LNG氣化站儲存增壓系統(tǒng)設(shè)計

李小玲，溫瑩瑩

LNG氣化站儲存增壓系統(tǒng)設(shè)計

李小玲，溫瑩瑩

（遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院， 遼寧 撫順 113001）

儲存增壓系統(tǒng)是LNG氣化站工藝設(shè)計的重要內(nèi)容之一，而低溫儲罐和儲罐增壓器的設(shè)計又是儲存增壓系統(tǒng)設(shè)計的關(guān)鍵。從低溫儲罐的選擇、運行參數(shù)的確定及壓力控制等方面討論了LNG儲罐的設(shè)計方法。從儲罐增壓器的增壓方式、布置形式、選型等方面討論了LNG儲罐增壓器的設(shè)計方法。最后給出了設(shè)計舉例。

LNG氣化站；低溫儲罐；儲罐增壓器；設(shè)計舉例

自2000年開始，隨著國內(nèi)天然氣液化工場和接收站的建成，大量利用LNG作為氣源的LNG氣化站也發(fā)展起來，已建成的LNG氣化站200多座。LNG氣化站是城市利用天然氣的主要設(shè)施之一，它具有建設(shè)周期短、易滿足市場用氣需求等特點，這使得LNG氣化站的工藝設(shè)計顯得尤為重要，而儲存增壓系統(tǒng)是其重要的設(shè)計內(nèi)容之一。

1 LNG氣化站工藝流程

由LNG槽車或集裝箱車運送來的液化天然氣，在卸車臺通過槽車自帶的自增壓系統(tǒng)（對于槽車運輸方式）或通過卸車臺的增壓器（對于集裝箱車運輸方式）增壓后，送入LNG儲罐儲存，儲罐內(nèi)的LNG通過儲罐區(qū)的自增壓器增壓到0.5~0.6 MPa后，進(jìn)入空溫式汽化器。在空溫式汽化器中，LNG與空氣換熱會發(fā)生相變，出口氣態(tài)天然氣溫度一般不低于環(huán)境溫度5 ℃左右，氣態(tài)天然氣壓力在0.4 MPa左右。進(jìn)入管網(wǎng)前的天然氣進(jìn)行加臭，加臭劑通常采用四氫噻吩。冬季空溫式汽化器出口氣體溫度達(dá)不到5 ℃時，使用水浴式LNG加熱器加熱，使其出口天然氣溫度達(dá)到5~10 ℃。氣化站的工藝流程如圖1所示。

圖1 LNG氣化站工藝流程

為了便于設(shè)計，應(yīng)用模塊化設(shè)計思想將工藝過程分成9個系統(tǒng)，每個系統(tǒng)對應(yīng)一個模塊，根據(jù)不同的用戶需求進(jìn)行組合設(shè)計[1]。這9個系統(tǒng)分別為LNG裝卸系統(tǒng)、LNG儲存增壓系統(tǒng)、LNG氣化加熱系統(tǒng)、BOG回收加熱系統(tǒng)、調(diào)壓計量加臭系統(tǒng)、天然氣出站系統(tǒng)、放散系統(tǒng)、LNG罐瓶系統(tǒng)、氮氣系統(tǒng)。

2 LNG儲存增壓系統(tǒng)

LNG儲存增壓系統(tǒng)主要由低溫儲罐、儲罐增壓器、截止閥和緊急切斷閥、氣液相管道、安全放散管等組成，如圖2所示。

圖2 LNG儲存增壓系統(tǒng)

3 LNG儲罐設(shè)計

3.1 LNG儲罐形式

目前國內(nèi)常用的3種儲罐形式為單罐壓力儲罐、子母罐、常壓儲罐。壓力儲罐施工周期較短、投資不大、運行費用低、操作簡單、保溫效果好、可靠、技術(shù)成熟，但運輸較麻煩、占地面積大、管路和閥門多。子母罐運行費用低、操作簡單，但保溫性能較壓力罐差，絕熱材料使用量多、占地面積較大、投資最大。常壓儲罐投資最省，占地面積小、維修方便、運行費用低，但保溫性能較差，排液需要低溫泵，運行費用稍高，施工周期稍長[2]。

