撒旦发一、前言
液化天然气英文简写LNG，是指液态的天然气，其主要万分为甲烷（CH4）。其特点为：（1）运输灵活，天然气液化后其体积缩小620余倍，可在公路、铁路、船舶上高效运输；（2）供气设施建设投资少，见效快、方式灵活；（3）可作为车用优质燃料；（4）可用作发电；（5）气化过程中的冷量有高效利用价值；（6）较安全可靠，燃点为650℃，气相密度0.772kg/Nm3,比空气轻，稍有泄漏即可飞散。故在日本、美国、西欧应用较为广泛，其中日本早在六十年代末就已应用了LNG。 淄博市作为山东省中部的重工业城市，建材之乡，长期以来环境污染较为严重，加之境内建材陶瓷企业较多（有上百家，1200余条辊道窑生产线），对生产中使用优质燃气需求量大，而目前人工煤气和液化石油气的供应又不能解决问题。从九九年下半年开始，中原油田就与淄博市政府接触，经充分论证，决定由中原油田生产LNG（一期产量15万Nm3/日，其中12万Nm3/日供应淄博）为淄博供气。该工程由日本赛山公司、青岛化工设计院设计，中石化第十公司和九冶二公司施工，设计规模30万Nm3/日（一期按12万m3/日供应），总投资（一期）约3500万元，站址选在淄博市淄川区杨寨镇，建成后先为该镇七家建陶工业用户（17条生产线）连续供气和10000余户居民生活供气。条件具备后，工程于去年八月底动工，今年八月底竣工验收，日前已储存LNG，运行参数正常。
二、LNG供气站的工艺设计
（一）工艺流程示意
采用日本赛山公司提供的工艺流程：
说明：
1、LNG卸车时，开启LNG槽车上的升压器升压，形成槽车与储罐之间的压差，将LNG倒入LNG储罐。
2、LNG储罐内LNG液相进入空浴气化器时，一般应开储罐区的升压器升压，将LNG液相倒入空浴气化器，LNG在其内发生相变并升温。若空浴气化器出口LNG（气相）温度低于5℃，则应开启水浴气化器将其升温，直到符合要求。
3、LNG储罐顶部的蒸发气体（BOG），倒入BOG储罐，稳压后输入供气主管网。
4、淄博LNG的储存条件：储存压力0.3MPa（绝），储存温度-145℃。
（二）LNG设备及材料的选择
1、LNG储罐：立式，几何水容积106m3，12台，内胆材质0Cr18Ni9，外层16MnR夹层充填珠光砂抽真空绝热保冷。
2、空浴气化器：气化能力1500kg/h,8台。
3、水浴气化器：气化能力4000kg/h，1台。
4、工艺中所要求的低温管道均采用0Cr18Ni9，与之相关的低温阀门
均由日本赛山公司提供，相关管道进行保冷处理。
三、LNG供气站的消防、安全设计
由于LNG供气技术的先进性、特殊性及风险性，在淄博LNG供气站的消防、安全设计中主要考虑了以下几方面：
（一）设置了消防水罐：1500m3×2。
（二）厂区设置环状供水管网，安装地上消火栓12只；LNG储罐周围设置挡液堤，安装PS40型消防水炮4台；LNG储罐顶部水幕喷淋装置。
（三）LNG储罐区设FG10型干粉灭火装置2套，干粉炮有效射程≥35m。
（四）LNG储罐区、卸车区、气化区设置排液沟，设置200m3集液池，其上安装PF4型固定式高倍泡沫灭火装置2套；设移动式高倍泡沫灭火装置2套。
（五）设置可燃气体（CH4）报警装置16套，报警信号引至中心控制室；LNG储罐进、出液管道、气化器进口管道、出站主管道上均安装紧急切断阀，异常情况自动关闭，也可在中心控制室手动开、关；相关管道、储罐均设安全阀，超压自动起跳，高点放空。
四、其他几个问题
（一）套用规范问题：由于目前我国尚无LNG供气站的设计及施工的相关规范，这给项目建设带来很多困难。我们就多次翻阅研究《城
镇燃气设计规模》（GB50028-93，98年版）和《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-92，99年版），发现《燃规》虽将天然气作为城镇气源，但没有LNG的章节，按淄博储存条件的LNG储罐应为“半冷冻式储罐”，而《石化规》只将液化烃分为“全冷冻式储罐”和“全压力式储罐”，没有“半冷冻式储罐”，经请示《石化规》国家规范管理组，确认液化烃半冷式储罐可参照《石化规》对液化烃全压力式储罐的要求进行防火设计。另外，我们组织专业技术人员多次对美国、日本等国家的LNG工程设计规范进行研讨，对日本赛山公司提供的LNG供气工艺流程进行分析，并且相关人员赴日本考查、学习，这对LNG有了更深的了解。
（二）站址选择及厂区总平面布置
在确定杨寨LNG供气站站址前，我们也选过几个站址，但都不理想，不是地下采空，就是离居民区太近。目前在杨寨供气站占地37.6亩，四周较空旷，地下没被采空，且自然地势为西高东低，厂区自然就分为高（生活区）低（生产区）两部分，由于主风向为西南风，储罐就设在下厂区的东北侧，故站址及厂区平面布置较为安全、合理。
（三）消防设配的选择及配套：我们本着安全第一，预防为主的原则，能上就上，参照了国外相关规范，结合国情，进行了充分考虑和选择配套。
（四）工程的施工及验收
1、施工前：通过招标确定施工队伍、监理队伍；设备、材料采购时或招标或比价，坚持质量第一，施工管理人员、技术人员合理分工，
吃透图纸，做到心中有数。
2、施工中：坚持施工质量优先，一切服从施工质量，一切按规范做；对施工中出现的问题，各方共同协商或报相关部门审定后方可继续施工，方方面面严把施工质量关。
3、工程验收：施工结束后，先自检合格，然后写出验收申请，按规定分别上报质量监督、公安、消防、城建公用等部门验收。由于资料齐全完备，质量可靠，工艺先进合理，验收时一次通过。
五、结束语
国家正实行“西气东输”计划，淄博市不在供气范围内，随着改革开放，淄博发展较快，对燃气的需求量越来越大。我们煤气公司不等不靠，坚持按市场经济规律办事，努力寻求新的经济增长点。我们从九九年至今建成的LNG供气工程不失为一种有益的探索。我们认为，淄博建成中国第一个卫星式LNG供气站（供气规模达百万以上人口城市），不仅为城市（特别是无管道天然气可供的城市）发展天然气提供一种新的模式，而且，在管道天然气到来时它又可作为一个有效的调峰手段。因此，顺应世界燃气发展潮流，在资源充足的前提下，发展LNG事业，不失为扩大城市燃气化的有效途径。
液化天然气气化站的预冷技术
摘要：介绍了国内LNG的应用状况、液化天然气的特性、液化天然气气化站的工艺，论述了气化站投产预冷的必要性和目的，介绍了预
冷前管道吹扫、预冷过程及预冷检查内容。
关键词：LNG气化站；预冷
1 引言
液化天然气LNG(Liquefied Natural Gas)，是天然气的液态形式，LNG更有利于远距离运输、储存，使天然气的应用范围更广。目前国内LNG的利用刚刚开始，已建成投产了中原油田的天然气液化工厂、上海浦东的天然气液化工厂及新疆广汇集团在吐哈油田的天然气液
化工厂。
同时，国家根据地域分布和能源资源供需情况，在经济发达的东南沿海(广东、福建、浙江、山东和上海)地区积极开展进口LNG的接收与利用工作。第一个试点深圳大鹏湾码头工程于2004年动工建设，每年接收300万t的LNG，码头在2006年投入商业运营。随着这些项目的实施，未来数年LNG将广泛应用于工业和民用的各个领域[1]。 LNG的应用发展在国内方兴未艾，还处于发展初期，目前国内还没有形成LNG气化站的运行安全技术标准，对生产运行进行规范和指导。LNG气化站的预冷过程作为LNG气化站建设投运的关键环节，正确的预冷技术是安全运行的重要保障，尤其应当引起重视。LNG是低温介质，在进入低温管道和设备前站内低温设施需要作好提前冷却和各种检验工作，提前发现问题，解决存在隐患，确保投产安全。上海通达能源集团有限公司目前已经建设投运了多个LNG气化站，现
将公司在LNG气化站预冷方面取得的经验作一总结。
2 LNG的基本特性
LNG是天然气的液态形式。在液化天然气工厂将油气田产出的含有甲烷的天然气经过“三脱”(即脱水、脱烃、脱酸性气等)净化处理后，采用膨胀制冷工艺或外部冷源，使甲烷变为-162℃的低温液体Ⅲ。LNG的主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丙烷、N2等物质。 LNG的密度取决于其组分，通常为430kg／m3～470kg／m3，常压下、温度为-162℃，天然气液化后体积缩小约600倍，为天然气的高效输送提供了新的途径，也扩大了天然气的利用领域。天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般天然气更加纯净，
燃烧更完全，是最清洁的能源之一。
LNG温度低，使金属产生低温收缩，容易造成管道损坏和泄漏。
3 LNG气化站工艺简介
LNG气化站是下游天然气应用时采用的主要模式，主要作用是储存、气化和输送LNG。主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化
系统及调压、计量和加臭系统。
LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG气化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求值，
然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。其工艺流程见图1
。
图1 液化天然气气化站工艺流程简图
4 预冷的必要性
LNG气化站内低温管道和低温储罐在正式进入低温液体前，要首先进行充分的冷却，即预冷过程。LNG储罐及管路通常采用奥氏体不锈钢材料。奥氏体不锈钢具有优异的低温性能，但线膨胀系数较大。在LNG温度条件下，不锈钢收缩率约为千分之三，对于304L材质管路，在工作温度为-162℃时，100m管路大约收缩300mm。因此在设计时要采取措施防止出现冷收缩引起破坏[2]。
LNG管路的收缩和补偿是一个需要细心考虑的重要问题。两个固定点之间，由于冷收缩产生的应力，可能远远超过材料的屈服点。特别是对于LNG储罐内的管道要求更加严格，一旦出现问题，将会产生严重后果。因此在管路设计时，必须考虑有效的措施来补偿。在LNG设备和管路上，为了补偿冷收缩，一般采用弯管和膨胀节。 虽然在设计时考虑了冷收缩的补偿，但是在温度变化速率较大时，还存在温度变化过快、热应力过大而使材料或连接部位产生损坏
的问题。这就要求在低温管道和设备进入低温液体前，首先进行预冷操作，确保投运安全。
5 预冷目的
检验和测试低温设备和管道的低温性能，包括：
(1)检验低温材料质量是否合格
(2)检验焊接质量
(3)检验管道冷缩量和管托支撑变化
(4)检验低温阀门的密封性
(5)使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能
6 预冷前的管道吹扫
6．1 预冷前管道吹扫的重要性
预冷前的管道吹扫一定要干净。如果吹扫不干净，将会导致阀门冻结。由于低温管道的阀门大多为焊接，法兰很少，不利于管道吹扫。因此吹扫一定要采取措施，严格控制。
6．2 管道吹扫原则
(1)施工中实行分段吹扫，分段以焊接阀门为界，注意管道施工后要及时密封，防止杂物和雨水进入。
(2)为防止碳钢管道内的铁锈、焊渣进入低温管道，碳钢管道不能向低温管道吹扫。
(3)不能向储罐内吹扫，由罐内向外吹扫。
(4)不能吹扫任何仪表设备。
(5)由于要吹扫，在安装时应当使用临时垫片，在气密前更换正
式垫片。
(6)在吹扫时要敲击管道表面和焊接部位。
(7)根据各站工艺流程制定具体吹扫方案。
6．3 吹扫合格标准
气流以20m／s速度吹向管道口附近放置的附有半湿白色毛巾的垫板，毛巾上无灰尘和杂质为合格。
7 预冷所需物资
(1)液氮
(2)便携式测温仪和便携式可燃气体报警仪
(3)铜制紧固工具及与液氮槽车卸车口连接的快装接头
(4)预冷人员所需工作服、工作鞋、防冻手套
(5)预冷需要的手表和记录表格，15分钟记录一次
8 预冷前准备工作
(1)检查阀门，确认所有阀门处于关闭状态。
(2)确认放空系统所有盲板拆除，放空系统畅通。
(3)打开所有安全阀根部阀，打开两个降压调节阀的前后阀。打开储罐气相放空根部阀。
(4)自动保护系统测试完好，全部投用。氮气系统投用，紧急切断阀全部打开。
(5)压力表根部阀全部打开。储罐液位计根部阀、气液平衡阀打开。
(6)用干燥氮气置换管道内的空气，防止预冷时阀门处有凝结水
而冻住阀门。
9 预冷原则
预冷时储罐和管道温度要逐步降低，避免急冷，防止温度骤降对设备和管件造成损伤。根据有关的操作经验，冷却速率在50℃／h比较安全。
10 预冷主要步骤
10．1 先用低温氮气预冷
(1)检查卸车软管完好状况，管内无雨水、垃圾等杂物。软管连接到槽车上，并检查连接是否牢固。
(2)将槽车压力升高，打开槽车气相阀门，检查软管连接处有无泄漏。
(3)向储罐内缓慢冲入低温氮气，待储罐压力上升至0．2MPa，关闭卸车台卸液阀门，储罐保冷15min后，打开储罐气相手动放空阀，排空氮气。升降压反复进行。
(4)判断储罐内部温度，通过测满阀放出气体，用温度计测定，至预期值时，气体预冷工作完成。
10．2 液氮预冷
(1)将储罐压力放空至微正压，关闭下部进液阀。关闭液位计平衡阀，投用液位计。
(2)缓慢打开槽车液相阀至较小开度，缓慢关小槽车气相阀，使液氮从储罐上部进液少量。控制卸车台阀门开度，轻微开启较小开度，使压力保持在0．3MPa。储罐压力升高至0．2 MPa～0．3MPa，要
及时关闭卸车台阀门，打开储罐气相手动放空泄压。反复进行此操作。
(3)通过测满阀放出气体，测量温度达到一定温度，或液位计有液位指示，可慢慢打开储罐下部进液紧急切断阀前后阀，上下同时进液。进液过程中要密切观察记录储罐压力，防止压力升高。压力升高要及时关闭下部进液阀。用手感觉储罐外体温度，确认储罐无问题。
(4)储罐的液位计达到一定值时，进液结束。
(5)储液任务完成后，关闭槽车液相阀门，打开槽车气相阀门，向储罐吹扫卸液管线。
(6)关闭槽车阀门及卸车台卸液阀门，卸下软管，注意轻拿轻放，人员要躲开。关闭卸车台阀门后应将此阀与止回阀问液体放空。
(7)关闭储罐气相手动放空阀、储罐下部进液紧急切断阀前手阀。储罐上部进液阀，待卸车LNG管道恢复常温后再关闭。
(8)利用储罐内的液氮对增压器、空浴式气化器及其低温管道进行预冷。
10．3 放空低温氮气的利用
液氮预冷时需要通过气相管放空低温氮气，这些低温氮气可以通过与其他罐相连的气相管道，对其他储罐进行预冷，可以节约液氮。 11 预冷时安全注意事项
(1)在密闭空间内液氮吸收外部热量将会导致压力急剧上升，因此在操作中要注意阀门关闭顺序，严禁出现低温液体被封闭的状况。
(2)注意检查软管连接处是否出现泄漏，人员应远离此处。
(3)注意观察管道及储罐压力上升情况。
(4)注意检查安全阀后有无结霜情况。
12 预冷时的检查内容
(1)检查低温材料有没有低温开裂现象。
(2)检查低温管道焊接部位有无裂纹，特别是法兰焊接部位。
(3)检查管道冷缩量和管托支撑变化。
(4)检查低温阀门的密封性和灵活性，检查是否冻住。
(5)检查法兰连接部位是否泄漏，螺栓是否因冷缩而使预紧力减小。
(6)液氮在储罐内放置2天～3天。观察液位变化及压力上升情况。并检测储罐预冷前后储罐真空度的变化，对储罐性能作出评价[3]。 13 结束语
通过采用以上措施，公司已经成功投产运行了9个LNG气化站，保证了安全生产。在此希望尽快形成我国LNG气化站的运行安全技术规范。
城镇中小型LNG气化站罐区消防设计
摘要：分析了LNG及LNG储罐的特点，根据国家现行的相关设计防火规范，提出了LNG气化站消防设计方案。
关键词：LNG气化站；罐区；消防设计
Fire Control Design of Tank Zone of Small and Medium LNG
Vaporizing Station in Towns
HUANG Zeng
(Nanjing Municipal Design and Research Institute Co．，Ltd．，
Nanjing 210008，China)
Abstract：The characteristics of LNG and LNG gasholder are analyzed．According to the current relevant national standards for fire control design，the scheme for fire control design of LNG vaporizing station is put forward．
Key words：LNG vaporizing station；tank zone；fire control design 小型LNG气化站通常采用2台50m3或者100m3真空绝热储罐，中型LNG气化站通常采用4～8台100m3或者150m3真空绝热储罐，单排或双排布置。由于天然气属于易燃易爆物质，因此其储罐区配置有效的消防设施是气化站安全运行的必要保障。
1 LNG性质与特点[1、2]
LNG是将气态天然气深冷至-162℃以下制得的液态天然气，是以甲烷为主并含有乙烷、丙烷等的混合物。以新疆广汇公司生产的LNG为例，液体密度为486.28kg/m3，平均相对分子质量为19.444，温度为-162.33℃。
LNG一旦泄漏，将快速气化成为气体并向周围扩散，因大量吸热使周围空气温度降低，大气中的水蒸气冷凝成为雾。天然气与空气形
成可燃气体混合物的雾团，此雾团通常是可见的，可以作为可燃性云团的示踪物，指示出云团的范围(实际可燃性云团范围还要更大一些)，能随风向远处和天空扩静当云团中天然气体积分数在5％～15％范围内遇明火则着火，云团中的天然气处于低速燃烧状态，云团内形成的压力
2 LNG储罐特点
