LNG加气站设计优化

LNG加气站设计优化

孔令超

济宁中石油昆仑能源有限公司 邮编： 273100

摘要

LNG加气站的设计问题是LNG加气站研究中的一个重要课题。针对现有设计中存在的总体技术路线不合理、工艺布局保守、经济技术指标低等问题，以工艺流程和设备选型的优化为突破口，根据LNG加气站设备的特点，分析了LNG储罐、低温潜水泵、气化器、低温管道等主要设备，对LNG加气站进行了优化设计。

关键词：加气站；LNG；优化设计

1.引言

LNG的成分与天然气相似，以甲烷为主，含有少量乙烷、丙烷、氮气等气体。与天然气相比，在储运方面具有明显的能源优势和经济性。但在使用中仍存在不合理的现象，为此本文进行了相应的优化设计，以提高电站的经济效益。

2.LNG加气站基本设计

2.1LNG加气站选址

作为设计的重要组成部分，正确的选址可以有效降低加气站的成本，提高利用率。影响LNG加气站选址的因素包括国家有关法规、当地经济发展、交通量和城市发展规划、LNG气源供应、用户需求和技术水平。

2.2影响选址的因素分析

（1）客户需求

LNG加气站的服务对象是LNG燃料汽车。目前，灌装车辆主要是公交车和重型卡车。

（2）规划当地物流业的交通流

在规划LNG加气站布局时，必须充分考虑当地物流业的发展现状和前景。当交通流量较大时，LNG加气站的选址应考虑更多的车辆加气需求。

（3）技术和安全因素

选址应充分考虑技术因素。站间距应满足加气车辆耐久性的要求。气源与加气站之间的运输时间应小于站内周转时间。加气站的加气能力应满足LNG汽车的需求。

（4）政策法规

要注意政策法规的影响。在选址、发展和改革过程中，涉及到土地等政策约束。在施工和运营过程中，应遵守安全监督、质量监督、环境保护等管理规定。政府推广LNG应用也将决定相关产业的发展速度。

2.3选址步骤

根据以上影响因素，可参照以下步骤进行选址：（1）开展现状调查，收集分析选址影响因素，为后续环节提供数据支持。（2）需求分析是对施工现场LNG加气站的需求进行分析，包括现有需求、未来需求、需求特点、需求分布等。（3）根据第一步现状调查和第二步需求分析的结果，确定服务分区，并利用选址模型确定最佳选址。

3.工艺设备优化选型及设计

3.1LNG加气站设备选型

W市LNG加气站选用真空粉末储罐，真空粉末储罐采用双层真空保温，填充珠光体，日蒸发率3‰；选用进口ACD低温离心潜水泵2台，最大转速6000r/min，最大流量340l/min；气化器1套（含1台BOG、1台卸料、1台EAG气化器）；加气机2台，带容积流量计。

3.2储罐设计

储罐结构设计采用出液管，采用热虹吸管原理设计，与LNG潜水泵配套使用，可减少潜水泵的预冷过程。罐内液体利用率高（高达95%，普通罐约80%～90%）。气相平衡管入口向下布置，使BOG利用罐内冷液再次液化，降低罐内压力升高。

3.3LNG潜液泵及泵池设计

为了保证加油站系统的工作稳定性，一般采用两泵两机的结构，即两泵两机，一台11kw的泵可以满足流量需求。一台泵卸料时，另一台泵可同时保证两台分配器的流量需求。

3.4气化器设计

为了节约能源，选用了空温式换热器。汽化器借助一排管子吸收空气中的热量，使管中的LNG受热气化。采用空气作为热源也可以节约运行成本。气化器结构采用高翅片管换热，增加了单位换热面积，减小了整体容积。翅片管之间的连接应采用桥式连接，能有效消除各部分热膨胀和冷缩引起的应力。

3.5工艺管道设计

LNG低温管道采用06cr19ni10低温不锈钢管。本文采用PIR聚异氰尿酸泡沫进行保冷，保冷层厚度设计为100mm。外墙用0.5mm铝板包裹，作为保护层。目前，PIR的保冷性能与真空管基本相同。

