第26卷第4期煤氣與熱力Vol. 26 No. 42006年4月GAS & HEATApr. 2006燃?xì)廨斉渑c儲運(yùn)LNG氣化站工藝設(shè)計與運(yùn)行管理吳創(chuàng)明(新奧集團(tuán)股份有限公司，河北廊坊065001)摘要:液化天然氣(LNC)以其能量密度高、 運(yùn)輸方便、環(huán)保、經(jīng)濟(jì)等優(yōu)點(diǎn),已成為管輸天然氣供應(yīng)范圍以外城市的主氣源和過渡氣源。論述了液化天然氣氣化站的工藝流程、工藝設(shè)計要點(diǎn)和運(yùn)行管理措施。關(guān)鍵詞: LNC 氣化站;工藝流程; 工藝設(shè)計; 運(yùn)行管理中圖分類號: TU996 .文獻(xiàn)標(biāo)識碼: B文章編號: 1000 - 4416(2006)04 - 0001 -07Technological Design and Operational Managementof LNG Vaporizing StationWU Chuang-ming(Xin’ao Group Share Co., Lid, Langfang 065001, China)Ahstract: With advantages, such as high energy density ，convenient transpotation, environmentprotection and economy, LNG has become an urban principal gas source and a transition gas source out-side the supply scope of piped natural gas. The process flow , main points of technological design and op-erational guidance measures of LNG vaporizing station are discussed.Key words: LNG vaporizing station; process flow;technological design; operational man-agcmetLNG(液化犬然氣)已成為日前無法使用管輸溫式升壓氣化器對槽車儲罐進(jìn)行升壓(或通過站內(nèi)天然氣供氣城市的主要?dú)庠椿蜻^渡氣源,也是許多設(shè)置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進(jìn)行升使用管輸天然氣供氣城市的補(bǔ)充氣源或調(diào)峰氣源。壓) ,使槽車與LNC儲罐之間形成-定的壓差,利用LNG氣化站憑借其建設(shè)周期短以及能迅速滿足用此壓差將槽車中的JING御人氣化站儲罐內(nèi)。卸車氣市場需求的優(yōu)勢,已逐漸在我國東南沿海眾多經(jīng)結(jié)束時,通過卸車臺氣相管道回收槽車中的氣相天濟(jì)發(fā)達(dá)、能源緊缺的中小城市建成,成為永久供氣設(shè)然氣。施或管輸天然氣到達(dá)前的過渡供氣設(shè)施。國內(nèi)卸車時,為防止LNC儲罐內(nèi)壓力升高而影響卸LNG供氣技術(shù)正處于發(fā)展和完善階段,本文擬以近車速度，當(dāng)槽車中的LNG溫度低于儲罐中LNG的年東南沿海建設(shè)的部分LNC氣化站為例,對其L藝溫度時,采用上進(jìn)液方式。槽車中的低溫I.NC通過流程、設(shè)計與運(yùn)行管理進(jìn)行探討。儲罐上進(jìn)液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進(jìn)入儲罐，將部分氣1 LNG氣化站工藝流程休冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力,使卸車得以順利進(jìn)1.1 LNG卸車工藝行。若槽車中的LNG溫度高于儲罐中LNG的溫度LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液時,采用下進(jìn)液方式，高溫LNG由下進(jìn)液口進(jìn)入儲化工廠運(yùn)抵用氣城市LNC氣化站,利用槽車上的空罐，與罐內(nèi)低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由第4期煤氣與熱力第26卷上進(jìn)液口進(jìn)人罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導(dǎo)致卸車?yán)?5 C,直接進(jìn)管網(wǎng)使用。在冬季或雨李,氣化器氣難。