LNG储罐为低温储罐，150m3及以下容积储罐通常采用双层真空绝热结构，真空层间充填珠光砂。50～150m3储罐典型形式为立式储罐，物料进出均口在储罐底部，外罐顶部仅有一个安全泄放口(防爆膜)；20～50m3储罐典型形式为卧式储罐，物料进出口均集中在储罐一端封头下部，安全泄放口(防爆膜)在同一端封头上部，储罐另一端封头一般无任何接口。
LNG储罐这种真空绝热结构可以控制大气环境下日蒸发率。即使储罐真空破坏，只要外罐顶部以下未破裂，超过100mm厚的珠光砂绝热层也能提供有效的隔冷保护，使储罐内LNG不会迅速气化。因此，当LNG罐区发生火灾时，及时切断LNG储罐液相出料口并迅速打开喷淋水管对储罐壁及下部进出料阀组进行喷淋保护，只要储罐不破裂就不会引起LNG大量泄漏。
3 消防设计
消防设计的原则就是以防为主，防消结合。第一是防止火灾发生，在生产区设置多个可燃气体报警探头，并和储罐液相出口紧急切断阀联锁，一旦发现泄漏紧急切断阀可立即关闭，防止LNG大量泄出；第二是一旦发生火灾能自救，消灭初期火灾，控制较大火灾，防止火灾扩大，给消防队前来灭火争取时间。
3．1 主要防火设计规范
用于LNG气化站的防火设计规范主要有：
①《建筑设计防火规范》(GB 50016--2006)；
②《城镇燃气设计规范》(GB 50028--2006)；
③《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183--2004)；
④《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—2，1999年版)。 城镇燃气设计中使用的主要专业规范就是《城镇燃气设计规范》
[3]，其次是《建筑设计防火规范》[4]。由于LNG厂站建设在我国刚刚兴起，故2004年底以前已发布的规范中尚没有专门针对 LNG厂站设计的专业规范或章节，仅在《石油化工企业设计防火规范》中有关于全冷冻式液化烃储罐(LNG储罐属于此类储罐)的消防要求。2004年11月4日发布的《石油天然气工程设计防火规范》中新增加了第十章液化天然气站场，对LNG站场布置及消防要求甚高，适用于大中型以上LNG站场。国家建设部根据城镇燃气的新发展，已经组织专家对
《城镇燃气设计规范》进行修订，新增加第9章液化天然气供应，对储罐布置及消防等都列出了具体的要求。新版《城镇燃气设计规范》(GB 50028—2006)已于2006年7月12日发布，并于2006年11月1日起实施。
作为城镇燃气气源的中小型LNG气化站，站内 LNG储存量少，液相管道管径小，即使管道受损破裂，因管道口径小、操作压力低，LNG泄漏也慢，不易在地面上形成大规模的易燃易爆低温天然气蒸气云团。因此，在设计实践中，在2005年前消防设计按《城镇燃气设计规范》中液化石油气部分设计，2005年后对储罐较多、场地较充裕的气化站按《石油天然气工程设计防火规范》中液化天然气站场消防要求在原计算消防水量基础上增加200m3／h备用消防水量，并增加消火栓数量以达到消火栓出水量满足全部消防水量的要求[5]。
3．2 预防措施
迅速切断LNG来源和减缓LNG的气化是消防设计中的第一步措施，即防止天然气沿地面扩散引发火灾，具体措施为：
①在罐区内设置多个可燃气体泄漏报警探头，重点在储罐根部阀组及操作阀组附近。
②储罐出液管根部设置遥控紧急切断阀，并和可燃气体报警实行联锁，做到一旦发现泄漏能及时切断LNG来源。
③储罐四周设置集液沟，罐区边缘设置集液池，使泄漏的LNG能沿集液沟流淌到集液池中，防止在罐区内到处流淌而迅速气化扩散。集液池边设置高倍数泡沫发生器，发生泄漏时用大量的泡沫覆盖集液池及周围，阻止LNG快速吸收周围热量迅速气化而形成可燃性天然气蒸气云团。
3．3 灭火措施
①LNG卧式罐区
一旦失火，规范要求着火罐和相邻罐必须同时喷淋[3]，着火罐全部喷淋，相邻罐一半喷淋将使设计及实际操作变得复杂。另外卧式LNG储罐筒体部分的双层密闭结构使筒体部分并不会有LNG泄出燃烧，只可能在封头一端泄漏燃烧。小型LNG储罐进出口管管径小(公称直径≤50 mm)，即使管道断裂泄漏量也有限，因此在泄漏点附近LNG会迅速气化而不会在储罐组防护墙内大面积流淌，着火点自然也会在泄漏点处。综上所述，在罐区四周布置多支多功能消防水炮更为适合，可采用一支消防水炮集中喷射着火处，其余消防水炮开花式喷射覆盖储罐和阀组。
②LNG立式罐区
立式LNG储罐高度较高，最高点通常高于18 m，采用普通消防水炮不易覆盖储罐上部，如果采用射程远的消防水炮必然流量大而且水压要求也高，不仅提高了对消防泵房和消防水池的要求，也使同一消
防管网上的消火栓需设置减压孔板。在石化行业，全冷冻式液化烃储罐通常罐顶设置喷淋水管，罐壁采用消防水炮喷淋[6]，此方式较为完善，但对消防水量和水压的要求较高，石化企业通常建有自己专属的电厂、水厂和消防队，而城镇燃气中小型 LNG气化站不具备此条件。《建筑设计防火规范》(GB 50016--2006)第9.6.5条明确规定“液化天然气储罐固定喷淋装置宜采用喷雾头，固定喷淋装置的布置必须保证喷淋时，将其储罐全部覆盖。”因此，立式LNG储罐宜设置固定式喷淋装置，根据选用的喷头特性，沿筒体上下均匀分布多层环形喷淋管道，并在储罐下部进出口阀组处架设局部喷头。同时可在罐区四周布置几支多功能消防水炮用于辅助灭火。
4 结论
LNG罐区消防喷淋水设计，对于卧式储罐采用多功能消防水炮喷淋较好，可充分利用消防水炮射程远、覆盖面广的优点。对于立式储罐，尤其是双列布置的储罐，采用在储罐上安装多层固定喷淋水环管方式，可使储罐得到全面的喷淋保护，有效保证储罐安全。 设计优化在LNG气化站建设中控制投资的作用
摘 要：优化过程贯穿于项目的整个生命周期，本文通过建设实例，讨论分析LNG气化站建设不同阶段优化设计的内容和原则，提出在功能分析基础上，推行限额设计，控制工程投资的设想。
关键词：设计优化 LNG气化站 投资控制
从2000年龙川气化站至今，公司在广东、浙江、江苏、江西等四省市投资建设了七座LNG储存气化站，规模2*50M3到4*100M3不等。参与气站设计的设计院有青岛英派尔化学工程公司、中国市政工程西北设计研究院等多家单位，虽然气化站的储存及气化工艺基本一致，但各地因规模、城市规划、站址周围环境、站区地形地质状况，以及城市公用设施对气化站的支持不同，总图布置及配套设施设计思路各有特点，投资额也就不同。
气化站建设是城市燃气项目建设的重要内容，“质量高、工期快、投资低”是每个气化站建设的基本要求，这就要求在以最优化条件实现气化站建设目标的同时，按照工程建设规律，对气化站建设全过程进行有效的计划、组织、协调和控制。
一、设计优化的重要性
优化是工程建设永恒的主题，自始至终贯穿于项目决策、项目设计和项目实施整个项目生命历程中。进行投资控制的关键在于决策和设计阶段，而在项目作出投资决策后，关键就落实在设计阶段上。据研究分析，设计阶段对投资的影响程度75%，而在施工阶段，即使通过各种技术措施，努力节约工程造价，但其对投资的影响只为5—10%。虽然设计费用在项目总体费用中的比例不足1%，但正是这1%对投资的影响到达75%以上，影响巨大。从互联网上搜索“优
化设计”条目，就能有30多万条相关网页，也足能看出优化设计在项目实施过程中的重要性。
二、优化设计的内容
1、气站方案的优化
气化站工程包括土建工程(包括给排水)、工艺设备安装工程(包括仪表电气)、消防安装工程，各部分在投资总额中所占比例不同，如吉安站：土建工程占19.1%、工艺设备安装工程14.8%、设备与主材58.5%。可见，在整个气化站的投资中设备投资占了绝大部分。
典型的气化站工艺可分为储存系统、输送系统、气化系统、调压与计量系统、消防系统、安全与控制系统和配套公用工程系统，这些系统设备的大小、处理的能力决定于气化站的供气能力，也就是说气站的设计能力和储存周期决定了气站的规模，也就决定了气化站的投资。对于土建分部来说也是一样，除综合楼外，辅助用房、消防水池、道路工程、给排水工程均与储存规模、用地面积有关。
城市的气源有主供气源、辅助气源、过渡性气源、调峰气源、备用气源等不同的形式，燃气供应对不同的气源有不同的要求，一般的对主供气源和辅助气源要求安全、稳定、可靠，对调峰气源和备用气源要求与主供气源有互换性外，要求气源供应有保障，工艺设备简单，投运时间短。因此，根据投资城市的规划、气源供应能力与方式、西气到达的期限，确定气站的性质，从合理布局、充分利用自然条件、正确选用材料及设备等各方面入手，开展多方案的设计优化、经济分析比较。从而确定气站建设的规模、形式以及投资的时机。
2、储存方案的优化
LNG气化站都有一定数量、不同规模的低温储罐，一般按容量、隔热、形状及罐的材料进行分类。不同形式的储罐有不同的要求和特点。根据不同的气站特性、规模、储存周期等因素确定不同类型、大小的储罐。从表二中可以看出，随着储存规模的增大，投资也增加，但单位储存量投资下降的更为明显。因此不同方案须进行深入的方案
技术性、经济性对比，追求项目近期目标、中期目标和气源适应性的有机统一。
3、气化工艺的优化
