LNG技术课件

第5章LNG气化站李兆慈中国石油大学（北京）LNG气化站是一个接收、储存和分配LNG的基地，是气化站是个接收储存和分配的基地是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户的中间调节场所所。

由于LNG本身具有易燃、易爆的危险性，又具有低温储存的特点，因此LNG汽化站在建设布局、设备安装、操作管理等方面都有一些特殊要求。

LNG工厂LNG接收站LNG 汽化站LNG & LCNG 加注站LNG 罐车运输小区用户1）中小型LNG汽化站——LNG卫星站）小型撬装式汽化站2LNG3）小型LNG瓶组供气站蒸发气加热器NG +10℃ 热值9500大卡/米3气化器 混合罐 混合罐LNG加压气化器 加温 调压 加热器 增热值器 调压 -10℃ +10℃ + 20℃LNG NG 0.5Mpa 0.3MPa储罐 城市 管网 0.2MPa 7~8℃ LNG 槽车 加臭 LPGLNG日本东部瓦斯福岛支社郡山LNG 卫星站简要流程图LNG气化站主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。

LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐低温储罐通在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。

低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG汽化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求统使汽化升温达到设定值再通过出站调压器将压力降到要求值，然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。

1) 汽化站储存总量确定储罐设计总容积：储罐设计总容积V=nKG r/(ρϕ)式中，V——总储存容积，m3；n——储存天数，d；K——月高峰系数，推荐使用K=1.2～1.4；G r——年平均日用气量，kg/d；ρ——最高工作温度下的液化天然气密度，kg/m3；ϕ——最高工作温度下的储罐允许充装率高作温度的储罐允许充装率2) 汽化器传热面积的确定汽化器的传热面积：A=wq/(K∆t)式中，A——汽化器换热面积，m2；w——汽化器汽化能力，kg/s；q——汽化单位质量LNG所需的热量，kJ/kg；K——汽化器的传热系数，kW/(m2.K)；汽化器的传热系数∆t——加热介质与LNG的平均温差，K。

1）LNG储罐储罐形式的确定应综合考虑储存规模、项目投资、建设周期、占地面积等因素。

目前，国内LNG 气化站常用的低温储槽有子母罐目前LNG及单罐两种形式。

一般储存量在1000m3以下的城市LNG 气化站，基本都LNG气化站采用单罐储存。

考虑到LNG储罐的运输、制造和国内的实际情况，对中小城市一般选择50m3、100m3、150m3的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐，一是占地小，二是国内厂家制造技术都比较成熟。

真空粉末绝热LNG储罐真空粉末绝热LNG储罐通常为圆筒柱形压力储罐，固定储罐广泛采用这种形式。

真空粉末绝热LNG广泛应用于LNG卫星站，当储存站的储液量要求较大时，应采用多台LNG储罐并联组成集群罐式储存站。

真空粉末绝热LNG储罐其结构是直圆筒和上、下封储罐其结构是直筒和上封头构成的双层结构。

头构成的双层结构图所示为立式真空粉末绝热储罐它是立式双5-8LNG储罐。

它是立式双圆筒结构，内筒采用0Crl8Ni9不锈钢板制成，外筒为16MnR钢板制成。

夹层充填优质珠光砂绝热材料，并抽成真空。

产品特点:1、储存量大，如150m3储罐一次可储存150m3 LNG液体，当于储存量大如150储罐次可储存1503液体当于90000m3天然气。

2、储存压力较低，安全可靠。

存较低安3、操作维护方便，劳动强度低。

4、自增压能力较强，有利于维持排液压力稳定。

5、可利用LNG储存罐自身具有的压力挤压对外排液，无需配置排液泵排液，操作简便可靠。

6、占地面积小。

由于运输能力限制，国内目前生产的真空粉末绝热LNG储罐有效容积150m3。

LNG子母型储罐子母罐是指拥有多个（3个以上）子罐并联组成的内罐，以满足低温液体储存站大容量储液量的要求多只子罐并列组装在个大型外罐温液体储存站大容量储液量的要求。

多只子罐并列组装在一个大型外罐（母罐）之中。

子罐通常为立式圆筒型，外罐为平底拱盖圆筒型。

绝热方式一般为粉末（珠光砂）堆积隔热，由于外罐尺寸过大，不耐外压而无法抽真空，为常压罐。

不耐外压而无法抽真空为常压罐2）LNG汽化器方案一：采用两组空温式气化器组，相互切换使用，当组使用时间过长，采用两组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，切换到另一组使用，本组进行自然化霜。