實(shí)際操作中，出于月前LNG氣源地距用氣城市化效率大大降低,尤其是在寒冷的北方,冬季時氣化較遠(yuǎn)，長途運(yùn)輸?shù)竭_(dá)用氣城市時，槽車內(nèi)的LNG溫器出口大然氣的溫度(比環(huán)境溫度低約10 C)遠(yuǎn)低度通常高于氣化站儲罐中LNG的溫度,只能采用下于 0 C而成為低溫天然氣。為防止低溫天然氣直接進(jìn)液方式。所以除首次充裝LNC時采用上進(jìn)液方進(jìn)人城市中壓管網(wǎng)導(dǎo)致管道閥門等設(shè)施產(chǎn)生低溫脆式外,正常卸槽車時基本都采用下進(jìn)液方式。裂,也為防止低溫天然氣密度大而產(chǎn)生過大的供銷為防止卸車時急冷產(chǎn)生較大的溫差應(yīng)力損壞管差,氣化后的天然氣需再經(jīng)水浴式犬然氣加熱器將道或影響卸車速度,每次卸車前都應(yīng)當(dāng)用儲罐中的其溫度升到10心,然后再送人城市輸配管剛。LNG對卸車管道進(jìn)行預(yù)冷。同時應(yīng)防止快速開啟通常設(shè)置兩組以上空溫式氣化器組，相互切換或關(guān)閉閥門使LNG的流速突然改變而產(chǎn)生液擊損使用。當(dāng)一組使用時間過長,氣化器結(jié)霜嚴(yán)重,導(dǎo)致壞管道。氣化器氣化效率降低,出口溫度達(dá)不到要求時,人工1.2 LNG氣化站流程與儲罐自動增壓.(或自動或定時)切換到另-組使用,個組進(jìn)行自然①LNG 氣化站流程化霜備用。LNG氣化站的工藝流程見圖1。在自增壓過程中隨著氣態(tài)天然氣的不斷流人，BOG加熱器儲罐的壓力不斷升高,當(dāng)壓力升高到自動增壓調(diào)節(jié)閥的關(guān)閉壓力(比設(shè)定的開啟壓力約高10%)時自空溫式”氣化器動增壓閥關(guān)閉,增壓過程結(jié)束。隨著氣化過程的持LNG糟車. -LNG儲罐}空湛式。水浴式天然 1續(xù)進(jìn)行,當(dāng)儲罐內(nèi)壓力又低于增壓閥設(shè)定的開啟壓氣化器產(chǎn)氣加熱器力時，自動增壓閥打開,開始新一輪增壓。自增國自增壓氣化器2LNG氣化站工藝設(shè)計城市中壓管間一計最 、加吳裝置一-調(diào)壓裝置2.1設(shè)計決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益當(dāng)確定了項(xiàng)日的建設(shè)方案后,要采用先進(jìn)適用圖1城市LNG氣化站工藝流程的LNG供氣流程、安全可靠地向用戶供氣、合理降Fig.1 Proces flow of urban LNC vaporizing station低工程造價、提高項(xiàng)日的經(jīng)濟(jì)效益,關(guān)鍵在于工程設(shè)②儲罐自動增壓與LNC氣化計”。據(jù)西方國家分析,不到建設(shè)工程全壽命費(fèi)用靠壓力推動, LNG從儲罐流向空溫式氣化器,1%的設(shè)計費(fèi)對工程造價的影響度占75%以上,設(shè)氣化為氣態(tài)天然t后供應(yīng)用戶。隨著儲罐內(nèi)LNG計質(zhì)量對整個建設(shè)工程的效益至關(guān)重要。的流出，罐內(nèi)壓力不斷降低,L.NG出罐速度逐漸變影響LNC氣化站造價的主要因素有設(shè)備選型慢直至停止。因此,正常供氣操作中必須不斷向儲(根據(jù)供氣規(guī)模、L藝流程等確定)、總圖設(shè)計(總平罐補(bǔ)充氣體,將罐內(nèi)壓力維持在- -定范圍內(nèi),才能使面布置、占地面積、地形地貌、消防要求等)、自控方LNG氣化過程持續(xù)下去。儲罐的增壓是利用自動案(主要是儀農(nóng)選型)。增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實(shí)現(xiàn)的。當(dāng)儲罐通常,工程直接費(fèi)約占項(xiàng)目總造價的70%,設(shè)內(nèi)壓力低于自動增壓閥的設(shè)定開啟值時,自動增壓備費(fèi)又占工程直接費(fèi)的48% ~ 50% , 設(shè)備費(fèi)中主要閥打開,儲罐內(nèi)LNG靠液位差流入自增樂空溫式氣是LNG儲罐的費(fèi)用。化器(自增壓空溫式氣化器的安裝高度應(yīng)低于儲罐2.2氣化站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)的最低液位)，在自增壓空溫式氣化器中LNG經(jīng)過至今我國尚無LNG的專用設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，在LNG與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣,然后氣態(tài)大然氣流氣化站設(shè)計時,常采用的設(shè)計規(guī)范為:GB 50028- 93人儲罐內(nèi),將儲罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。