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陕西LNG气化站设备工艺设计及设计准则介绍
作者:admin    发布日期:2019/4/13     关注次数:      二维码分享

LNG气化站设备工艺设计


2.1设计决定项目的经济效益

当确定了项目的建设方案后,要采用先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益,关键在于工程设计[1]。据西方国家分析,不到建设工程全寿命费用1%的设计费对工程造价的影响度占75%以上,设计质量对整个建设工程的效益至关重要。


影响LNG气化站设备造价的主要因素有气化站设备选型(根据供气规模、工艺流程等确定)、总图设计(总平面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是仪表选型)。


通常,工程直接费约占项目总造价的70%,设备费又占工程直接费的48%~50%,设备费中主要是LNG储罐的费用。


2.2气化站设备设计标准

至今我国尚无LNG的专用设计标准,在LNG气化站设计时,常采用的设计规范为:GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)、GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)、GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》、美国NFPA—59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。其中GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国NFPA—59A标准起草的,许多内容和数据来自NFPA—59A标准。由于NF-PA—59A标准消防要求高,导致工程造价高,目前难以在国内实施。目前国内LNG气化站设计基本参照GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)设计,实践证明安全可行。


2.3 LNG储罐的设计

储罐是LNG气化站设备中主要设备,占有较大的造价比例,应高度重视储罐设计。


2.3.1 LNG储罐结构设计

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,外罐内径为3200mm,罐体加支座总高度为17100mm,储罐几何容积为105.28m3。


2.3.2设计压力与计算压力的确定

目前绝大部分100m3立式LNG储罐的较高工作压力为0.8MPa。按照GB 150—1998《钢制压力容器》的规定,当储罐的较高工作压力为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。所以外罐为外压容器,设计压力为-0.1MPa。


2.3.3 100m3LNG储罐的选材

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[2、3],则储罐的设计温度为-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(美国机械工程师协会)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。


2.3.4接管设计

开设在储罐内罐上的接管口有: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。


2.3.5液位测量装置设计

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[4],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%)。


2.3.6绝热层设计

LNG储罐的绝热层有以下3种形式:

①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG槽车和罐式集装箱车。

②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真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为100m3和50m3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%。


2.3.7 LNG储罐总容量

储罐总容量通常按储存3d高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对气源的要求是不少于2个供气点。若只有1个供气点,则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。


2.4 BOG缓冲罐

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。


2.5气化器、加热器选型设计


2.5.1储罐增压气化器

按100m3的LNG储罐装满90m3的LNG后,在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态的0.4MPa升压至工作状态的0.6MPa进行计算。据计算结果,每台储罐选用1台气化量为200m3/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℃。


设计多采用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。


2.5.2卸车增压气化器

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300m3/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℃。


2.5.3 BOG加热器

由于站内BOG发生量较大的是回收槽车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为240m3/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加热器的加热能力为500~  1000m3/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。


2.5.4空温式气化器

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1.3~1.5倍确定。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算,2~4台为一组,设计上配置2~3组,相互切换使用。


2.5.5水浴式天然气加热器

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[5、6]。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3~1.5倍确定。


2.5.6安全放散气体(EAG)加热器

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。


EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的较大安全放散量进行计算。经计算,100m3储罐的安全放散量为500m3/h,设计中选择气化量为500m3/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。


2.6调压、计量与加臭装置

根据LNG气化站的规模选择调压装置。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。


2.7阀门与管材管件选型设计


2.7.1阀门选型设计

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。


2.7.2管材、管件、法兰选型设计

①介质温度≤-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976—2002),材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97),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。

②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/T8163—1999),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(GB/T 12459—90)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97),材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 20629—97)。


LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外,均采用焊接连接。低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防腐处理。


2.7.3冷收缩问题

LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管,材质为0crl8Ni9,虽然其具有优异的低温机械性能,但冷收缩率高达0.003。站区LNG管道在常温下安装,在低温下运行,前后温差高达180℃,存在着较大的冷收缩量和温差应力,通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。


2.8工艺控制点的设置

LNG气化站设备的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点的设置包括以下内容:

①卸车进液总管压力;

②空温式气化器出气管压力与温度;

③水浴式天然气加热器出气管压力与温度;

④LNG储罐的液位、压力与报警联锁;

⑤BOG加热器压力;

⑥调压器后压力;

⑦出站流量;

⑧加臭机(自带仪表控制)。


2.9消防设计

LNG气化站设备的消防设计根据CB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)LPG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区,以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到较小程度。在LNG储罐上设置喷淋系统,喷淋强度为0.15 L/(s·m2),喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算,距着火储罐直径1.5倍范围内的相邻储罐按其表面积的50%计算。水枪用水量按GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)和GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)选取。

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