LNG气化站工艺设计与运行管理

LNG气化站的工艺流程见图1。

图1城市LNG气化站工艺流程

②储罐自动增压与LNG气化

靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器

的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过

与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流人储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调

至0．4MPa)、计量、加臭后，送人城市中压输配管网为用户

供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)远低于0℃而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等

设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销

差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送人城市输配管网。 通常设置两组以上空温式气化器组，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时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本

组进行自然化霜备用。

在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10％)时自动增压阀关闭，增压过程结束。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增

压。

2 LNG气化站工艺设计

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。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气化站造价的主要因素有设备选型(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GB50183--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。