我公司气化站基本上采用了日本塞山公司的工艺流程，该工艺充分利用系统的气化压力变化实现气液的输送，既节约了能源又因无动
力设备，减少了危险源而大大增加了安全系数。气化方式采用空温式气化器主导、水热式补充的工艺，降低了能耗， 操作费用低廉，真正意义上实现了绿色工艺的要求。
工艺设计在满足运行和规范要求的同时需兼顾总图和操作，符合生产场所基本要求和地形特征，合理、优化配置设备资源、工艺管线和场地利用。
4、办公楼的功能界定与优化
相对而言，气化站土建安装工程的投入比较大，主要的有综合楼、辅助房、消防水池、场地工程。其中综合楼造价占了一定比例，综合楼的功能除主控室与气化站有密切关系外，其余作为办公用房。从目前我公司的情况看，因气化站一般地处偏远的市郊结合部，除个别公司外，综合楼利用率较低，在今后的工程中，可根据实际需要明确功能，优化设计。
三、设计优化的原则
1、在设计招投标的基础上推行限额设计
为保证设计质量，我公司引入了招投标制度，在公平竞争的前提下，选择合适的设计院承担设计任务，保证设计进度和质量，在控制投资方面、保证设计质量等方面取得了较好的效果。但由于在设计的收费上大多采有按投资总额的百分比来计算，与投资的节约和设计的质量与方案的优化无太大关系，存在着设计院对设计方案不认真进行经济分析，而追求高标准，或为保险起见，随意加大安全系数，造成
投资浪费的现象，比如：几个站都存在保温支架、电缆、管件大量富余的情况。与此同时，也增加了我公司工程技术人员的审核工程量。 严格按照初步设计方案和投资概算，实施限额设计有助于提高设计单位更积极的优化设计方案，在保证工程功能的前提下，取得最佳的经济效果，降低工程投入，达到控制造价的目的。
目前，我公司已投资建设了七座LNG气化站，对气化站的工艺、配置、功能有了较为深刻的认识，在对功能、价格作深入的分析基础上，提出合适的目标作为标准，推行限额设计，应该说有了一定的条件，当然这需要造价核算部门和工程、技术管理部门对每一工程从价值工程的角度进行经济分析，得出合理的造价标准等具体的技术经济指标。任何优化方案只有在经济的度量下才有真正的意义。
2、探索标准化模块设计
在功能分析的基础上将气化站基本功能的设施分解成储存区、气化区、卸车区、加臭与计量四个基本模块、把对应的辅助功能的设施
分为强、弱电管理用房模块、生产管理控制用房模块、水泵房模块等。根据公司的战略、城市的特性，明确气化站的功能，确定近阶段不同功能层次的建设标准，对每一模块实现标准化设计，再行组合，发挥限额设计的功效。
3、保证设计质量
设计质量也间接影响着投资，据统计，在工程质量事故的众多原因中，设计责任占40.1%多，高居第一位。不少产品由于缺乏优化设计，而出现功能设置不合理，影响正常使用；有的设计图纸质量差，专业设计之间相互矛盾，造成施工返工、停工的现象，如：吉安站储存区和气化区管线标高不一致；有的造成质量缺陷和安全隐患，造成投资的极大消费，如姜堰站罐间管线排列过于紧凑，管道应力大，维修不便。技术部门、工程部门技术人员应在工程设计阶段提前介入，跟踪设计进程，审核设计成果，同时在施工阶段结合现场实际审视设计细节，保证设计质量，保证设计思路的贯彻实施。
通过优化设计来控制投资是一个综合性问题，不能片面强调节约投资，正确处理技术与经 济的对立统一是控制投资的关键环节。设计中既要反对片面强调节约，忽视技术上的合理要求，使项目达不到功能的倾向，又要反对重视技术，轻经济、设计保守浪费的现象。要用价值工程的原理来进行设计方案分析，要以提高价值为目标，以功能分析为核心，以系统观念为指针，以总体效益为出发点，从而真正达到优化设计效果。
四、设计优化在施工阶段的应用
设计不可能一成不变。在实际的施工中，因现场条件的变化，或者因前期提供条件的不确定性，或者设计时考虑不周全，施工图可能存在不合理的因素，施工人员，特别是代表业主的甲方管理人员，要认真参与现场的施工管理，及时发现问题，决不能教条的执行“严格按图施工的条例”，对合理的设计建议要联系设计院进行必要的修改，对不一定正确的建议，也要要求设计院方面给予尽量的解释，一定要使业主、监理和施工单位都清楚明白设计意图，在施工中贯彻落实到位。
施工阶段的优化虽然效益没有设计阶段明显，但是工程投入最大的阶段，节约投资的潜力很大。施工方案、技术措施的优化是在施工过程中节约工程投资的捷径，合理利用当地的资源，当地成熟的施工技法，能有效提高施工效率，减少工程投入，如：吉安工程使用当地丰富的卵石资源，余姚公司采用石粉回填管沟，吉安工程采用松木桩、片石结合处理软地基方案等。这就对工程技术人员的技术能力，特别是责任心有很大要求，只有深入现场、积极思考才能有所发现、有所作为。
优化是一个逐渐深化的过程，对项目决策、项目设计、项目实施各阶段应提出适当的目标和评价标准，在合理的工程造价内追求质量与进度。气化站工程是城市燃气工程的一部分，也是投资最集中的一部分，优化工程方案，合理配置资源，既能最大限度的控制工程投资，又能合理规避风险。但对于城市燃气设施项目来说只是项目生命周期
的一部分，也不是投资最大的部分。城市管网因城市的现状、规划、用户的分布不同，更具有不确定性，也更复杂。更完善的了解用户的分布、用量，综合近期现状、远期规划，合理设置管网是我们面临的最大挑战，是我们优化工作的重点所在。
液化天然气(LNG)气化站中低温贮罐的应用
一、前言
液化天然气(LNG)是气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。液化天然气(LNG)其密度为标准状态下天然气的600多倍，是天然气的一种独特的储存和运输形式，它有利于天然气的远距离运输、有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰、有利于目前无法接通管道天然气的中小城市居民使用天然气，同时，由于天然气在液化前进行了净化处理，所以它比管道输送的天然气更为洁净。
二、液化天然气(LNG)气化站的一般工艺
目前公司在江苏姜堰、江苏沭阳、浙江余姚、广东龙川、广东阳江、江西九江、江西吉安已建立了液化天然气(LNG)气化站，这些气化站的液化天然气(LNG)目前均来自河南中原油田和新疆广汇液化天然气发展有限公司的天然气液化工厂。
气化站的主要功能如下：①液化天然气(LNG)的卸车及储存；② 将液化天然气(LNG)气化、调压后作城市燃气气源；
液化天然气(LNG)气化采用空气式气化器(自然气化)与电加热或燃气锅炉加热的水浴式气化器(强制气化)相结合的并联流程。夏季以自然气化为主，冬季用热水气化。空气式气化器为翅片管换热器，管内为液化天然气(LNG)，管外为大气。液化天然气(LNG)气化站工艺流程见图1。
气化站内主要设备为：①体积为50或100m3的低温贮罐，贮罐夹层填充珠光砂并抽真空进行绝热；② 贮罐增压气化器，气化能力为200m3/h，用于维持贮罐压力；③ 流量为1500~2500m3/h空气式气化器；④ 流量为2000m3/h电加热或燃气锅炉加热的水浴式气化器；⑤ BOG加热器，加热BOG能力为800m3/h。
由于目前通达能源股份有限公司液化天然气(LNG)气化站建立在中小城市，主要以民用为主，贮存的液化天然气(LNG)量不是很大，低温贮罐为50或100m3真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)。
三、低温贮罐的主要形式
液化天然气(LNG)低温贮罐是液化天然气(LNG)气化站的核心设备。
根据气化站的规模和贮存量的大小，低温LNG贮罐可选用小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、粉沫堆积绝热子母贮罐、真空粉沫绝热球罐、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、粉沫堆积绝热常压罐。
1、粉沫堆积绝热子母贮罐
粉沫堆积绝热子母贮罐的内罐为压力罐，材料为奥氏体不锈钢；外罐为低合金钢或碳素压力容器用钢。
图1
粉沫堆积绝热子母贮罐的结构形式参见图1所示。
粉沫堆积绝热子母贮罐是指拥有多个(三个以上)子罐并联组成的内罐，以满足大容量贮存液化天然气(LNG)的要求。多个子罐并列组装在一个大型外罐(即母罐)之中。子罐通常为立式圆筒形，外罐为立式平底拱盖圆筒形。由于外罐形状尺寸过大等原因不耐外压而无法抽真空，外罐为常压罐。绝热方式为粉末(珠光砂)堆积绝热。
子罐通常在压力容器制造厂制造完工后运抵现场吊装就位，外罐则加工成零部件运抵现场后，在现场组装。
单只子罐的几何容积通常在100～150m3之间，单只子罐的容积不宜过大，过大会导致运输吊装困难。子罐的数量通常为3～7只，因此可以组建300～1050m3的大型贮槽。
子罐可以设计成压力容器，最大工作压力可达1.8MPa，通常为0.2～
1.0MPa，根据使用压力要求而定。
1.1、粉沫堆积绝热子母贮罐的优势
(1)、依靠容器本身的压力可采用压力挤压的办法对外排液，而不需要输液泵排液。由此可获得操作简便和可靠性高的优点。