利《城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范》(2002年版)、GBJ 16- -87《建用該壓力將儲罐內(nèi)LNG送至空溫式氣化器氣化,然筑設(shè)計防火規(guī)范》(2001年版)、CB 50183- -2004后對氣化后的天然氣進(jìn)行調(diào)壓(通常調(diào)至0.4《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》、美因NFPA- -59AMPa)、計量加臭后,送人城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶《液化天然 氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標(biāo)準(zhǔn)》。其中CB供氣。在夏季空溫式氣化器大然氣出口溫度可達(dá)50183- 2004(石 油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》是由第4期吳創(chuàng)明:LNG氣化站工藝設(shè)計與運(yùn)行管理第26卷中石油參照和套用美國NFPA- -59A標(biāo)準(zhǔn)起草的,許要具有良好的低溫韌性，因此內(nèi)罐材料采用多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA- -59A標(biāo)準(zhǔn)。由于NF-0Cr18Ni9 ,相當(dāng)于ASME(美國機(jī)械工程師協(xié)會)標(biāo)PA- -59A 標(biāo)準(zhǔn)消防要求高,導(dǎo)致工程造價高，目前準(zhǔn)的304。難以在國內(nèi)實(shí)施。H前因內(nèi)LNG氣化站設(shè)計基本根據(jù)內(nèi)罐的計算壓力和所選材料,內(nèi)罐的計算參照GB 50028- -93《 城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范》(2002年厚度和設(shè)計厚度分別為11.1 mm和12.0 mm。作版)設(shè)計,實(shí)踐證明安全可行。為常溫外壓容器,外罐材料選用低合金容器鋼2.3 LNG 儲罐的設(shè)計16MnR ,其設(shè)計厚度為10. 0 mm。儲罐是LNG氣化站的主要設(shè)備,占有較大的造2.3.4接管設(shè)計價比例,應(yīng)高度重視儲罐設(shè)計。開設(shè)在儲罐內(nèi)罐上的接管口有:上進(jìn)液口、下進(jìn)2.3.1 LNG 儲罐結(jié)構(gòu)設(shè)計液口、出液口、氣相口、測滿口、上液位計口、下液位LNG儲罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲罐、地上金計口、工藝人孔8個接管口。內(nèi)罐上的接管材質(zhì)都屬儲罐和金屬/預(yù)應(yīng)力混凝土儲罐3類。地上LNG為0CrI8Ni9。儲罐又分為金屬子母儲罐和金屬單罐2種。金屬子為便于定期測量真空度和抽真空,在外罐下封母儲罐是由3只以上子罐并列組裝在一個大型母罐頭上開沒有抽真空口(抽完真空后該管口被封閉)。(即外罐)之中，子罐通常為立式圓筒形,母罐為立為防止真空失效和內(nèi)罐介質(zhì)漏人外罐,在外罐上封式平底拱蓋圓簡形。子母罐多用于天然氣液化工頭設(shè)置防爆裝置。廠。城市ING氣化站的儲罐通常采用立式雙層金2.3.5液位測 量裝置設(shè)計屬單罐,其內(nèi)部結(jié)構(gòu)類似于直立的暖瓶，內(nèi)罐支撐于為防止儲罐內(nèi)LNG充裝過量或運(yùn)行中罐內(nèi)外罐上,內(nèi)外罐之間是真空粉末絕熱層。儲罐容積LNG太少危及儲罐和工藝系統(tǒng)安全,在儲罐上分別有50m3和100 m' ,多采用100 m'儲罐。設(shè)置測滿口與差樂式液位計兩套獨(dú)立液位測量裝對于100m’立式儲罐,其內(nèi)罐內(nèi)徑為3000置!4]，其靈敏度可靠性對LNG儲罐的安全至關(guān)重mm,外罐內(nèi)徑為3200mn,罐體加支座總高度為要。在向儲罐充裝LNG時,通過差壓式液位計所顯17 100 mm ,儲罐幾何容積為105. 28 m'。示的靜壓力讀數(shù),可從靜壓力與充裝質(zhì)量對照表上2.3.2設(shè)計壓力 與計算壓力的確定直觀方便地讀出罐內(nèi)LNC的液面高度、體積和質(zhì)目前絕大部分100m'立式LNG儲罐的最高工上量。當(dāng)達(dá)到充裝上限時，LNG液體會從測滿口溢作壓力為0.8 MPa。按照GB 150- -1998<《 鋼制壓力出,提醒操作人員手動切斷進(jìn)料。