LNG氣化站的儲罐形式主要取決于儲存規(guī)模，當(dāng)氣化站內(nèi)的儲存規(guī)模不超過1 000 m3時，宜采用50~150 m3LNG壓力儲罐（根據(jù)現(xiàn)場地質(zhì)和用地情況選擇臥式罐和立式罐）。當(dāng)氣化站內(nèi)的儲存規(guī)模在1 000~3 500 m3時，宜采用子母罐形式。當(dāng)氣化站內(nèi)的儲存規(guī)模在3 500 m3以上時，宜采用常壓儲罐形式。為便于管理方便和運行的安全，一般不采用聯(lián)合儲罐形式[3]。

3.2 LNG儲罐數(shù)量

儲罐的設(shè)計總?cè)莘e應(yīng)根據(jù)其規(guī)模、氣源情況、運輸方式和運距等因素確定。氣化站LNG儲罐的設(shè)計總?cè)萘恳话銘?yīng)按計算月平均日用氣量的3~7 d用氣量計算[3]。儲罐設(shè)計總?cè)萘靠砂词剑?）計算：

式中：——總儲存容積，m3；

——儲存天數(shù)；

m，max——月高峰系數(shù)；

d——年平均日供氣量，m3/d;

g——天然氣的氣態(tài)密度，kg/m3;

L——操作條件下的液化天然氣的密度，kg/m3;

b——儲罐允許充裝率，一般取0.95。

3.3 LNG儲罐溫度及壓力

LNG儲罐的最高設(shè)計溫度取當(dāng)?shù)貧v年最高溫度，最低設(shè)計溫度應(yīng)取-196 ℃，最低工作溫度取設(shè)計壓力下LNG的飽和溫度。

LNG儲罐的工作壓力、設(shè)計壓力及計算壓力是三個具有不同定義和特定用途的值，若將計算壓力誤認(rèn)為設(shè)計壓力則會影響儲罐安全閥開啟壓力值的設(shè)定。當(dāng)儲罐的最高工作壓力為0.8 MPa（大部分100 m3立式儲罐的最高工作壓力）時，可取設(shè)計壓力為0.84 MPa[4]。考慮儲罐允許充裝率、內(nèi)罐液注靜壓力及內(nèi)外罐間的絕對壓力，內(nèi)罐的計算壓力為1.01 MPa。外罐為外壓容器，設(shè)計壓力一般為-0.1 MPa。

4 LNG儲罐增壓器設(shè)計

隨著LNG儲罐內(nèi)的低溫液體不斷流出，罐內(nèi)壓力會逐漸降低，流體出流速度會逐漸減小直至停止。因此，為了保證罐內(nèi)的LNG不斷的送入氣化器氣化，就要在操作過程中向儲罐不斷的補充氣體，使罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)。

低溫儲罐增壓靠壓力推動，增壓方式有三種，分別為低溫泵增壓、外部氣源增壓及自增壓。低溫泵增壓方式是利用泵（低溫泵設(shè)置在排液口）的機械功使低溫液體增壓，由于低溫泵的外部安裝條件較嚴(yán)格，因此不適于小型供氣系統(tǒng)。外部氣源增壓方式需要外來的氣源實現(xiàn)增壓，需要額外增加罐和高壓天然氣。自增壓方式是將罐內(nèi)排出的部分LNG經(jīng)自增壓氣化器氣化成天然氣（NG），再將NG返回儲罐將罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力，從實現(xiàn)LNG儲罐增壓目的。

儲罐增壓器的增壓能力應(yīng)根據(jù)氣化站小時最大供氣能力確定。儲罐增壓器宜聯(lián)合設(shè)置，分組布置，一組工作，一組化霜備用。儲罐增壓器宜采用臥式[2]。