(2)、容器具备承压条件后，可采用带压贮存方式，减少贮存期间的排放损失。
(3)、粉沫堆积绝热子母贮罐的制造安装较球罐容易实现，制造安装成本较球罐低。
1.2、粉沫堆积绝热子母贮罐的不足之处
(1)、由于外罐的结构及尺寸原因夹层无法抽真空，夹层厚度通常选择800mm以上，导致保温性能与真空粉末绝热球罐相比较差。
(2)、由于夹层厚度较厚，且子罐排列的原因，设备的外形尺寸庞大。
(3)、粉沫堆积绝热子母贮罐夹层容积过大，珠光砂充满所有的夹层空间，绝热材料使用过多浪费较大。
粉沫堆积绝热子母贮罐通常适用于容积300～1000m3，工作压力为0.2～1.0MPa范围。
2、真空粉沫绝热球罐
真空粉沫绝热球罐的内罐为压力罐，材料为奥氏体不锈钢；外罐为低合金钢或碳素压力容器用钢。
真空粉沫绝热球罐的结构形式参见图2。
真空粉沫绝热球罐的内外罐均为球罐。工作状态下，内罐为内压力容器，外罐为真空外压容器．夹层通常为真空粉末绝热。
球罐的内外球壳板在压力容器制造厂加工成形后，在安装现场组装。球壳板的成形需要专用加工工装保证成形，现场安装难度大。
2.1、真空粉沫绝热球罐的优势
(1)、在相同容积条件下，球体具有最小的表面积，设备的净重最小。
(2)、球罐具有最小的表面积，则意味着传热面积最小，加之夹层可以抽真空，有利于获得最佳的绝热保温效果。
(3)、真空粉沫绝热球罐的球形特性具有最佳的耐内外压力性能。
2.2、真空粉沫绝热球罐的不足之处
(1)、加工成形需要专用加工工装保证成形，加工精度难以保证。
(2)、现场组装技术难度大，质量难以保证。
(3)、球壳虽然净重最小，但成形时材料利用率最低。
真空粉沫绝热球罐的使用范围为200～1500m3，工作压力0.2～1.0MPa。容积超过1500m3时外罐的壁厚太厚，这时外罐的制造困难。
3、粉沫堆积绝热常压罐+输液泵
粉沫堆积绝热常压罐的结构参见图3所示。
粉沫堆积绝热常压罐为立式平底拱盖双圆筒结构，内罐用于常压贮存液体，夹层充填绝热材料。外罐为常压容器，夹层无法抽真空，绝热方式为堆积绝热。
粉沫堆积绝热常压罐自身的排液压力极为有限，通常需采用输液泵加
压排液。因此，对泵的可靠性要求较高。
3.1、粉沫堆积绝热常压罐的优点
(1)、建造技术难度相比较低，容易实现。
(2)、材料利用率高，运费低，投资省。
(3)、容量适用范围宽，可达200～140000m3。
(4)、占地面积小。
(5)、维护方便。
3.2、粉沫堆积绝热常压罐的不足
(1)、由于夹层无法抽真空，保温性能较差。
(2)、排液需用低温泵加压输送，对低温液体泵的要求较高，泵的可靠性受到制约。
(3)、由于内罐为常压罐，BOG无法进入管网，需要用压缩机加压输送。
(4)、由于需要低温泵和压缩机，日常运营成本较高。
图4、600m3大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
4、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)的结构形式和技术特性参见图4和表1。
大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)为双圆筒夹套式结构，夹层充填或包扎绝热材料并抽真空，保温效果较为理想。
图4和表1给出了几何容积600m3的立式圆筒形贮罐的基本特性。
该大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)可以取代4只150m3或6只100m3LNG贮罐。
4.1、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)优点
(1)、以一台大型贮槽等容量取代多台小容量并联贮槽，可以节省3～5套贮槽配套用阀门仪表。
(2)、由于操作阀门仪表的减少，操作更加方便可靠。
(3)、占地面积大幅度减少。
(4)、设备运输吊装费大幅度降低，节省的运费和绝热材料费用可以基本满足现场安装费用。
(5)、气化站内将大幅度节省场站配套用仪表阀门管网成套费用。并使操作使用更加简化。
(6)、与球罐相比，大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)加工成形、组装技术难度比低，更易实现。
(7)、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)由于采用真空粉末绝热方式，对于容量约600m3的LNG贮槽，日蒸发率值≤0.10％。
4.2、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)缺点
大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)设备零部件在制造厂加工成形后运抵现场组装。
大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)适用于容器200～1000m3，工作压力0.2～1.0MPa范围。
5、小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)的结构形式和技术特性参见图5和表2。
图5、100m3真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)为双圆筒夹套式结构，夹层充填绝热材料并抽真空，保温效果较为理想，LNG的理论计算日蒸发率为≤0.27%/d。
图5和表2给出了几何容积100m3的立式圆筒形贮罐的基本特性。在制造厂整体制造完工的真空粉末绝热贮罐，运抵气化站现场，当LNG气化站的总贮量≤200m3时，采用真空粉末绝热贮罐可以获得缩短建站周期，减少现场安装工作量等效果。
5.1、小型真空粉末绝热贮罐的优点
(1)、贮罐可在制造厂整体制造(包括抽真空合格)完工后交付安装。产
品制造施工条件较好，有利于保证质量。
(2)、贮罐的容量≤100m3，无论公路、铁路运输均能实现。运输方便，且运费便宜。
(3)、建站周期短，投资占用期相应缩短。
5.2、小型真空粉末绝热贮罐的缺点
(1)、真空粉末绝热贮罐一般情况下各自配套一套完整的阀门仪表及增压器。对LNG贮罐而言，该套阀门、仪表及增压器的费用均在5万元以上。贮罐数量越多，这部份投资浪费越大。
(2)、多只贮罐并网联结时，并网管路阀门仪表投资仍然是一笔数目较大的投入。
(3)、占地面积浪费较大。
(4)、管网复杂，操作复杂，使安全性、可靠性下降。
(5)、设备数量多，阀门仪表多，管网复杂。会导致长期维修服务量大，费用高。
(6)、设备总运输费用高。
四、各种低温贮罐的成本比较
五、结论
通过以上分析表明，在气化站建设中考虑低温LNG储罐时，应根据LNG贮存容量、压力要求不同，其选型可参考以下原则：
(1)、如果液化天然气(LNG)为压力液体时，粉沫堆积绝热子母贮罐、真空粉沫绝热球罐、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)均可适用于压力贮存要求工况。而当液化天然气(LNG)为无压液体时，上述五种低温储罐都能使用。
(2)、从贮罐的制造成本来考虑：当采用压力贮存时，液化天然气(LNG)的贮存大于1000m3应选用粉沫堆积绝热子母贮罐。
(3)、从贮罐的制造成本来考虑：当采用无压贮存时，液化天然气(LNG)的贮存大于1000m3应粉沫堆积绝热常压罐。
(4)、从贮罐的制造成本来考虑：液化天然气(LNG)的贮存小于1000m3小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)。
LNG气化站的工艺设计
摘要：论述了液化天然气气化站的工艺流程，针对LNG气化站主要设备的工艺设计问题作了主要探讨，并介绍了LNG气化站的安全设计。
关键词：LNG气化站；工艺流程；工艺设计
Technological Design of LNG Vaporizing Station
LI Pei-ming， JIAO Wen-ling
(School of Municipal and Environmental Engineering，Harbin Institute of Technology，Harbin 150090， China)
Abstract: The article introduces technological flow of LNG
vaporizing station，mainly discusses technological design on the main facilities of LNG vaporizing station and introduces safe design in LNG vaporizing station.