儲罐自控系統(tǒng)還容器》的規(guī)定，當(dāng)儲罐的最高工作壓力為0.8 MPa設(shè)有高限報警(充裝量為罐容的85%)、緊急切斷時,可取設(shè)計壓力為0.84 MPa。儲罐的充裝系數(shù)為(充裝量為罐容的95% )、低限報警(剩余LNG量為0.95 ,內(nèi)罐充裝1NG后的液柱凈壓力為0. 062 MPa,罐容的10% )。內(nèi)外罐之間絕對壓力為5 Pa,則內(nèi)罐的計算壓力為2.3.6絕熱層設(shè)計1.01 MPa。LNG儲罐的絕熱層有以下3種形式:外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定內(nèi)罐①高真空多層纏繞式絕熱層。多用于LNG與絕熱材料，同時與內(nèi)罐形成高真空絕熱層。作用槽車和罐式集裝箱車。在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的重力荷載以及②正壓堆積絕熱層。這種絕熱方式是將絕熱絕熱層的真空負(fù)壓。所以外罐為外壓容器,設(shè)計壓材料堆積在內(nèi)外罐之間的夾層中,夾層通氮?dú)?通常力為-0.1 MPa。絕熱層較厚。廣泛應(yīng)用于大中型LNG儲罐和儲槽,2.3.3 100 m' LNG儲罐的選材例如立式金屬LNG子母儲罐。正常操作時LNG儲罐的工作溫度為-162.3③真空粉末絕熱層。 常用的單罐公稱容積為C ,第一次投用前要用- 196 C的液氮對儲罐進(jìn)行100m'和50m3的圓筒形雙金屬LNG儲罐通常采預(yù)冷[2.3] ,則儲罐的設(shè)計溫度為-196 C。內(nèi)罐既要用這種絕熱方式。在LNC儲罐內(nèi)外罐之間的夾層承受介質(zhì)的工作壓力,又要承受LNG的低溫,要求中填充粉末(珠光砂),然后將該夾層抽成高真空。內(nèi)罐材料必須具有良好的低溫綜合機(jī)械性能，尤其通常用燕發(fā)率來衡量儲罐的絕熱性能。目前國產(chǎn)第4期煤氣與熱力第26卷LNG儲罐的H靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)≤0.3%。2.5.4空溫式氣化器2.3.7 LNG 儲罐總?cè)萘靠諟厥綒饣魇荓NG氣化站向城市供氣的主儲罐總?cè)萘客ǔ０磧Υ? d高峰月平均口用氣要 氣化設(shè)施。氣化器的氣化能力按高峰小時用氣量量確定。同時還應(yīng)考慮氣源點(diǎn)的個數(shù)、氣源廠檢修確定,并留有一定的余量,通常按高峰小時用氣量的時間氣源運(yùn)輸周期、用戶用氣波動情況等因素。對1.3~1.5倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000氣源的要求是不少于2個供氣點(diǎn)。若只有1個供氣m?/b計算,2~4臺為-組,設(shè)計上配置2~3組,相點(diǎn),則儲罐總?cè)萘窟€要考慮氣源廠檢修時能保證正互切換使用。常供氣。2.5.5水浴式天然氣加熱器2.4 BOG 緩沖罐當(dāng)環(huán)境溫度較低,空溫式氣化器出口氣態(tài)天然對于調(diào)峰型LNG氣化站,為了回收非調(diào)峰期接氣溫度低于 5 C時，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式卸槽車的余氣和儲罐中的BOG(BoilOffGas,蒸發(fā)天然氣加熱器,對氣化后的天然氣進(jìn)行加熱5.61。氣體),或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖?常在加熱器的加熱能力按高峰小時用氣量的1.3~1.5BOG加熱器的出口增設(shè)B0C緩沖罐，其容量按回倍確定。收槽車余氣量設(shè)置。2.5.6安全放散氣體( EAG)加熱器2.5氣化器 、加熱器選型設(shè)計LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物,常壓下的沸2.5.1儲罐增壓氣化器點(diǎn)溫度為-161.5 C,常壓下儲存溫度為- 162.3按100m3的LNG儲罐裝滿90 m'的LNG后，C ,密度約430 kg/m'。當(dāng)LNG氣化為氣態(tài)天然氣在30min內(nèi)將10m3氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)時,其臨界浮力溫度為-107 C。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫的0.4MPa升壓至工作狀態(tài)的0.6MPa進(jìn)行計算。度高于-107 C時,氣態(tài)天然氣比空氣輕,將從泄漏據(jù)計算結(jié)果,每臺儲罐選用1臺氣化量為200 m'/h處上:升飄走。