1、LNG 的气化供参习For personal use only in study and research; not for commercial useLNG 的气化 （门站操作工问答续二） LNG 的气化 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 液化天然气(LNG)是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净化处理后，采 用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162条件下液化而成。液化天然气无 味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的 1/600。LNG 因具有 运输效
2、率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无 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。作为城市利用 LNG 的主要设施，LNG 气化 站凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国众多经济 较发达及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。 LNG 气化站的工艺设备及装置主要有 LNG 储罐、LNG 汽化器及增压器、调压、 计量与加臭装置、阀门与管材管件等。 液化天然气由低温槽车运至气化站，利用增压器（或槽车自带的增压器）给槽车 储罐增压，利用压差将 LNG 送
3、入 LNG 储罐进行卸车。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 出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化，并调压、计量、加臭后送入城市管网。 1、LNG 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
4、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
5、 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、LNG LNG 的气化 目前，门站的气化系统已基本改造完成，因此绘出了相应的流程图，现针对该流 程图对阀门、仪表进行了编制。需说明的是：加温管路及阀门目前继续保留。 1、LNG 进气化器的阀位首号 L 指 LNG，HV 为调节阀； 2、气化后的NG 出气化器阀位号为NGV ； 3、加热气进气化器阀位号为RV，R 为热的拼音首字母； 4 、其它阀
6、门阀位号为DV 。 LNG （表一） 阀位号 作 用 备 注 LHV001 LNG 槽车进气化器薄膜调节总阀 ZHBP 40DK LHV002 LNG 储罐进气化器薄膜调节总阀 ZHBP 40DKLHV012 LNG进 1、2气化器薄膜调节阀 ZHBP 40DK LHV034 LNG进 3、4气化器薄膜调节阀 ZHBP 40DK LHV056 LNG进 5、6气化器薄膜调节阀 ZHBP 40DK LHV078 LNG进 7、8气化器薄膜调节阀 ZHBP 40DK LHV910 LNG进 9、10气化器薄膜调节阀 ZHBP 40DK LHV112 LNG进 11、12气化器薄膜调节阀 ZHBP
7、40DK NGV01 NG 出 1气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV02 NG 出2气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV03 NG 出3气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV04 NG 出4气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV05 NG 出5气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV06 NG 出6气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV07 NG 出7气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV08 NG 出8气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV09 NG 出9气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV10 NG 出 10气化器截止阀 DN10
8、0 、PN25 NGV11 NG 出 11气化器截止阀 DN100 、PN25 NGV12 NG 出 12气化器截止阀 DN100 、PN25 RV012 加热天然气进 1、2气化器加温 DN50 、PN40 RV034 加热天然气进 3 、4气化器加温 DN50 、PN40 RV056 加热天然气进 5、6气化器加温 DN50 、PN40 RV078 加热天然气进 7 、8气化器加温 DN50 、PN40 RV910 加热天然气进 9 、10气化器加温 DN50 、PN40 RV112 加热天然气进 11、12气化器加温 DN50 、PN40LNG 的气化 LNG （表二） 阀位号 作 用
9、备 注 DV01 卸液口余液、余气进 BOG 加热器截止阀 DN50 、PN40 DV02 BOG 出加热器进气化后总管截止阀 DN50 、PN16 DV03 BOG 出口与加热气连通截止阀 DN50 、PN16 DV11 1卸液口槽车液相进液截止阀 DN50 、PN40 DV12 1卸液口槽车气相进气截止阀 DN50 、PN40 DV13 1卸液口槽车自增压进液截止阀 DN50 、PN40 DV14 1卸液口槽车排液截止阀 DN25 、PN40 DV15 1卸液口增压器出口截止阀 DN50 、PN40 DV21 2卸液口槽车液相进液截止阀 DN50 、PN40 DV22 2卸液口槽车气相进气
10、截止阀 DN50 、PN40 DV23 2 卸液口槽车自增压进液截止阀 DN50 、PN40 DV24 2卸液口槽车排液截止阀 DN25 、PN40 DV25 2卸液口增压器出口截止阀 DN50 、PN40 DV26 LNG气化后总管进装置中压尾气截止阀 DN250 、PN25 LNG 阀位号 作 用 备 注 PSV01 1气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV02 2气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV03 3气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV04 4气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV05 5气化器出口安全阀 整定值
11、PS 1.05MPa PSV06 6气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV07 7气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV08 8 气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV09 9 气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV10 10气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV11 11气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV12 12 气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV21 1 自增压后出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV22 2 气增压后出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa
12、PSV23 BOG 加热器后出口安全阀 整定值 PS 0.55MPa LNG 仪表位号 作 用 备 注 TI01 1 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI02 2 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI03 3 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI04 4 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI05 5 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI06 6 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI07 7 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化
13、温度变送器50100 TI08 8气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI09 9 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI10 10气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI11 11 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI12 12 气化器NG 出口温度指示、变送 一体化温度变送器50100 TI21 槽车进气化器 LNG 温度指示、变送 一体化温度变送器20050 TI22 储罐进气化器 LNG 温度指示、变送 一体化温度变送器20050 TI23 气化后NG 总管温度指示、变送 一体化温度变
14、送器50100 TI24 加温气温度指示 双金属温度计20100 PI01 槽车 LNG 进气化器压力指示、变送 TK 3051CG7A 01600kPa PI02 储罐 LNG 进气化器压力指示、变送 TK 3051CG7A 01600kPa PG02 储罐 LNG 进气化器就地压力指示 01.6 MPa PI03 气化后NG 总管压力指示、变送 TK 3051CG7A 01600kPa PG04 卸液自增压气相就地压力指示 01.6 MPa PG05 加温气就地压力指示 01.6 MPa AT012 1、2气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT034 3 、4气化器泄漏报警仪 点型可燃
15、气体探测仪 AT056 5 、6气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT078 7 、8气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT910 9 、10气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT112 11、12气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT201 1卸液口泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 AT202 2卸液口泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪 3、LNG 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随 着储罐内 LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此， 正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使
16、LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实 现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内 LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器( 自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最 低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内 LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至 0.4MPa)、计量、 加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可 达 15，直接进管网使用。在冬季或雨季，气
17、化器气化效率大大降低，冬季时气化器 出口天然气的温度( 比环境温度低约 10)远低于 0而成为低温天然气。为防止低温 天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然 气密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度 升到 10，然后再送入城市输配管网。 通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。当一组使用时间过长，气化 器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时) 切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。 在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高 到自动增压调节阀的关闭压力
18、( 比设定的开启压力约高 10%)时自动增压阀关闭，增压 过程结束。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时， 自动增压阀打开，开始新一轮增压。 LNG 目前，国内外常用的LNG 低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储 存 3 种方式。常压罐投资最省，占地面积小，维护方便，运行费用低，但保温性能较 差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。子母罐运行费用低，操作简单， 而保温性能较单罐差，绝热材料使用量多，占地面积较大，投资最大。单罐施工周期 较短，投资居中，运行费用低，操作简单，保温效果好，可靠，技术成熟，但运输较 麻烦，占地面积大，管路和阀门多。 LN
19、G 供气站采用何种储罐方式，主要取决于其储存量。 1、LNG LNG 储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐 3 类。地上 LNG 储罐又分为金属子母储罐和金属单罐 2 种。金属子母储罐是由 3 只以 上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式 平底拱盖圆筒形。子母罐多用于天然气液化工厂。城市 LNG 气化站的储罐通常采用 立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间 是真空粉末绝热层。储罐容积有 50m3和 100m3，多采用 100m3储罐。 对于 100m3立式储罐，其内罐内径为 3000mm，外
20、罐内径为 3200mm，罐体加支 座总高度为 17100mm，储罐几何容积为 105.28m3。 目前，绝大部分100m3立式 LNG 储罐的最高工作压力为 0.8MPa 。按照GB 150 1998 钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为 0.8MPa 时，可取设计压 力为 0.84MPa 。储罐的充装系数为0.95，内罐充装LNG 后的液柱净压力为 0.062MPa， 内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐的计算压力为 1.01MPa。 外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真 空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负 压。所以
21、外罐为外压容器，设计压力为-0.1MPa 。2、100m3LNG 正常操作时 LNG 储罐的工作温度为-162.3，第一次投用前要用-196的液氮对 储罐进行预冷，取储罐的设计温度为-196。内罐既要承受介质的工作压力，又要承 受 LNG 的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好 的低温韧性，因此内罐材料采用 0Crl8Ni9 （相当于ASME 标准的 304 ）。 根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为 11.1mm 和 12.0mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢 16MnR，其设计厚度为 10.0mm。 3、 开设在储罐内罐上的