Key words: LNG vaporizing station；process flow；technological design
0 引言
液化天然气(LNG)[1]是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净
化处理后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162℃条件下液化而成。液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/600。
LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。作为城市利用LNG的主要设施，LNG气化站[1-4]凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国东南沿海众多经济较发达、但能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
1 LNG气化站的工艺流程[3]
液化天然气由低温槽车运至气化站，利用槽车自带的增压器给槽车储罐增压，利用压差将LNG送入LNG储罐，进行卸车。通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器，LNG吸热气化发生相变，成为天然气。当天然气在空温式气化器出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化并调压、计量、加臭后送入城市高(中)压管网。图1为送入城市中压管网的空温式LNG气化站工艺流程图。
2 LNG气化站的工艺设计
LNG气化站的工艺设备及装置主要有LNG储罐、BOG储罐、LNG气化器及增压器、调压、计量与加臭装置、阀门与管材管件等。
2.1 LNG储罐的设计[3-5]
2.1.1 LNG储罐形式的确定
储罐形式的确定[6]考虑储存规模、设备投资、建造周期、占地面积等综合因素。目前，国内外常用的LNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存3种方式[6]。常压罐投资最省，占地面积小，维护方便，运行费用低，但保温性能较差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。子母罐运行费用低，操作简单，而保温性能较单罐差，绝热材料使用量多，占地面积较大，投资最大。单罐施工周期较短，投资居中，运行费用低，操作简单，保温效果好，可靠，技术成熟，但运输较麻烦，占地面积大，管路和阀门多。 LNG供气站采用何种储罐方式，主要取决于其储存量[4]。储存量在1200～5000m3可采用子母罐带压储存和常压储槽储存， 子母罐的单罐容积一般在600～1750m3。储存量在1200m3以下的城市LNG
气化站，基本都采用真空罐带压储存。受运输和整体吊装条件的限制，单罐容积多采用100m3，个别站用50m3。
2.1.2 设计压力与计算压力的确定
目前，绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0.8MPa。按照GB150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0.8MPa时，可取设计压力为0.84MPa。考虑到储罐的充装系数、液柱净压力和内外罐间的高真空，内罐的计算压力[6]般取为1.01MPa.外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外罐为外压容器，设计压力[3]一般取为-0.1MPa。
2.1.3 100m3LNG储罐的选材、接管设计及液位测量装置设计[3-8] 正常操作时，LNG储罐工作温度为-162.3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，取储罐的设计温度为-196℃。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，故采用0Cr18Ni9(相当于ASME标准的304)。据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11.1mm和12mm.作为常温外压容器，外罐材料选用16MnR，设计厚度为10mm。
开设在储罐内罐上的接管口有上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔等8个接管口。为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真
空后该管口被封结)。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐， 在外罐上封头设置有防爆装置。
为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置[8]，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85%)、紧急切断(充装量为罐容的95%)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10%)。
2.2 BOG缓冲罐的设计
对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。
2.3 增压器的设计
当储罐内的低温液体向外排出时，储罐内的压力会逐渐下降。为了保持储罐内的压力稳定，必须对储罐进行增压。低温容器的增压系统主要有低温泵增压系统、外部气源增压系统和自增压系统。低温泵增压系统是在排液口设置低温泵，利用泵的机械功使低温液体增压，并向气化器输液。但低温泵要求外部安装条件比较严格，不适于小型供气
系统。外部气源增压系统是利用外来的气源实现增压和排液过程，但需要额外的CNG储罐和高压天然气。自增压系统是目前各种低温储罐最常用的增压系统，是将部分的LNG排出储罐，经气化器气化后，再返回至储罐的气相空间，从而达到储罐增压的目的。
2.4 气化器的设计
LNG的气化应满足当地的气候条件及工艺要求，可选用的气化器[10]有加热式气化器和环境式气化器。加热式气化器的气化热源为蒸汽或热水等。现通常采用的加热式气化器是水浴式气化器。环境式气化器采用自然环境的热源，如大气、海水或地热水。现通常采用的环境式气化器是空温式气化器。空温式气化器是LNG供气站向城市用户供气的主要气化设施。冬季环境温度较低时，即当空温式气化器出口天然气温度低于5℃时，则需要在空温式气化器后串联加热式气化器加热天然气。
空温式气化器的优点是运行成本低，缺点是气化器体积大、投资高、在冬季和雨天气化器出口温度较低。水浴式气化器的优点是气化器体积小、投资较低、气化器出口温度稳定，缺点是运行费用很高，1台水浴式气化器的年运行费用可购买1台空温式气化器。所以，除东北等少数寒冷地区外，基本都采用空温式气化LNG流程。为了防止冬季和雨天空温式气化器出口天然气的温度低，损坏后续的管道并加大供销差，在空温式气化器的出口常串接1台水浴式加热器。空温式气化器和加热式气化器的选型，应根据高峰小时用气量和气化器的气化能力来确定。
2.5 调压计量与加臭装置设计[10]
根据LNG供气站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。计量采用涡轮流量计，加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入天然气管道中。
2.6 阀门与管道管件选型设计[3-6]
2.6.1 阀门选型设计
工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196℃的低温性能。常用的LNG阀门主要有:增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。其中增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀宜采用进口，其余可采用国产阀门。阀门材料为0Cr18Ni9。
2.6.2 管道管件法兰选型设计
(1)介质温度小于或等于-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢(GB/T149762002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0Cr18Ni9的无缝冲压管件(GB/T1245290)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG20592297)，材质为0Cr18Ni9；法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片(0Cr18Ni9)。
(2)介质温度大于-20℃的工艺管道，当管径小于或等于DN200时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163)，材质为20号钢;当管径大于DN200 时采用ERW(高频直缝电阻焊)焊接钢管[11](GB/T30412001)，材质为Q235B。管件均采用20号钢无缝冲压管件(GB/T12459290)。
法兰采用20号钢突面带颈对焊钢制管法兰(HG20592297)。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG20629297)。
LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚胺脂管托和复合聚乙烯管壳进行绝热。碳钢工艺管道作防腐处理。
2.6.3 防止冷收缩设计
用作LNG管道的奥氏体不锈钢虽具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达3‰[9]。站区LNG管路在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置对工艺管道进行冷收缩补偿。
3 LNG气化站的安全设计
对于LNG的气化供应环节，主要考虑的是安全问题，所以工程设计和LNG气化站运行的安全就是防止天然气泄漏、消除可能导致燃烧的因素以及满足LNG设备的防火及消防要求。为了防止低温LNG设备超压，引起超压排放和爆炸，在装置中还应设有BOG系统、放散系统和氮气吹扫系统等[9]。另外，由于LNG的低温特性，操作人员应做好必要的防护。
