系统、外部气源增压系统和自增压系统。低温泵增压系统是在排液口设置低温泵，利用泵的机械功使低温液体增压，并向气化器输液13。由于低温泵要求外部安装条件比较严格，不适用于小型供气系统。外部气源增压系统是利用外
19、来的气源实现增压和排液过程，但需要额外的CNG储罐和高压天然气，会导致系统复杂，成本提高。自增压系统是目前各种低温储罐最常用的增压系统，是将部分的LNG排出储罐，经气化器气化后返回至储罐的气相空间，从而使储罐内的压力提高，通过对气化量的控制可以有效控制罐内压力。2.3.4 LNG泵 图7 美国布朗LNG低温泵 图8 LNG潜液泵LNG泵主要有以下特点，第一是要求具有较低的气蚀余量，一般LNG泵都带有诱导轮；第二是泵为立式屏蔽结构，泵和电机整体浸没在LNG液体中运行，电机与泵共轴；第三是一般无需防爆电机，但需采用防爆接线盒；第四是泵密封系统必须绝对安全可靠，确保安全，防止LNG 外泄引起爆炸；第
20、五是备用泵必须保证能够随时启动14。为防止处于气-液平衡状态的LNG在泵内气化，阻止气蚀的发生，必须保持泵内LNG与储罐内LNG具有相同的温度。LNG泵除了需要采用浸没式结构外，还需采取措施保冷。否则，泵内的LNG 会不断蒸发，导致溶解在LNG中的二氧化碳浓度相对增加，当其浓度大到一定程度时就可能导致“结冰”，堵塞泵的流道，从而使泵无法正常运行。LNG泵的流量、扬程可根据设计需要进行选择。2.3.5 BOG压缩机图9 BOG压缩机LNG接收站卸船和非卸船期间都将产生大量的蒸发气(BOG)。BOG处理系统中，无论是再液化工艺还是直接压缩输送工艺，BOG 压缩机均是关键设备15。BOG压缩机系统由
21、气缸部分、运动部分及机体部分、辅助部分、驱动机构及控制系统四大部分构成:（1）气缸部分包括气缸、活塞、活塞杆、气阀等。（2）运动部分及机体部分包括曲轴、连杆、十字头、机身、机体等，组成了能量的传递机构，通过安装在机体内的曲轴连杆机构，把驱动机构的圆周运动转化成活塞在气缸内的往复式运动，从而不断将气体压缩后输出。（3）辅助部分包括润滑系统、管路系统、缓冲罐、冷却系统等，是保证BOG压缩机安全、可靠运行所必需的。（4）驱动机构及控制系统是用来驱动并控制压缩机运行的动力设备，驱动机构由电动机、内燃机、蒸气机、涡轮机等动力设备及相应的控制系统构成。2013年1月11日，沈阳远大压缩机制造股份有限公司成
22、功研制出国内首台BOG压缩机。但是，我国目前BOG 压缩机故障分析方面的统计技术资料还不完善，BOG 压缩机运行可靠性方面的资料也不是很完善。韩国天然气公司的Myung Wook Shin分析得出为了最大限度地减少BOG压缩机的能量消耗，在安全有保证的情况下，LNG罐内的压力应该是保持尽可能的高16。为此，他们使用经验BOR（沸水率）模型和一个简化动态LNG储罐模型提出了优化操作的算法。通过对一组的过程状态的变量的分析，该算法生成的最佳操作时间表BOG压缩机，最大限度地减少了功率消耗，应对操作压缩机潜在故障的能力也有了较大提高。2.3.6 调压、计量与加臭装置根据LNG气化站的规模选择调压装置
23、。一般选用带指挥器的自力式调压器，通常设置两路，其中一路作为备用4。计量采用涡轮流量计。由于天然气无色无味，为确保安全，使用前都要进行加臭。加臭剂一般采用四氢噻吩，加臭时，用隔膜式计量泵提供动力，将臭味剂注入天然气管道中。2.3.7 阀门与管道、管件（1）阀门工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196低温的性能。常用的LNG阀门主要有：增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料应为0Cr18Ni94。（2）管道、管件、法兰对于液化天然气管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T14976- 2002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用
24、材质为0Cr18Ni9 的无缝管件(GB/T12459- 90)；对于天然气管道，当管径小于或等于DN200 时,采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163)，材质为20号钢；当管径大于DN200 时采用ERW（高频直缝电阻焊）焊接钢管(GB/T3041-2001)，材质为Q235B。管件均采用20号钢无缝管件4。2.4 气化站安全设计2.4.1 消防系统消防系统的设计三个原则：一是尽量切断气源，控制泄漏；二是对着火罐及邻近罐和设备进行冷却保护，避免设备超压造成更大灾害；三是将泄漏的LNG引至安全地带气化，避免燃烧扩大17。消防系统安全设计内容包括：分布控制系统、紧急关闭系统、火灾和泄漏探测报警
25、系统、消防水系统、干粉灭火系统、泡沫灭火系统及相关移动式灭火器材。2.4.2 其他安全设计（1）合理划分功能区，将储存区、生产及辅助区和办公区分开设置。根据相关规范要求及当地地质调节等，综合考虑防火间距、消防车道及防火防爆要求。（2）选择合适的电气设备，保证站区供电系统的安全可靠性。（3）设专用放空火炬，LNG储罐、工艺管道和各生产工段的超压泄放装置均引至火炬，避免在站内形成爆炸性混合物。（4）设有LNG工艺设备的建构筑物应采取机械排风、自然排风或多种方式相结合的通风措施。（5）对工作人员进行定期培训。（6）确保站内的消防用电及通信设施正常工作。三、 研究的基本内容，拟解决的主要问题1. 研究
26、液化天然气气化站的工艺流程，对液化天然气气化站的工艺流程方案比选。2. 研究液化天然气气化站的主要设备，选择合适的设备类型来满足工艺设计的要求。3. 研究气化站站内设备计算，选择合适型号的设备。4. 研究液化天然气气化站的安全设计等，使气化站整个工艺流程能安全、可靠、经济地运行。四、 研究步骤、方法1. 利用学校图书馆藏、XX、谷歌等一系列渠道，通过大量查阅文献了解天然气气化站的工艺流程。之后，对各种工艺流程的利弊进行权衡，选择一种合适的工艺流程方案。2. 通过大量查阅文献，了解气化站站内的设备工作原理及不同工作环境对设备的要求，从而选择合适型号的设备。3. 根据所给的基本数据，参考设计规范、
27、国标等一系列参考书，进行LNG储罐罐容计算、气化器的计算及选型、LNG泵及BOG压缩机的计算及选型、计量与加臭装置的选型、主管径及壁厚计算和校核，等等。4. 根据一系列的规范要求，对设备与设备之间的间距、设备的布置、消防系统等一系列问题进行计算。五、 主要参考文献1 李佩铭,焦文玲. LNG气化站的工艺设计J. 管道技术与设备, 2007, (5): 27292 张殿星. 液化天然气(LNG)气化站设计优化J. 科技资讯, 2010, (16): 23243 郑桂友,于京春,刘尚书,等. LNG气化站的设计J. 煤气与热力, 2009, 29(7): 134 吴杰. 浅谈液化天然气气化站的建设
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31、气与热力, 2008, 28(3): 1720Abstract The key to reduce the cost of the project and improve the economic benefit of the project is to deal with the problem of how to design the process flow of the LNG gasification station and treat with the type selection of relative equipment. To solve this critical problem we have to do something as follow. Firstly, the better design scheme was chosen firstly through comparison to the equipment investment and the running and repair cost in daily of these several LNG gasification process. Then, design,