4.LNG加气站工艺流程优化

4.1卸车流程优化

W市站现有工艺存在罐车增压、工艺布置不合理、设备利用率低等问题。因此，需要不断优化。

改进后的工艺分析：罐内液相与泵池液相通过液相连接管连接。当需要卸载和加压时，启动LNG潜水泵。针对设备利用率低的问题，优化如下：（1）泵出口设三通，三通分别与：卸料气化器将罐内液体送入气化器增压，泵压头大于槽车内液体的自重头，以提高LNG液体进入气化器的速度，缩短卸料时间；（b）气化器用于向LNG车加气；（c）罐内液体用于卸料，罐内液体用于卸料，罐车内LNG液体的冷能可用于冷却罐，降低罐内压力以提高卸料速度。②卸料口、加气机、储罐分别与泵相连，互为备用，使每台泵具有卸料功能，使一台泵对应两台加气机。③设置相应的气动阀进行自动工艺切换：在PLC（可编程逻辑控制器）中设置控制程序，用PLC控制电磁阀向气动阀供气，控制气动阀的开、关状态，实现工艺切换。

4.2BOG站回收方法

由于加气站正常运行，空间置换产生的BOG不能减少，但卸车过程中槽车加压产生的BOG为200~300m3（视卸车后压力而定），是站内BOG的主要来源之一。本文提出了四种解决BOG的方案。

（1）直接排气。一般三级LNG加气站每天产生的BOG约为800m3。按目前陕西省天然气价格2元/m3计算，仅放空日损失1600元，按360个工作日计算，BOG年损失57万元。

（2）BOG被输送到天然气配送网络。如果加油站周围有输配气管网，可以将BOG加压进管网输送。根据加气站产生BOG的特点，气化换热器可选用100m3/h的常温气化器，BOG压缩机出口压力高4MPa。如果采用这种方法，BOG的利用率可以达到100%，但需要增加气化器、调压阀、流量计、压缩机、加臭装置等硬件投资。

（3）站内自用。储罐中的BOG由气化器加热至常温。根据站内用气量，W市站配置15人，站内建筑面积400m2。站场BOG回收后，可供采暖、炊事和生活用水。冬季采暖周期4个月，日采暖时间按12小时考虑，每平方米耗热量按80~120J/h计算，采暖效率85%。经计算，日采暖用气量45m3，采暖周期120天，年采暖用气量5400m3。根据城镇居民用气标准，站内生活用气量为0.25m3/人·日，年用气量为1350m3，天然气单价按2元/m3计算。因此，如果采用BOG站自用设备，每年可节约费用13500元。

（4）BOG再液化。氮气膨胀循环液化工艺和制冷剂换热液化工艺设备投资少，处理能力适中，更适合于LNG站的BOG再液化。氮气膨胀循环液化装置的投资比液氮冷凝工艺大，适用于气量小、产气量大的加气站。

5.安全设计

5.1主要设备、装置危险性分析

LNG低温储罐、LNG潜液泵橇、LNG加气机、卸车软管等在遭遇泄露后，只要及时关闭，泄漏量很小。但阀门、仪表、管道的泄漏，一旦发生明火，会引发火灾爆炸事故，因此必须加强监测。

5.2LNG加气站最大风险分析

LNG加气站最大的风险是LNG和工艺设备的火灾爆炸事故，因此可将此事件作为分析的首要事件。设计缺陷、自然失效、可燃气体报警失效、自动泄压装置失效、人员误操作等因素是导致LNG加气站爆炸的主要原因。

5.3安全对策措施

5.3.1总平面布置、加气站选址按照严格规定进行

加气站与周围建（构）筑物、工艺设备的防火间距不小于规范要求；根据国家有关规范，按规范设计安全距离、耐火等级等防火措施，配备专用灭火器材。5.3.2加强人员培训

注重人员保护。对危险作业人员（如救援队员）进行重点培训和工作保护，加强安全教育，树立安全第一的指导思想，消除人为因素。

结论

本文详细梳理了LNG加气站的设计要点，对加气站的选址、设备、卸料工艺、BOG回收工艺及安全设计进行了探讨。通过优化选择合理的BOG回收方案，为今后的设计提供选择，提高经济效益，保护环境。从站场安全相关装置、工艺管线、生产等方面，找出最危险因素，制定对策，从源头上降低站场风险和事故发生的概率。与现有的LNG加气站设计相比，工艺流程布置更合理，设备利用率更高，成本相对较低，经济效益更好，安全性更高。对LNG加气站的设计和施工具有相应的参考作用。

参考文献

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