安全设计需要相关规定的限制，我国应该尽快颁布LNG设计规范，以指导LNG应用领域的设计、施工安装和运行管理。LNG气化器的选型必须考虑供气站所在地域的环境气温，对东北等寒冷地区，应采用水浴式和空温式气化器并联运行方式气化LNG。LNG储罐的工作
撒旦发一、前言
液化天然气英文简写LNG，是指液态的天然气，其主要万分为甲烷（CH4）。其特点为：（1）运输灵活，天然气液化后其体积缩小620余倍，可在公路、铁路、船舶上高效运输；（2）供气设施建设投资少，见效快、方式灵活；（3）可作为车用优质燃料；（4）可用作发电；（5）气化过程中的冷量有高效利用价值；（6）较安全可靠，燃点为650℃，气相密度0.772kg/Nm3,比空气轻，稍有泄漏即可飞散。故在日本、美国、西欧应用较为广泛，其中日本早在六十年代末就已应用了LNG。 淄博市作为山东省中部的重工业城市，建材之乡，长期以来环境污染较为严重，加之境内建材陶瓷企业较多（有上百家，1200余条辊道窑生产线），对生产中使用优质燃气需求量大，而目前人工煤气和液化石油气的供应又不能解决问题。从九九年下半年开始，中原油田就与淄博市政府接触，经充分论证，决定由中原油田生产LNG（一期产量15万Nm3/日，其中12万Nm3/日供应淄博）为淄博供气。该工程由日本赛山公司、青岛化工设计院设计，中石化第十公司和九冶二公司施工，设计规模30万Nm3/日（一期按12万m3/日供应），总投资（一期）约3500万元，站址选在淄博市淄川区杨寨镇，建成后先为该镇七家建陶工业用户（17条生产线）连续供气和10000余户居民生活供气。条件具备后，工程于去年八月底动工，今年八月底竣工验收，日前已储存LNG，运行参数正常。
二、LNG供气站的工艺设计
（一）工艺流程示意
采用日本赛山公司提供的工艺流程：
说明：
1、LNG卸车时，开启LNG槽车上的升压器升压，形成槽车与储罐之间的压差，将LNG倒入LNG储罐。
2、LNG储罐内LNG液相进入空浴气化器时，一般应开储罐区的升压器升压，将LNG液相倒入空浴气化器，LNG在其内发生相变并升温。若空浴气化器出口LNG（气相）温度低于5℃，则应开启水浴气化器将其升温，直到符合要求。
3、LNG储罐顶部的蒸发气体（BOG），倒入BOG储罐，稳压后输入供气主管网。
4、淄博LNG的储存条件：储存压力0.3MPa（绝），储存温度-145℃。
（二）LNG设备及材料的选择
1、LNG储罐：立式，几何水容积106m3，12台，内胆材质0Cr18Ni9，外层16MnR夹层充填珠光砂抽真空绝热保冷。
2、空浴气化器：气化能力1500kg/h,8台。
3、水浴气化器：气化能力4000kg/h，1台。
4、工艺中所要求的低温管道均采用0Cr18Ni9，与之相关的低温阀门
均由日本赛山公司提供，相关管道进行保冷处理。
三、LNG供气站的消防、安全设计
由于LNG供气技术的先进性、特殊性及风险性，在淄博LNG供气站的消防、安全设计中主要考虑了以下几方面：
（一）设置了消防水罐：1500m3×2。
（二）厂区设置环状供水管网，安装地上消火栓12只；LNG储罐周围设置挡液堤，安装PS40型消防水炮4台；LNG储罐顶部水幕喷淋装置。
（三）LNG储罐区设FG10型干粉灭火装置2套，干粉炮有效射程≥35m。
（四）LNG储罐区、卸车区、气化区设置排液沟，设置200m3集液池，其上安装PF4型固定式高倍泡沫灭火装置2套；设移动式高倍泡沫灭火装置2套。
（五）设置可燃气体（CH4）报警装置16套，报警信号引至中心控制室；LNG储罐进、出液管道、气化器进口管道、出站主管道上均安装紧急切断阀，异常情况自动关闭，也可在中心控制室手动开、关；相关管道、储罐均设安全阀，超压自动起跳，高点放空。
四、其他几个问题
（一）套用规范问题：由于目前我国尚无LNG供气站的设计及施工的相关规范，这给项目建设带来很多困难。我们就多次翻阅研究《城
镇燃气设计规模》（GB50028-93，98年版）和《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-92，99年版），发现《燃规》虽将天然气作为城镇气源，但没有LNG的章节，按淄博储存条件的LNG储罐应为“半冷冻式储罐”，而《石化规》只将液化烃分为“全冷冻式储罐”和“全压力式储罐”，没有“半冷冻式储罐”，经请示《石化规》国家规范管理组，确认液化烃半冷式储罐可参照《石化规》对液化烃全压力式储罐的要求进行防火设计。另外，我们组织专业技术人员多次对美国、日本等国家的LNG工程设计规范进行研讨，对日本赛山公司提供的LNG供气工艺流程进行分析，并且相关人员赴日本考查、学习，这对LNG有了更深的了解。
（二）站址选择及厂区总平面布置
在确定杨寨LNG供气站站址前，我们也选过几个站址，但都不理想，不是地下采空，就是离居民区太近。目前在杨寨供气站占地37.6亩，四周较空旷，地下没被采空，且自然地势为西高东低，厂区自然就分为高（生活区）低（生产区）两部分，由于主风向为西南风，储罐就设在下厂区的东北侧，故站址及厂区平面布置较为安全、合理。
（三）消防设配的选择及配套：我们本着安全第一，预防为主的原则，能上就上，参照了国外相关规范，结合国情，进行了充分考虑和选择配套。
（四）工程的施工及验收
1、施工前：通过招标确定施工队伍、监理队伍；设备、材料采购时或招标或比价，坚持质量第一，施工管理人员、技术人员合理分工，
吃透图纸，做到心中有数。
2、施工中：坚持施工质量优先，一切服从施工质量，一切按规范做；对施工中出现的问题，各方共同协商或报相关部门审定后方可继续施工，方方面面严把施工质量关。
3、工程验收：施工结束后，先自检合格，然后写出验收申请，按规定分别上报质量监督、公安、消防、城建公用等部门验收。由于资料齐全完备，质量可靠，工艺先进合理，验收时一次通过。
五、结束语
国家正实行“西气东输”计划，淄博市不在供气范围内，随着改革开放，淄博发展较快，对燃气的需求量越来越大。我们煤气公司不等不靠，坚持按市场经济规律办事，努力寻求新的经济增长点。我们从九九年至今建成的LNG供气工程不失为一种有益的探索。我们认为，淄博建成中国第一个卫星式LNG供气站（供气规模达百万以上人口城市），不仅为城市（特别是无管道天然气可供的城市）发展天然气提供一种新的模式，而且，在管道天然气到来时它又可作为一个有效的调峰手段。因此，顺应世界燃气发展潮流，在资源充足的前提下，发展LNG事业，不失为扩大城市燃气化的有效途径。
液化天然气气化站的预冷技术
摘要：介绍了国内LNG的应用状况、液化天然气的特性、液化天然气气化站的工艺，论述了气化站投产预冷的必要性和目的，介绍了预
冷前管道吹扫、预冷过程及预冷检查内容。
关键词：LNG气化站；预冷
1 引言
液化天然气LNG(Liquefied Natural Gas)，是天然气的液态形式，LNG更有利于远距离运输、储存，使天然气的应用范围更广。目前国内LNG的利用刚刚开始，已建成投产了中原油田的天然气液化工厂、上海浦东的天然气液化工厂及新疆广汇集团在吐哈油田的天然气液
化工厂。
同时，国家根据地域分布和能源资源供需情况，在经济发达的东南沿海(广东、福建、浙江、山东和上海)地区积极开展进口LNG的接收与利用工作。第一个试点深圳大鹏湾码头工程于2004年动工建设，每年接收300万t的LNG，码头在2006年投入商业运营。随着这些项目的实施，未来数年LNG将广泛应用于工业和民用的各个领域[1]。 LNG的应用发展在国内方兴未艾，还处于发展初期，目前国内还没有形成LNG气化站的运行安全技术标准，对生产运行进行规范和指导。LNG气化站的预冷过程作为LNG气化站建设投运的关键环节，正确的预冷技术是安全运行的重要保障，尤其应当引起重视。LNG是低温介质，在进入低温管道和设备前站内低温设施需要作好提前冷却和各种检验工作，提前发现问题，解决存在隐患，确保投产安全。上海通达能源集团有限公司目前已经建设投运了多个LNG气化站，现
将公司在LNG气化站预冷方面取得的经验作一总结。
2 LNG的基本特性
LNG是天然气的液态形式。在液化天然气工厂将油气田产出的含有甲烷的天然气经过“三脱”(即脱水、脱烃、脱酸性气等)净化处理后，采用膨胀制冷工艺或外部冷源，使甲烷变为-162℃的低温液体Ⅲ。LNG的主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丙烷、N2等物质。 LNG的密度取决于其组分，通常为430kg／m3～470kg／m3，常压下、温度为-162℃，天然气液化后体积缩小约600倍，为天然气的高效输送提供了新的途径，也扩大了天然气的利用领域。天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般天然气更加纯净，
燃烧更完全，是最清洁的能源之一。
LNG温度低，使金属产生低温收缩，容易造成管道损坏和泄漏。
3 LNG气化站工艺简介
LNG气化站是下游天然气应用时采用的主要模式，主要作用是储存、气化和输送LNG。主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化
系统及调压、计量和加臭系统。
LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG气化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求值，
然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。其工艺流程见图1
。
图1 液化天然气气化站工艺流程简图
4 预冷的必要性
LNG气化站内低温管道和低温储罐在正式进入低温液体前，要首先进行充分的冷却，即预冷过程。LNG储罐及管路通常采用奥氏体不锈钢材料。奥氏体不锈钢具有优异的低温性能，但线膨胀系数较大。在LNG温度条件下，不锈钢收缩率约为千分之三，对于304L材质管路，在工作温度为-162℃时，100m管路大约收缩300mm。因此在设计时要采取措施防止出现冷收缩引起破坏[2]。
LNG管路的收缩和补偿是一个需要细心考虑的重要问题。两个固定点之间，由于冷收缩产生的应力，可能远远超过材料的屈服点。特别是对于LNG储罐内的管道要求更加严格，一旦出现问题，将会产生严重后果。因此在管路设计时，必须考虑有效的措施来补偿。在LNG设备和管路上，为了补偿冷收缩，一般采用弯管和膨胀节。 虽然在设计时考虑了冷收缩的补偿，但是在温度变化速率较大时，还存在温度变化过快、热应力过大而使材料或连接部位产生损坏
的问题。这就要求在低温管道和设备进入低温液体前，首先进行预冷操作，确保投运安全。
5 预冷目的
检验和测试低温设备和管道的低温性能，包括：