LNG儲罐增壓器可根據(jù)低溫儲罐的數(shù)量設(shè)計，一般有兩種設(shè)計方法。首先，可以每個儲罐單獨設(shè)1臺儲罐增壓器，這種情況一般適用于儲罐為4臺以下的系統(tǒng)，優(yōu)點是操作方便，缺點是儲罐增壓器多，占地面積較大。其次，可以為所有低溫儲罐集中設(shè)2臺儲罐增壓器，這種情況一般適用于儲罐在4臺以上的系統(tǒng)，缺點是操作不太方便，但儲罐增壓器少，占地面積也少。

5 設(shè)計舉例

LNG氣化站常用的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)有《液化天然氣（LNG）生產(chǎn)、儲存和裝運》GB/T20368-2006，《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB50183-2004，《城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范》GB50028-2006，《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016-2006,《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》GB/T14976-2002，《輸送流體用無縫鋼管》GB/T8163-1999等。

采用LNG集裝箱槽車從氣源點通過公路運輸至某LNG氣化站，通過卸車臺將LNG轉(zhuǎn)移到LNG低溫儲罐儲存，使用時LNG通過空溫式氣化器氣化后經(jīng)調(diào)壓、計量、加臭后送至用戶管網(wǎng)。

即該氣化站建成后設(shè)計儲存規(guī)模為540 m3LNG（液態(tài)）。受運輸和整體吊裝條件的限制，真空粉末壓力儲罐多采用150 m3和100 m3，個別站采用50 m3。因此，可選用150 m3立式儲罐4個，供氣能力為6 000 Nm3/h，連續(xù)供氣。

儲罐設(shè)計壓力為0.76 MPa，儲罐儲存期間壓力保持在0.6 MPa以下，儲存溫度為-145 ℃。儲罐增壓調(diào)節(jié)閥出口（后壓）壓力設(shè)定值0.55 MPa，回座壓力0.60 MPa，儲罐減壓調(diào)節(jié)閥進(jìn)口（前壓）壓力設(shè)定值0.63 MPa，回座壓力0.57 MPa。儲罐安全閥進(jìn)口（前壓）壓力設(shè)定值0.65 MPa，回座壓力0.63 MPa。

選用無錫特萊梅氣體設(shè)備有限公司生產(chǎn)的300 Nm3/h空溫式儲罐增壓器[3]2臺，儲罐自增壓系統(tǒng)設(shè)計壓力0.8 MPa，工作壓力0.6 MPa。

［1］李恩娟, 唐維華, 鄭沖. LNG氣化站工藝系統(tǒng)模塊化設(shè)計[J]. 煤氣與熱力, 2013, 33(8): B08-B12.

［2］李佩銘,焦文玲. LNG汽化站的工藝設(shè)計[J]. 管道技術(shù)與設(shè)備, 2007(5): 26-29.

［3］嚴(yán)名卿. 燃?xì)夤こ淘O(shè)計手冊[M]. 北京：中國建筑工業(yè)出版社，2009.

［4］吳創(chuàng)明. LNG氣化站工藝設(shè)計與運行管理[J].煤氣與熱力, 2006, 26(4):1-7.

［5］于春美. LNG氣化站的選址與設(shè)計[J].煤氣與熱力, 2013, 33(8): B19-B21.

Storage Boosting System Design of LNG Gasification Station

，

（College of Petroleum Engineering, Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001，China）

Storage boosting system design is one of important contents of LNG gasification station process design, and the key to it is the study of low temperature storage tank and storage tank booster. In this paper, LNG storage tank design method was discussed from the aspects of storage tank selection, the parameter data determination, pressure control and so on. LNG storage tank booster design method was discussed from the aspects of boosting mode, arrangement form and so on. At last, a design example was given.

LNG gasification station; Low temperature storage tank; Storage tank booster; Design example

TE 624

A

1671-0460（2014）06-1090-03

2013-11-03

李小玲（1982-），女，講師，博士在讀，從事燃?xì)鈨Υ媾c輸配技術(shù)研究。E-mail：linglingling_00@126.com。