液化天然气气化站储罐增压方法探讨

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1、液化天然气气化站储罐增压方法探讨液化天然气气化站储罐增压方法探讨摘要：根据我国第一个小型液化天然气气化站的工艺设计，简要对LNG储罐的增压方法进行了探讨。1前言1999年至2000年底我院先后编制完成了淄博市液化天然气（LNG）工程的可行性研究报告、初步设计和施工图设计；目前淄博市博原燃气公司正在加紧施工，力争早日建成投产。为解决淄博市污染严重的问题，淄博博原燃气公司与中原油田会作开发建设淄博市天然气燃气工程。根据中原油田液化工厂的建设生产能力与淄博市燃气发展规划，本工程一期新建12×104Nm3/d的气化站一座，供应工业用户；二期增加供

2、气量24×104Nm3/d，供应工业用户与城镇居民；三期增加供气量24×104Nm3/d，总供气能力达到60×104Nm3/d。2气化站工艺流程简述液化天然气（简称LNG）由低温槽车[0.3MPa（绝）、-145℃]从中原油田运至淄博气化站，利用槽车自带的增压器给槽车储罐增压至0.8MPa（绝），利用压差将LNG送入LNG储罐（每台罐容积为100m3),通过储罐增压器将LNG增压至0.5MPa（绝），然后自流进入空浴式气化器，LNG吸热气化发生相变，成为天然气（简称NG）；夏季直接去管网，冬季经水浴式气化器气化后再去管网，管网压力设定为0

3、.4MPa（绝）3增压原因中原油田的LNG出厂参数为0.3MPa（绝）、-145℃；LNG储罐储存参数为0.5MPa（绝）、-145℃。为保证管网的调节作用，将管网工作压力定设为0.4MPa（绝）。运行时，随着LNG储罐内LNG的不断排出，储罐压力不断降低。当降到一定程度，达到压力平衡时，储罐内的LNG便不能排出，而导致流程断流，故必须给LNG储罐增压，维持其0.5MPa（绝）的压力，才能使气化站流程连续运行，完成气化目的。4增压方法LNG储罐增压分为液相增压和气相增压两种方法。液相增压法是利用增压器或低温泵来增大液相压力，在气化器之前加

4、大LNG压力，使进入LNG气化器的液相压力达到0.5MPa（绝）；气相增压是利用压缩机来增大气相压力，设在气化器之后加大NG的压力，使NG压力高于管网压力。天然气的气液比（体积）大约为600：1，利用压缩机进行气相压缩能耗相对大得多，故在此仅讨论液相增压方。4.l增压器增压方法4.1.l原理LNG储罐储存压力为0.5MPa（绝）。运行时，打开增压器气相低温阀，当LNG储罐压力（调节阀阅后压力）低于设定压力0.5MPa（绝）时，调节闹开启，LNG进入增压器，在增压器中与空气换热，气化为NG，进入罐内，使气相压力变大，从而将LNG储罐压力维持

5、在0.5MPa（绝）。随着LNG的不断流出，罐内液位不断下降，气相空间不断变大，压力不断降低，这样，通过增压器不断气化LNG来补充罐内压力，以维持LNG储罐的压力不变，如图1所示。4.1.2投资及运行费用一套增压器装置包括增压器一台、低温自力式调节阀一个、低温阀一个和若干管线。以淄博液化天然气工程为例，低温阀、低温自力式调节阀由日本进口，增压器为国产空浴式气化器，据日本与浙江报价，价格大约为6.7万元人民币。运行时利用空气换热，无需用电；如连续运行，需人工化霜，消耗一部分热水。4.1.3优缺点优点：增压器利用空气进行换热，气化LNG，无需

6、耗电，空气为自然能源，成本及运行费用低；对小型储罐，维持压力所需气化量小，增压器相对率高。缺点：需人工化霜，消耗一部分热水；LNG储罐内需有一定的液位高度，以达到一定压力，使LNG能自流进入增压器气化；对大型储罐，维持压力所需气化量大，增压器相对率低。4.2低温泵增压方法4.2.1原理通过低温泵将LNG液相压力增大，从而达到所需压力0.5MPa（绝）。而低温泵又分为露天式与浸没式两种。4.2.2投资及运行费用由于LNG的低温性及易燃易爆的特性，国产低温泵尚达不到要求，故目前均为进口。根据报价，一台露天式用量为12.Om3/h），低温泵约需

7、35万元人民币，一台浸没式（排量为11.4m3/h），低温泵约需58万元人民币。低温泵运行需耗电，按一年365天连续运行，一台低温泵年耗电约4.4×103kwh。4.2.3优缺点优点；压力稳定，浸没式低温泵置于LNG储罐内，完全浸没于LNG内，杜绝了LNG的损失，并可保证泵的快速启动，无密封及浸润式设计对平时的维护要求低。缺点12全文查看：泵的使用为问断使用，需经常启动，露天式低温泵由于温差大（-145℃～25℃），对泵的性能、寿命影响较大；而浸没式低温泵由于置于LNG储罐中，难以进行日常维护，对泵的性能、质量要求极高，而且不适用于本工程

8、出型储罐无法安置）；根据设计过程中的咨询情况，低温泵额定流量多数远远大于本工程流量，故不适合本工程；且成本及运行费用较高。4.3结论通过以上比较，可知低温泵不适合本工程，且投资过大；相对而言，