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摘要：本文根据LNG（液化天然气）气化站实际情况，针对现有问题提出了LNG气化站的工艺流程，进而深度分析LNG气化站的工艺设计方案，旨在确保LNG气化站运行的效率性、安全性、合理性。
关键词：LNG气化站；工艺流程；更容易设计
引言
简单来说，LNG实则就是天然气经过脱重烃、脱水、脱酸气体等一系列处理之后，应用膨胀、节流、外冷工艺，在压力和超低温作用下形成液态天然气。液态天然气自身无色无味，化学性质十分稳定，并且气体释放能力非常强。如今，LNG已经成为了城市供气的主要气源，也可以补充城市天然气供气高峰期的应急资源。由于LNG工艺的复杂性、极限性，这也对LNG气化站工艺设计提出了更高的要求，再加上大部分LNG气化站建设周期紧。需要进一步完善LNG气化站的工艺设计工作。
1、LNG气化站工艺流程分析
LNG采用低温槽车运输到气化站当中，运输槽车内部自带增压功能，可以自主为储罐增压，让二者之间产生压差从而将LNG送入到罐中。通过对LNG进行增压，再进入到空温式气化器当中，此时LNG遇到热空气会吸热升华成气体，也就是人们平时所用的天然气。如果空温式气化器出口温度较低时，可以采用加热器进行调压、调温、加臭（第一实现发觉天然气泄漏）从入到城市天然气管道中，从而实现日常供气。
2.LNG气化站工艺设计
2.1储罐设计
在储罐设计当中，需要重点考虑经济性、设计规模、建设周期、占地面积等因素。对于建多种LNG储罐设计方法中，常压储罐造价最低、占地面积小、维护便捷、运行成本低，但是保温性能不足，需采用低温泵排液，运行成本较高，施工周期长。子母罐操作便捷、施工量小，但是缺乏保温性、需投入大量绝热材料、设备投资大。单罐施工周期短、成本在可接受范围内、运行成本可控、较强的保温性、技术更加成熟，但是在实际应用中、运输中较为麻烦，需要占据较大的空间，管路多会提升成本，并且对施工技术要求高。在储罐形式选择中，需要根据实际存储量选择储罐形式，子母罐和常压储罐的存储量适用于1200-5000m3，其中子母罐存储范围在600-1750m3之间，常压储罐更高一些。真空罐带压储罐的适用量为1200m3以下。受到吊装、运输限制，单罐存储量多数为100m3，也有50m3的存储罐。
压力计算十分重要，决定了其安全性。单罐普遍工作压力标准＜0.8MPa。根据《钢质压力容器》规定，如果最高压力为0.8MPa时，则在压力设计中必须要保留一定冗余，如0.84MPa。根据储罐充装性能、LNG压力系数、罐内外真空，无特殊条件下的内罐压力设计为1.01MPa，外罐由于具备真空绝热层，要求负载性能符合标准，材料耐压性强，结合上述指标设计压力通常为-0.1MPa。
在日常操作当中，储罐温度要保持在-162.3℃，第一次使用前需要使用-196℃的液态氮制冷，而液态氮的温度（-196℃）也是设计温度标准。严格控制内罐设计参数，考虑到内罐的承受压力、承受低温，需要具备低温综合机械性能，材料选择OCr18Ni9。结合罐内压力来计算压力，设计厚度要稍高于计算厚度，厚度设计为11.1mm，厚度应为12mm。常温压力容器需要结合外罐材料选择，材料为16MnR，厚度为10mm。
为了避免由于LNG充装过量或LNG过少造成安全事故问题，需要在储罐系统上设计液位测量装置，并保证测量计的稳定性和可靠性。在充装过程中，可以直接读取液位、压力系数，如果充装达到上限，则液体会从测满口流出，提醒手动切断进料。如果充装量大于总容积的95%或小于总容积的10%会自动报警。
2.2BOG缓冲罐设计
为了能够有效回收储罐中剩余的BOG（气体天然气），让混气更加均匀，通常要将缓冲罐配备在BOG出口部位，参数设计需要结合回收槽车余量。
2.3增压器设计
如果低温液体向外溢出的情况，此时罐内压力会下降。为了提高内部压力稳定性，需要适时、适当增压。增压系统主要包括外部气源增压、低温泵增压、自增压。其中，低温泵增压需要在排液口位置设置低温泵，结合机械性能实现增压，朝向气化器中输液。但是该系统安装要求十分严格，更加适合大型供气系统当中。外部气源增压则是通过外部气源实现增压的目标，但是需要增设CNG储罐以及高压天然气系统。自增压作为最常见的增压系统，也就是将部分LNG从罐内排出，采用气化器气化处理，再会受到罐内的气相空间中，实现增压目标。
2.4气化器设计
气化器通常包括加热式气化器、环境式气化器，其中加热时气化器的热源包括热水和蒸汽，常见的是水浴式气化器，但是LNG气化站通常是采用空温式气化器，在冬季温度较低时，此时空温式气化器出口天然气温度可能低于5℃，此时则要在气化器上连接加热气化器升温处理。该气化器运行成本可控性强，但是投资成本高、整体体积大、在低温天气出口温度低。水浴式气化器体积小、投资低、出口温度稳定，但是运行成本较高。具调查统计，一台水浴式气化器每年运行成本可以购买一台温室气化器。所以除了东北地区，通常都是采用空温式气化器。在选型当中，需要结合用气高峰以及气化器气量决定。