當(dāng)氣態(tài)犬然氣溫度低于- 107 C時，的空溫式氣化器為儲罐增壓，LNG進(jìn)增壓氣化器的氣態(tài)天然氣比空氣重,低溫氣態(tài)天然氣會向下積聚，溫度為-162.3心,氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的度為-145 C。低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設(shè)置設(shè)計多采用1臺LNG儲罐帶1臺增壓氣化器。1 臺空溫式安全放散氣體加熱器,放散氣體先通過也多臺儲罐共用1臺或1組氣化器增壓，通過閥該加熱器加熱,使其密度小于空氣，然后再引人高空門切換，可簡化流程,減少設(shè)備，降低造價。放散。2.5.2卸車增壓氣化器EAG空溫式加熱器設(shè)備能力按100 m'儲罐的由于LNG集裝箱罐車上不配備增壓裝置,因此最大安全放散量進(jìn)行計算。經(jīng)計算, 100 m3儲罐的站內(nèi)設(shè)置氣化量為300 m/h的卸車增壓氣化器,將安全放散量為500 m/h,設(shè)計中選擇氣化量為500罐車壓力增至0.6 MPa。LNG進(jìn)氣化器溫度為m'/h的空溫式加熱器1臺。進(jìn)加熱器氣體溫度取- 162.3 C ,氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145 C。- 145 C ,出加熱器氣體溫度取-15 C。2.5.3 BOG 加熱器對于南方不設(shè)EAG加熱裝置的LNG氣化站，由于站內(nèi)BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車為了防止安全閥起跳后放出的低溫LNG氣液混合后的氣相天然氣,故BOC空溫式加熱器的設(shè)計能力物冷灼傷操作人員，應(yīng)將單個安全閥放散管和儲罐按此進(jìn)行計算,回收槽車卸車后的氣相天然氣的時放散管接人集中放散總管放散。間按30 min計。以1臺40 m3的槽車壓力從0.62.6 調(diào)壓、計量與加臭裝置MPa降至0.3MPa為例,計算出所需BOC空溫式氣根據(jù)LNG氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通?；鞯哪芰?40 m'/h。一般根據(jù)氣化站可同時設(shè)置2路調(diào)壓裝置,調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷接卸槽車的數(shù)量選用BOG空溫式加熱器。通常的自力式調(diào)壓器。BOG加熱器的加熱能力為500~1 000 m/h。在冬計量采用渦輪流量計。加臭劑采用四氫噻吩，季使用水浴武天然氣加熱器時，將BOG用作熱水鍋加臭以隔膜式計量泵為動力,根據(jù)流量信號將加臭爐的燃料，其余季節(jié)送人城市輸配管網(wǎng)。劑注人燃?xì)夤艿乐?。?期吳創(chuàng)明:LNG氣化站工藝設(shè)計與運(yùn)行管理第26卷2.7閥門與管材管件選型設(shè)計④LNG 儲罐的液位、壓力與報警聯(lián)鎖;2.7.1閥門選型設(shè)計⑤BOG 加熱器壓力;工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送LNG的壓力和流量⑥調(diào)壓器后壓力;要求,同時必須具備耐- 196 C的低溫性能。常用⑦出站流量;的LNC閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓調(diào)節(jié)閥、緊急⑧加臭機(jī)(自帶儀表控制)。切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門材料2.9 消防設(shè)計為0Cr18Ni9。LNG氣化站的消防設(shè)計根據(jù)GB 50028- 93《城2.7.2管材 、管件、法蘭選型設(shè)計鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范》(2002年版)LPG部分進(jìn)行。在①介質(zhì)溫度≤-20C的管道采用輸送流體LNG儲罐周圍設(shè)置圍堰區(qū),以保證將儲罐發(fā)生事故用不銹鋼無縫鋼管(GB/T 14976- 2002),材質(zhì)為時對 周圍設(shè)施造成的危害降低到最小程度。在0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0Cr18Ni9的無縫沖LNG儲罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng),噴淋強(qiáng)度為0.15 L(s壓管件(GB/T 12459- 90)。 法蘭采用凹凸面長頸●m2),噴淋用水量按著火儲罐的全表面積計算，距對焊鋼制管法蘭(HG 20592- 97), 其材質(zhì)為著 火儲罐直徑1. 