切换到另一组使用本组进行自然化霜在夏季，经空温式气化器气化后天然气温度可达15℃左右，可以直接进管网；在冬季或雨季，由于环境温度或湿度的影响，气化器气直接进管网在冬季或雨季由于环境温度或湿度的影响气化器气化效率大大降低，气化后天然气温度达不到要求时，经NG加热器加热，达到允许温度，再进管网。

方案二：采用一组空温式气化器加NG加热器和另一组LNG水浴式气化器，两采用组空温式气化器加加热器和另组水浴式气化器两组相互切换使用和相互备用，当空温式气化器能力不足或检修时，将储罐内的LNG送到LNG热水气化器，通过热水进行热量传递，将LNG气化（温热水气化器通过热水进行热量传递将度为10℃）送入管网。

方案一的优点是充分利用自然热源（空气），运行成本低，缺点是气化器体积较大，投资较多。

气化器体积较大投资较多方案二的优点是利用人工资源的气化器体积较小，投资较小，缺点方案二的优点是利用人工资源的气化器体积较小投资较小缺点是运行成本较高，需要的配套附属设施（锅炉、循环泵等）投资较大。

从长期运行看，推荐采用方案。

从长期运行看，推荐采用方案一。

普遍采用空温式汽化器。

LNG 在储存期间, 无论储罐的绝热效果如何好, 总要产生一定数量的蒸发气体。

LNG 对于真空粉末隔热低温储罐及低温槽车内LNG 的日蒸发率约为0.3%/d。

为保证储罐的安全及装卸的需要, 在设计中设置了储罐安全减压阀及BOG 加热器, 在BOG 加热器的出口设缓冲罐BOG 缓冲罐。

没有设置BOG 缓冲罐, 在投用初期用户较少的情况下, 储罐自然蒸发的气体量比使用量大时, 就会有大量的天然气需要排空, 不仅造成较大的经济损失, 还会带来安全隐患。

还会带来安全隐患4）增压器当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外部气源增压系统和自增压系统。

外部气源增压系统是利用外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。

自增压系统是CNG储罐和高压天然气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, 再返回至储罐的气相空间, 从而达到储罐增压的目的。

5）调压、计量与加臭装置根据LNG 气化站的规模选择调压装置。

一般选用带指挥器的自力式调压器,通常设置两路,用备计量采用涡, , 一用一备。

计量采用涡轮流量计。

因天然气无色无味, 若泄漏了难以觉察, 为确保安全, 使用前都要加入臭味剂。

加臭剂一般采用四氢噻吩, 加臭以隔膜式计量泵为动力, 根据流量信号将臭味剂注入天然气管道中。

⏹加臭机⏹单次加臭量：50-500mg⏹使用温度：常温⏹使用压力：常压调压器闽清长沙青岛潍坊深圳LNG项目工艺图气站全貌LNG气站卸车台LNG气站全貌卸车增压器BOG复热系统LNG气站调压系统(1)LNG气站调压系统(2)LNG气站空温汽化器(1)LNG气站空温汽化器(2)EAG副热放空系统LNG储罐上进液下进液管道系统罐区设备系统储罐根部阀控制系统气化器液相入口控制系统储罐增压系统调压计量系统LNG气化系统预冷的必要性LNG气化站内低温管道和低温储罐在正式进入低温液体前，要首先进行充分的冷却，即预冷过程。

LNG储罐及管路通常采用奥氏体不锈钢材料。

奥氏体不锈钢具有优异的低温性能，但线膨胀系数较大。

在LNG温度条件下，不锈钢收缩率约为千分之三，对于304L材质管路，在工作温度为162℃时，100m管路大约-162收缩300mm。

因此在设计时要采取措施防止出现冷收缩引起破坏。

LNG管路的收缩和补偿是一个需要细心考虑的重要问题。

两个固定点之间，由于冷收缩产生的应力，可能远远超过材料的屈服点。

特别是对于LNG储罐内的管道要求更加严格，一旦出现问题，将会产生严重后果。

因此在管路设计时问将会产生在管路设时，必须考虑有效的措施来补偿。

在LNG设备和管路上，为了补偿冷收缩，一般采用弯管和膨胀节。

虽然在设计时考虑了冷收缩的补偿，但是在温度变化速率较大时，还存在温度变化过快、热应力过大而使材料或连接部位产生损坏的问题。

这就要求在低温管道和设备进入低温液体前，首先进行预冷操作，确保投运安全。

预冷目的检验和测试低温设备和管道的低温性能，包括：(1)检验低温材料质量是否合格(2)检验焊接质量(3)检验管道冷缩量和管托支撑变化(4)检验低温阀门的密封性(5)使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能。