2.5调压计量和加臭装置
调压装置需要根据气化站建设标准和设计标准。对于无特殊要求的气化站选择2路调压装置即可，包括带指挥器、超压切断自力式调压器。选择涡轮流量计，四氢噻吩作为加臭剂，采用隔膜式计量泵作为动力源，结合实际流量信号将那臭味剂加入到天然气管道当中。
2.6阀门与管道设计
（1）阀门选型
阀门必须要满足LNG输送的流量、压力要求，还需要耐低温（-196℃）。阀门材料我0Cr18Ni9。其中，采用进口减压、增压、紧急阀门，其余可以选择国产阀门。
（2）管道法兰
介质温度在≤-20℃时，选择不锈钢无缝钢管道材料（0Cr18Ni9）无缝冲压管件。法兰则是采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰，材质与上述相同；密封垫片采用金属缠绕式垫片，材料与上述相同。在介质温度大于-20℃的管道且直径≤DN200时，材料选择无缝钢管的20号钢。在管径＞DN200时，此时采用高频直缝电阻焊钢管，材质为Q235B的20号钢。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰的20号钢。密封垫盘应用柔性石墨复合垫片。在整个工艺流程当中，除了法兰，其他方面都是应用焊接连接，低温管道采用复合聚乙烯管壳、聚氨酯管托绝热处理。
（3）防治冷收缩设计
在此设计环节中，很多气化站都是采用奥氏体不锈钢材料，但通过深度调查可以发现，该材料虽然低温机械性能非常强悍，但是冷收缩率非常高，达到了3‰。在LNG管路设计中需要考虑安装因素，由于是在低温环境下安装，一旦进行低温下运行，则上下温度差可能达到180-200℃，因此存在着很大的温差以及冷收缩差应力，所以针对金属冷收缩问题可以增设“门形”低温补偿装置，这样即可实现管道冷收缩补偿。
3.LNG气化站安全设计
3.1气化系统安全设计
由于储罐自动增压和LNG气化主要是因为内部压差实现的功能，所以罐内的LNG流出量越多其压力会逐渐降低，为了能够确保压差安全性，可以采用自动生涯调节阀、储罐自增压气化器。其中，在储罐内部压力较低时自动升压调节阀会自动为储罐增压，并且结合内部压力差直接调节升压程度，在LNG流入到储罐当中时，会增压储罐内部压力，此时通过自动计量和调压即可将LNG气化气体直接传输到天然气燃气管当中，避免向外泄压而造成浪费。此外，空温式气化器需要采用“一用一备”的方法，定期交换使用，这样可以避免长期使用受冷结霜而与影响气化率。在气化器布置当中，需要根据管线布置形式合理设计，在可以保证站区美观的情况下，尽可能延长和周边建筑和临近气化器之间的距离，避免对外换热问题。
3.2消防水系统安全设计
由于LNG气化站主要是存储LNG和天然气，这些都是易燃易爆的气体和液体，并且气化站消防系统和普通建筑工程消防系统不同。如果出现了LNG火灾问题，则遇水没有任何灭火作用，还会加速LNG气化效率，火灾问题进一步恶化。在气化站中，水更多是起到冷却作用，降低储罐、设备遇到火灾时的温度，为了避免这些设备、储罐受到损害而出现泄露问题以及控制火势，则要在围堰位置设置泡沫发生器，控制LNG泄露蒸发效率。还需要在LNG气化站中设置多个可燃气体探测器，尽可能在可能出现泄露的位置都安装探测器以防后患，这些探测器需要连接储罐液相出口的紧急切断开关，如果产生了泄露问题，此时紧急切断阀会自动动作将其切断，避免LNG持续流出。对于消防水系统来说，可以选择两种方案，一是直接连接城市供水管网；二是采用室内消防水池，根据场地实际情况适宜选择，室内消火栓系统和室内消火栓系统联用，连接导致市政管网当中，并在水表井内部设置止回阀。
3.3监控系统设计
当今市场上的监控系统非常多，并且大部分都可以满足安全监控要求，以SCADA为例，此监控系统主要分为两个三个层级，上层可以获取接收站所传递的数据信息，并对数据信息进行监控和管理；中层主要是设置在站内控制室当中，可以远程操控各个设备的启停、检查设备的运行状态、可燃气体报警状态、模拟信号现场控制设备；下层主要是在管道流程当中的基础监控设备，包括电磁阀、压差探测器、温感器、热感器等设备。硬件设施是保障SCADA系统正常、有效运行的基础，整个系统可以自主完成站内信息采集，并设置运行参数可以实现自动运行控制，连接网络、调度中心互联，确保站内信息可以第一时间传输到控制终端中，并执行控制终端下达的指令自动运行。
结束语
综上所述，对于LNG气化站来说，由于LNG存储条件、运输条件较为恶劣，所以要全面加强气化站系统设计工作。在明确了LNG气化站工艺流程基础上，对储罐、BOG缓冲罐、增压器、气化器、阀门与管道等进行优化设计，这样才能够保证工程整体设计效益，保证气化站的运行稳定性和安全性，为城市居民提供更加优质的服务。
参考文献：
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