5倍范圍內(nèi)的相鄰儲罐按其表面積0Cr18Ni9。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片,材的 50%計算。水槍用水量按GB] 16--87<建筑設(shè)計質(zhì)為0Crl8Ni9。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，防火規(guī)范》(2001年版)和GB 50028- 93《城鎮(zhèn)燃?xì)獠馁|(zhì)為0Cr18Ni9。設(shè)計規(guī)范》(2002年版)選取。②介質(zhì)溫度> - 20 C的工藝管道,當(dāng)公稱直 3運(yùn)行管理徑≤200 mm時,采用輸送流體用無縫鋼管(CB/T 3.1 運(yùn)行基本要求8163- 1999),材質(zhì)為20號鋼;當(dāng)公稱直徑> 200LNG氣化站運(yùn)行的基本要求是:①防止LNG和mm時采用焊接鋼管( GB/T 3041- 2001),材質(zhì)為氣態(tài)天然氣泄漏從而與空 氣形成爆炸性混合物。②Q235B。管件均采用材質(zhì)為20號鋼的無縫沖壓管消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件,按規(guī)范要求對件(GB/T 12459- 90)。 法蘭采用凸面帶頸對煤鋼LNG工藝系統(tǒng)與設(shè)備進(jìn)行消防保護(hù)。③防止LNG制管法蘭(HG 20592- 97),材質(zhì)為20號倒。法蘭設(shè)備超壓和超壓排放。④防止LNG的低溫特性和密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HC 20629- 97)。巨大的溫 差對工藝系統(tǒng)的危害及對操作人員的冷灼LNG工藝管道安裝除必要的法蘭連接外，均采傷。用焊接連接。低溫T藝管道用聚氨酯絕熱管托和復(fù)3.2工藝系統(tǒng)預(yù)冷合聚乙烯絕熱管殼進(jìn)行絕熱。碳素鋼工藝管道作防在LNG氣化站竣工后正式投運(yùn)前,應(yīng)使用液氮腐處理。對低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和上藝管道進(jìn)行十燥、預(yù)冷、惰2.7.3冷收縮問題化和鈍化。預(yù)冷時利用液氮槽車閥門的開啟度來控LNG管道通常采用奧氏體不銹鋼管,材質(zhì)為制管道或設(shè)備的冷卻速率≤1 C/min。管道或設(shè)備0Cr18NI9 ,雖然其具有優(yōu)異的低溫機(jī)械性能,但冷收溫度每降低20C,停止預(yù)冷,檢查系統(tǒng)氣密性和管縮率高達(dá)0.003。站區(qū)LNC管道在常溫下安裝,在道與設(shè)備的位移。預(yù)冷結(jié)束后用LNG儲罐內(nèi)殘留低溫下運(yùn)行,前后溫差高達(dá)180 C ,存在著較大的冷的液氮?dú)饣蟠祾摺⒅脫Q常溫設(shè)備及管道,最后用收縮量和溫差應(yīng)力,通常采用“門形”補(bǔ)償裝置補(bǔ)償LNG將儲罐中的液氮骨換出來,就可正式充裝LNG工藝管道的冷收縮。進(jìn)行供氣。2.8 工藝控制點(diǎn)的設(shè)置3.3運(yùn)行管理 與安全保護(hù)LNG氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝3.3.1 LNG 儲罐的壓力控制置的運(yùn)行參數(shù)采集和自動控制、遠(yuǎn)程控制、聯(lián)鎖控制正常運(yùn)行中,必須將LNG儲罐的操作壓力控制和越限報警?？刂泣c(diǎn)的設(shè)胃包括以下內(nèi)容:在允許的范圍內(nèi)。華南地區(qū)LNG儲罐的正常工作①卸車進(jìn)液總管壓力 ;壓力范圍為0.3 ~0.7 MPa,罐內(nèi)壓力低于設(shè)定值②空溫式氣化器 出氣管壓力與溫度;時,可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進(jìn)行增③水浴式天然氣加熱 器出氣管壓力與溫度;壓。增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定,增壓上限第4期煤氣與熱力第26卷由白增壓閥的自動關(guān)閉壓力確定,其值通常比設(shè)定后充注的LNG密度不同。的自增壓閥開啟壓力約高15%。例如:當(dāng)LNG用作要防止LNG產(chǎn)生翻滾引發(fā)事故,必須防止儲罐城市燃?xì)庵鳉庠磿r,若自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為內(nèi)的LNG出現(xiàn)分層,常采用如下F措施。