1.临沂天燃燃气工程有限公司 山东临沂 276000；2.山东邦州实业发展有限公司 山东临沂 276000
摘要：近年来，随着国家环保及节能减排等政策的落实，小型LNG气化站以其灵活性、环保性、价格优势等因素，越来越受到用气企业的重视并加以应用。下面就小型LNG气化站建设进行探讨。
关键词：LNG、气化站、建设
一、适用范围
适用于为独立居民点、商业用户供气及企业自用，总储存容不大于120m 3小型液化天然气供应工程。小型液化天然气供站的总容积，应根据居民、商业户数，燃具用气设备，供气规模、服务半径和与气源距离等因素综合确定。主要分为以下几种：
1一般用户：工厂自用、独立居民、独立商业用气量与储罐匹配如下，储罐储存容积满足1天以上用气量。
2特别重要用户：用气方要求24小时不停气，停气将造成重大损失，且用气点交通条件较差，建议储罐储存容积满足3天以上用气量，见下表。
二、气化站选址注意事项
1小型液化天然气站宜布置在厂区的上风侧；
2为减少占地面积，选址时尽量采用原有厂区内道路作为回车场地；
3液化天然气站后厂区埋地管道一般选用PE管，设置于厂区道路两侧绿化带内，如管径＞250mm，采用钢管，但需增加阴极保护。
三、工艺流程
LNG气化站的主要流程有：卸车流程、储罐增压流程、气化流程、BOG回收流程、安全泄放流程、调压计量加臭流程。
1卸车流程
卸车工艺通常采用的方式有：自增压卸车方式和泵卸车方式； 一般小规模气化站设计采用站内设卸车增压器方式。气化站储罐运行压力一般为0.5-0.7MPa，卸车前须对需储液储罐减压，打开专门设置的手动BOG阀进行卸压，储罐卸压后压力为0.3-0.4MPa。槽车中的LNG在常压(经长途运输的LNG罐箱压力可能会比较高)、-162℃条件下，利用站内卸车增压器给槽车增压至0.7MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站需储液低温储罐。另外，卸车过程末段槽车内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。 卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线以及若干低温阀门。 大型气化站因使用量大通常也采用泵卸车，通过转液泵或低温潜液泵将LNG输送至储罐内，其优点是卸车时间短，缺点是耗能。
2储罐增压流程：
LNG储罐储存参数为常压、-162℃，运行时需要对LNG储罐进行增压，以维持其0.50-0.70MPa的压力，以保证正常流量。 当LNG储罐压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入储罐增压器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管进入储罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于设定压力时，调节阀关闭，储罐增压器停止气化，随着罐内LNG的排出，储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG储罐压力维持在设定压力范围内。 LNG气化站增压系统由储罐增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成，系统主要包括： 储罐增压器（空温式气化器）; 自力式增压调节阀; 其他低温阀门和仪表;
3气化流程：
气化加温工艺一般采用空温式和水浴式加热器相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季利用水浴式电加热器进行增热，可满足生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，通常采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。工程设计中多选用两组气化器切换使用，在每组空温式气化器的入口处均设有手动和气动低温阀门。空温气化器通过手动或自动连锁开关低温阀门进行切换，夏季切换周期为8小时/次；冬季切换周期为6小时/次。当出口温度低于-15℃时，低温报警自动或者手动切换空温气化器。 水浴式加热器根据热源不同，可分为热水循环加热式、燃烧加热式、电加热式等等。水浴加热器可设计1组，不备用。冬季NG出口温度低于-10℃时，低温报警并手动或自动启动水浴加热器。
4 BOG回收流程：
BOG是LNG的闪蒸汽，其主要来源有：LNG卸车后槽车内、储罐及管道长期存放LNG吸热自然蒸发的。BOG的处理：可采用直接加热调压输出的方式。 排出的BOG气体为高压低温状态，因此需设置BOG加热器并调压后进入用气管网。为了保证运行阶段储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行，储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的设定压力以及储罐的设计压力，该降压调节阀的压力可设定为高于升压调节阀设定压力，且低于储罐设计压力。手动BOG排气阀用于对接收LNG的储罐进行减压操作，适用于卸车前对储罐进行减压的情况。
5安全泄放流程：
天然气为易燃易爆物质，在温度低于-107℃时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、集中放散管组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过集中放散管高点排放，EAG加热器采用空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入集中放散管。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。 为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施。 在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。
6调压计量加臭流程：
主气化器出口天然气进入调压段，调压至所需压力，进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气输配管网。 调压段采用2+1结构或其他，主调压为双路设置，进口压力0.4-0.8MPa，出口压力10KPa（根据用户要求设置）；计量段采用1+1结构，设置气体涡轮流量计或罗茨流量计等。流量计表头可为机械的字轮显示或数显，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。加臭设备为撬装一体设备。根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。具有运行状态显示，定时报表打印等功能，运行参数可设定。
五、工程投资
本技术文件，针对2个60m3，不新建消防水池、消防泵房的小型气化站，小时供气能力3000Nm3/h。设备和安装投资如下：
1、60立方LNG储罐两台，62万；2、LNG卸车增压撬一台，3.6万；3、LNG储罐增压撬一套，2.8万；4、调压计量撬一套，12.2万；5、水浴式电加热器一台，5.5万；6、空温式气化器两台，19.2万；7、BOG加热器一台，1万；8、EAG加热器一台，1万；9、仪表风系统一套，1.5万；10、站控系统一套，6万元；11、卸车软管一套，1.2万元；12、运输吊装费一项，4万元；13、安装费一项，15万；14、设计费用，10万；共计投资约145万元。
参考文献：
[1] 《建筑设计防火规范》 GB50016-2006
[2]《汽车加油加气站设计与施工规范》 GB50156-2012
[3]《城镇燃气设计规范》 GB50028-2006
论文作者:李昌伟,李守宝
论文发表刊物:《基层建设》2016年第33期
论文发表时间:2017/3/7
标签：储罐论文; 压力论文; 加热器论文; 低温论文; 流程论文; 调节阀论文; 水浴论文; 《基层建设》2016年第33期论文;