22、接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、 上液位计口、下液位计口、工艺人孔 8 个接管口。内罐上的接管材质都为 0Cr18Ni9 。 为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真空后该 管口被封闭) 。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。 4 、 为防止储罐内 LNG 充装过量或运行中罐内 LNG 太少危及储罐和工艺系统安全， 在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置，其灵敏度与可靠性 对 LNG 储罐的安全至关重要。在向储罐充装 LNG 时，通过差压式液位计所显示的静 压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地
23、读出罐内 LNG 的液面高度、 体积和质量。当达到充装上限时，LNG 液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断 进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的 85)、紧急切断(充装量为罐容 的 95 )、低限报警(剩余 LNG 量为罐容的 10) 。 5、 LNG 储罐的绝热层有以下 3 种形式： 高真空多层缠绕式绝热层。多用于 LNG 槽车和罐式集装箱车。 正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹 层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型 LNG 储罐和储槽，例如立式金属 LNG 子母储罐。 3 3 真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为 100m 和 50m
24、 的圆筒形双金属LNG储 罐通常采用这种绝热方式。在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后 将该夹层抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产LNG储罐的日 静态蒸发率体积分数0.3 。 BOG 对于调峰型 LNG 气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的 BOG(Boil Off Gas ，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG 加热 器的出口增设 BOG 缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。1、 3 3 3 按 100m 的LNG储罐装满 90m 的LNG后，在 30min 内将 10m 气相空间的压力由卸 车状态的 0 4MPa升压至工作
25、状态的 0 6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选用 3 1 台气化量为200m /h 的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162.3 ，气态天然气出增压气化器的温度为-145。 采用 1 台LNG 储罐带 1 台增压气化器。也可多台储罐共用 1 台或 1 组气化器增 压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。 2、 3 由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为 300m /h 的卸车 增压气化器，将罐车压力增至 0.6MPa 。LNG进气化器温度为-162.3，气态天然气出 气化器温度为-145。 3、BOG 由于站内BOG发生量最大的是回收槽车
26、卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热 器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按 30min计。以 1 台40m3 的槽车压力从 0.6MPa降至 0.3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力 3 为 240m /h 。一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常BOG 3 加热器的加热能力为 5001000m /h 。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用 作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。 4 、 空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高 峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的
27、1.31.5 倍确定。 单台气化器的气化能力按 2000m3/h计算，24 台为一组，设计上配置23 组，相互 切换使用。 5、 当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于 5时，在空温式气化 器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热 56。加热器的加热能 力按高峰小时用气量的 1.31.5 倍确定。 6、 (EAG) LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161.5，常压下储存温 度为-162.3，密度约 430 kg/m3 。当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107 。当气态天然气温度高于-107时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。 当
28、气态天然气温度低于-107时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚， 与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置 1 台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使 其密度小于空气，然后再引入高空放散。 3 EAG空温式加热器设备能力按 100m 储罐的最大安全放散量进行计算。经计算， 3 3 3 100m 储罐的安全放散量为 500m /h ，设计中选择气化量为 500m /h 的空温式加热器 1 台。进加热器气体温度取-145，出加热器气体温度取-15。 对于南方不设 EAG 加热装置的 LNG 气化站，为了防止安全阀起跳后
29、放出的低温 LNG 气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散 总管放散。 根据 LNG 气化站的规模选择调压装置。通常设置 2 路调压装置，调压器选用带 指挥器、超压切断的自力式调压器。 计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据 流量信号将加臭剂注入燃气管道中。 1、 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的低温 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。阀门材料为 0Cr18Ni9 。 2、 介质温度-20的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(
30、GB/T 149762002)， 材质为 0Cr18Ni9 。管件均采用材质为0crl8Ni9 的无缝冲压管件(GB/T 1245990) 。法 兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，其材质为 0Cr18Ni9 。法兰密封垫 片采用金属缠绕式垫片，材质为 0crl8Ni9 。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材质为 0Crl8Ni9 。 介质温度-20 的工艺管道，当公称直径200 mm 时，采用输送流体用无缝 钢管(GB/T81631999)，材质为20 号钢；当公称径200mm 时采用焊接钢管(GB/T 3041 2001)，材质为Q235B 。管件均采用材质为20 号钢的无缝冲压管件(