0.6 MPa,自增壓閥的關(guān)閉壓力約為0. 69 MPa,儲罐①將不同氣源的LNC分開儲存,避免因密度的增壓值為0. 09 MPa.差引起I.NG分層。儲罐的最高工作壓力由設(shè)置在儲罐低溫氣相管②為防止先后注人儲罐中的LNG產(chǎn)生密度道上的自動減壓調(diào)節(jié)閥的定壓值(前壓)限定。當(dāng)差,采取以下充注方法:儲罐最高工作壓力達(dá)到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時，a.槽車中的LNG與儲罐中的LNC密度相近時減壓閥自動開啟卸壓，以保護(hù)儲罐安全。為保證增從儲罐的 下進(jìn)液口充注;壓閥和減壓閥工作時互不干擾,增壓閥的關(guān)閉壓力b.槽車中的輕質(zhì)LNG允注到重質(zhì)LNG儲罐中與減壓閥的開啟壓力不能重疊,應(yīng)保證0.05 MPa以時從儲罐的下進(jìn)液口充注;上的壓力差?？紤]兩閥的制造精度,合適的壓力差c.槽車中的重質(zhì)LNG充注到輕質(zhì)LNG儲罐中應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。時,從儲罐的上進(jìn)液口充注。3.3.2 LNG 儲罐的超壓保護(hù)③儲罐中的進(jìn) 液管使用混合噴嘴和多孔管,LNG在儲存過程中會由于儲罐的“環(huán)境漏熱”可使新充注的LNG與原有LNG充分混合，從而避而緩慢蒸發(fā)(日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)≤0.3%),導(dǎo)免分層。致儲罐的壓力逐步升高,最終危及儲罐安全。為保④對長期儲存的LNG,采取定期倒罐的方式證儲罐安全運(yùn)行,設(shè)計上采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力防止其因靜止而分層。報警手動放散、安全閥起跳三級安全保護(hù)措施來進(jìn)3.3.4運(yùn)行監(jiān)控與安全保護(hù)行儲罐的超壓保護(hù)。①LNG儲罐高、低液位緊急切斷。在每臺其保護(hù)順序?yàn)?當(dāng)儲罐壓力上升到堿壓調(diào)節(jié)閥LNG儲罐的進(jìn)液管和出液管上均裝設(shè)氣動緊急切設(shè)定開啟值時,減壓調(diào)節(jié)閥自動打開泄放氣態(tài)天然斷閥,在緊急情況下,可在卸車臺、儲罐區(qū)、控制室緊氣;當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈,罐內(nèi)壓力繼續(xù)上升,達(dá)到壓急切斷進(jìn)出液管路。在進(jìn)液管緊急切斷閥的進(jìn)出口力報警值時,壓力報警,手動放散卸壓;當(dāng)減壓調(diào)節(jié)管路和出液管緊急切斷閥的出口管路上分別安裝管閥失靈且手動放散未開啟時,安全閥起跳卸壓，保證道安全閥,用于緊急切晰閥關(guān)閉后管道泄壓。LNG儲罐的運(yùn)行安全。對于最大工作壓力為0. 80②氣化器后溫度超限報警 ,聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器MPa的LNG儲罐,設(shè)計壓力為0.84 MPa,減壓調(diào)節(jié)進(jìn)液管。重點(diǎn)是對氣化器出口氣體溫度進(jìn)行檢測、閥的設(shè)定開啟壓力為0. 76 MPa,儲罐報警壓力為0.報警和聯(lián)鎖。正常操作時,當(dāng)達(dá)到額定負(fù)荷時氣化78 MPa,安全閥開啟壓力為0. 80 MPa,安全閥排放器的氣體出口溫度比環(huán)境溫度低10 C。當(dāng)氣化器.壓力為0.88 MPa。結(jié)霜過多或發(fā)生故障時,通過溫度檢測超限報警、聯(lián)3.3.3 LNG 的翻滾與預(yù)防鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管實(shí)現(xiàn)對氣化器的控制。LNG在儲存過程中可能出現(xiàn)分層而州起翻滾，③在LNG工藝裝置區(qū)設(shè)天然氣泄漏濃度探致使LNG大量蒸發(fā)導(dǎo)致儲罐壓力迅速升高而超過測器。當(dāng)其濃度超越報警限值時發(fā)出聲、光報警信設(shè)計壓力7,如果不能及時放散卸壓,將嚴(yán)重危及號,并可在控制室迅速關(guān)閉進(jìn)、出口電動閥。儲罐的安全。④選擇超壓切斷式調(diào)壓器 。調(diào)壓器出口壓力大量研究證明，由于以下原因小起LNG出現(xiàn)分超壓時，自動切換。調(diào)壓器后設(shè)安全放散閥,超壓后層而導(dǎo)致翻滾:安全放散。①儲罐中先后充注的LNG產(chǎn)地不同、組分不⑤天然氣出站管路均設(shè)電動閥,可在控制室同而導(dǎo)致密度不同。迅速切斷。②先后充注的LNG溫度不同而導(dǎo)致密度不⑥出站閥后 壓力高出設(shè)定報警壓力時聲光報同。警。③先充注的LNG由于輕組分甲烷的蒸發(fā)與⑦緊急情況時 ,可遠(yuǎn)程關(guān)閉出站電動閥。第4期吳創(chuàng)明:LNG氣化站工藝設(shè)計與運(yùn)行管理第26卷4結(jié)語力,2004 ,24(5):279 -282.①操作中應(yīng)優(yōu)先采用增壓調(diào)節(jié)閥的白動開關(guān)[2]匯金華 .金穎,馮春強(qiáng)液化犬然氣在城市燃?xì)獾膽?yīng)用[J].煤氣與熱力,2003 ,23(1):53 -54.57.功能實(shí)現(xiàn)儲罐的自動增壓。若自增壓閥關(guān)閉不嚴(yán)，[3] 沈惠康.液化天然氣的工藝與設(shè)備[J].煤氣與熱力,增壓結(jié)束時必須將增壓氣化器進(jìn)液管根閥關(guān)閉。1996,16<6) :25 -28.②LNG 儲罐的工作壓力設(shè)計壓力、計算壓[4]顧安忠， 魯雪生，汪榮順,等液化天然氣技術(shù)M]. .力分別有不同的定義和特定用途,不能將計算壓力北京:機(jī)械工業(yè)出版社,2003.誤作為設(shè)計壓力,以免錯設(shè)儲罐安全閥開啟壓力。[5]劉新領(lǐng). 液化天然氣供氣站的建設(shè)[J].煤氣與熱力,③采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報警手動放散、2002 .22(1):35 -36.安全閥起跳二級安全牿施保護(hù)儲罐時,其壓力設(shè)定[6]徐正康，吳洪松.液化天然氣在燃?xì)釺業(yè)巾的應(yīng)用由低到高依次為:減壓調(diào)節(jié)閥定壓值、壓力報警定壓[J].煤氣與熱力，1998 ,18(5):27 -29.值、安全閥定壓值。[7]周偉國 ,阮應(yīng)君,藤記穎.液化天然氣儲蝶中的翻滾現(xiàn)象及預(yù)防楷施[J].煤氣與熱力,2002,22(4) :294 -④在滿足LNG儲罐整體運(yùn)輸與吊裝要求的296.前提下,提高單罐公稱容積、減少儲罐數(shù)量、簡化工藝管路和減少低溫儀表與閥門數(shù)量,是合理降低作者簡介:關(guān)創(chuàng)明(1953- )， 男，陜西西安人，LNC氣化站造價的有效措施。高級工程師，學(xué)士，長期從事石油化工和⑤為促進(jìn)LNG的安全利用,應(yīng)盡快頒布先進(jìn)城市燃?xì)夤こ淘O(shè)計、技術(shù)腎理與經(jīng)營管理工適用符合國情的LNC設(shè)計規(guī)范。作。電話:(0316)>6079828參考文獻(xiàn):E - mail: wecming3996@ sina. com[1] 吳創(chuàng)明.城市天然氣輸配方案的選擇[J].煤氣與熱收稿日期:2005 -05-31會訊●天津舉行供熱系統(tǒng)水質(zhì)及防腐技術(shù)規(guī)程研討會為了加強(qiáng)天津市供熱系統(tǒng)水質(zhì)的管理以及提高供熱系統(tǒng)防腐技術(shù)的水平,天津市供熱辦公室和天津市建筑學(xué)會建筑熱能動力專業(yè)委員會組織召開了供熱系統(tǒng)水質(zhì)及防腐技術(shù)規(guī)程研討會。會上,來自北京的有關(guān)專家介紹了北京市率先在這方面取得的技術(shù)與經(jīng)驗(yàn)。北京市地方標(biāo)準(zhǔn)DBJ 01- -619- -2004《 供熱采暖系統(tǒng)水質(zhì)及防腐技術(shù)規(guī)程》經(jīng)北京市規(guī)劃委員會和北京市市政管理委員會批準(zhǔn),于2004年12月15日發(fā)布實(shí)施。與會專家認(rèn)為,該規(guī)程規(guī)范了供熱水質(zhì)、水處理、防腐設(shè)計和運(yùn)行管理等問題，對于減輕水質(zhì)污染造成的設(shè)備腐蝕,推動供熱體制改革和供熱計量收費(fèi),加快建筑節(jié)能,建設(shè)節(jié)約型社會有重要的意義。與會專家還結(jié)合天津市的具體情況，就北京市供熱系統(tǒng)水質(zhì)及防腐技術(shù)的經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行了認(rèn)真的討論,提出要借鑒北京市的技術(shù)與經(jīng)驗(yàn),盡快研究出天津市供熱系統(tǒng)水質(zhì)問題的解決措施。天津市供熱辦公室規(guī)劃技術(shù)處處長崔可榮同志出席了會議,并提出要組織天津市各供熱單位有關(guān)人員學(xué)習(xí)北京市在供熱水質(zhì)處理與防腐技術(shù)方面的經(jīng)驗(yàn)。(本刊通訊員供稿)