(1)检验低温材料质量是否合格
(2)检验焊接质量
(3)检验管道冷缩量和管托支撑变化
(4)检验低温阀门的密封性
(5)使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能
6 预冷前的管道吹扫
6．1 预冷前管道吹扫的重要性
预冷前的管道吹扫一定要干净。如果吹扫不干净，将会导致阀门冻结。由于低温管道的阀门大多为焊接，法兰很少，不利于管道吹扫。因此吹扫一定要采取措施，严格控制。
6．2 管道吹扫原则
(1)施工中实行分段吹扫，分段以焊接阀门为界，注意管道施工后要及时密封，防止杂物和雨水进入。
(2)为防止碳钢管道内的铁锈、焊渣进入低温管道，碳钢管道不能向低温管道吹扫。
(3)不能向储罐内吹扫，由罐内向外吹扫。
(4)不能吹扫任何仪表设备。
(5)由于要吹扫，在安装时应当使用临时垫片，在气密前更换正
式垫片。
(6)在吹扫时要敲击管道表面和焊接部位。
(7)根据各站工艺流程制定具体吹扫方案。
6．3 吹扫合格标准
气流以20m／s速度吹向管道口附近放置的附有半湿白色毛巾的垫板，毛巾上无灰尘和杂质为合格。
7 预冷所需物资
(1)液氮
(2)便携式测温仪和便携式可燃气体报警仪
(3)铜制紧固工具及与液氮槽车卸车口连接的快装接头
(4)预冷人员所需工作服、工作鞋、防冻手套
(5)预冷需要的手表和记录表格，15分钟记录一次
8 预冷前准备工作
(1)检查阀门，确认所有阀门处于关闭状态。
(2)确认放空系统所有盲板拆除，放空系统畅通。
(3)打开所有安全阀根部阀，打开两个降压调节阀的前后阀。打开储罐气相放空根部阀。
(4)自动保护系统测试完好，全部投用。氮气系统投用，紧急切断阀全部打开。
(5)压力表根部阀全部打开。储罐液位计根部阀、气液平衡阀打开。
(6)用干燥氮气置换管道内的空气，防止预冷时阀门处有凝结水
而冻住阀门。
9 预冷原则
预冷时储罐和管道温度要逐步降低，避免急冷，防止温度骤降对设备和管件造成损伤。根据有关的操作经验，冷却速率在50℃／h比较安全。
10 预冷主要步骤
10．1 先用低温氮气预冷
(1)检查卸车软管完好状况，管内无雨水、垃圾等杂物。软管连接到槽车上，并检查连接是否牢固。
(2)将槽车压力升高，打开槽车气相阀门，检查软管连接处有无泄漏。
(3)向储罐内缓慢冲入低温氮气，待储罐压力上升至0．2MPa，关闭卸车台卸液阀门，储罐保冷15min后，打开储罐气相手动放空阀，排空氮气。升降压反复进行。
(4)判断储罐内部温度，通过测满阀放出气体，用温度计测定，至预期值时，气体预冷工作完成。
10．2 液氮预冷
(1)将储罐压力放空至微正压，关闭下部进液阀。关闭液位计平衡阀，投用液位计。
(2)缓慢打开槽车液相阀至较小开度，缓慢关小槽车气相阀，使液氮从储罐上部进液少量。控制卸车台阀门开度，轻微开启较小开度，使压力保持在0．3MPa。储罐压力升高至0．2 MPa～0．3MPa，要
及时关闭卸车台阀门，打开储罐气相手动放空泄压。反复进行此操作。
(3)通过测满阀放出气体，测量温度达到一定温度，或液位计有液位指示，可慢慢打开储罐下部进液紧急切断阀前后阀，上下同时进液。进液过程中要密切观察记录储罐压力，防止压力升高。压力升高要及时关闭下部进液阀。用手感觉储罐外体温度，确认储罐无问题。
(4)储罐的液位计达到一定值时，进液结束。
(5)储液任务完成后，关闭槽车液相阀门，打开槽车气相阀门，向储罐吹扫卸液管线。
(6)关闭槽车阀门及卸车台卸液阀门，卸下软管，注意轻拿轻放，人员要躲开。关闭卸车台阀门后应将此阀与止回阀问液体放空。
(7)关闭储罐气相手动放空阀、储罐下部进液紧急切断阀前手阀。储罐上部进液阀，待卸车LNG管道恢复常温后再关闭。
(8)利用储罐内的液氮对增压器、空浴式气化器及其低温管道进行预冷。
10．3 放空低温氮气的利用
液氮预冷时需要通过气相管放空低温氮气，这些低温氮气可以通过与其他罐相连的气相管道，对其他储罐进行预冷，可以节约液氮。 11 预冷时安全注意事项
(1)在密闭空间内液氮吸收外部热量将会导致压力急剧上升，因此在操作中要注意阀门关闭顺序，严禁出现低温液体被封闭的状况。
(2)注意检查软管连接处是否出现泄漏，人员应远离此处。
(3)注意观察管道及储罐压力上升情况。
(4)注意检查安全阀后有无结霜情况。
12 预冷时的检查内容
(1)检查低温材料有没有低温开裂现象。
(2)检查低温管道焊接部位有无裂纹，特别是法兰焊接部位。
(3)检查管道冷缩量和管托支撑变化。
(4)检查低温阀门的密封性和灵活性，检查是否冻住。
(5)检查法兰连接部位是否泄漏，螺栓是否因冷缩而使预紧力减小。
(6)液氮在储罐内放置2天～3天。观察液位变化及压力上升情况。并检测储罐预冷前后储罐真空度的变化，对储罐性能作出评价[3]。 13 结束语
通过采用以上措施，公司已经成功投产运行了9个LNG气化站，保证了安全生产。在此希望尽快形成我国LNG气化站的运行安全技术规范。
城镇中小型LNG气化站罐区消防设计
摘要：分析了LNG及LNG储罐的特点，根据国家现行的相关设计防火规范，提出了LNG气化站消防设计方案。
关键词：LNG气化站；罐区；消防设计
Fire Control Design of Tank Zone of Small and Medium LNG
Vaporizing Station in Towns
HUANG Zeng
(Nanjing Municipal Design and Research Institute Co．，Ltd．，
Nanjing 210008，China)
Abstract：The characteristics of LNG and LNG gasholder are analyzed．According to the current relevant national standards for fire control design，the scheme for fire control design of LNG vaporizing station is put forward．
Key words：LNG vaporizing station；tank zone；fire control design 小型LNG气化站通常采用2台50m3或者100m3真空绝热储罐，中型LNG气化站通常采用4～8台100m3或者150m3真空绝热储罐，单排或双排布置。由于天然气属于易燃易爆物质，因此其储罐区配置有效的消防设施是气化站安全运行的必要保障。
1 LNG性质与特点[1、2]
LNG是将气态天然气深冷至-162℃以下制得的液态天然气，是以甲烷为主并含有乙烷、丙烷等的混合物。以新疆广汇公司生产的LNG为例，液体密度为486.28kg/m3，平均相对分子质量为19.444，温度为-162.33℃。
LNG一旦泄漏，将快速气化成为气体并向周围扩散，因大量吸热使周围空气温度降低，大气中的水蒸气冷凝成为雾。天然气与空气形
成可燃气体混合物的雾团，此雾团通常是可见的，可以作为可燃性云团的示踪物，指示出云团的范围(实际可燃性云团范围还要更大一些)，能随风向远处和天空扩静当云团中天然气体积分数在5％～15％范围内遇明火则着火，云团中的天然气处于低速燃烧状态，云团内形成的压力
2 LNG储罐特点
LNG储罐为低温储罐，150m3及以下容积储罐通常采用双层真空绝热结构，真空层间充填珠光砂。50～150m3储罐典型形式为立式储罐，物料进出均口在储罐底部，外罐顶部仅有一个安全泄放口(防爆膜)；20～50m3储罐典型形式为卧式储罐，物料进出口均集中在储罐一端封头下部，安全泄放口(防爆膜)在同一端封头上部，储罐另一端封头一般无任何接口。
LNG储罐这种真空绝热结构可以控制大气环境下日蒸发率。即使储罐真空破坏，只要外罐顶部以下未破裂，超过100mm厚的珠光砂绝热层也能提供有效的隔冷保护，使储罐内LNG不会迅速气化。因此，当LNG罐区发生火灾时，及时切断LNG储罐液相出料口并迅速打开喷淋水管对储罐壁及下部进出料阀组进行喷淋保护，只要储罐不破裂就不会引起LNG大量泄漏。
3 消防设计
消防设计的原则就是以防为主，防消结合。第一是防止火灾发生，在生产区设置多个可燃气体报警探头，并和储罐液相出口紧急切断阀联锁，一旦发现泄漏紧急切断阀可立即关闭，防止LNG大量泄出；第二是一旦发生火灾能自救，消灭初期火灾，控制较大火灾，防止火灾扩大，给消防队前来灭火争取时间。
3．1 主要防火设计规范
用于LNG气化站的防火设计规范主要有：
①《建筑设计防火规范》(GB 50016--2006)；
②《城镇燃气设计规范》(GB 50028--2006)；
③《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183--2004)；
④《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—2，1999年版)。 城镇燃气设计中使用的主要专业规范就是《城镇燃气设计规范》
[3]，其次是《建筑设计防火规范》[4]。由于LNG厂站建设在我国刚刚兴起，故2004年底以前已发布的规范中尚没有专门针对 LNG厂站设计的专业规范或章节，仅在《石油化工企业设计防火规范》中有关于全冷冻式液化烃储罐(LNG储罐属于此类储罐)的消防要求。2004年11月4日发布的《石油天然气工程设计防火规范》中新增加了第十章液化天然气站场，对LNG站场布置及消防要求甚高，适用于大中型以上LNG站场。国家建设部根据城镇燃气的新发展，已经组织专家对
《城镇燃气设计规范》进行修订，新增加第9章液化天然气供应，对储罐布置及消防等都列出了具体的要求。新版《城镇燃气设计规范》(GB 50028—2006)已于2006年7月12日发布，并于2006年11月1日起实施。
作为城镇燃气气源的中小型LNG气化站，站内 LNG储存量少，液相管道管径小，即使管道受损破裂，因管道口径小、操作压力低，LNG泄漏也慢，不易在地面上形成大规模的易燃易爆低温天然气蒸气云团。因此，在设计实践中，在2005年前消防设计按《城镇燃气设计规范》中液化石油气部分设计，2005年后对储罐较多、场地较充裕的气化站按《石油天然气工程设计防火规范》中液化天然气站场消防要求在原计算消防水量基础上增加200m3／h备用消防水量，并增加消火栓数量以达到消火栓出水量满足全部消防水量的要求[5]。
3．2 预防措施
迅速切断LNG来源和减缓LNG的气化是消防设计中的第一步措施，即防止天然气沿地面扩散引发火灾，具体措施为：
①在罐区内设置多个可燃气体泄漏报警探头，重点在储罐根部阀组及操作阀组附近。
②储罐出液管根部设置遥控紧急切断阀，并和可燃气体报警实行联锁，做到一旦发现泄漏能及时切断LNG来源。
③储罐四周设置集液沟，罐区边缘设置集液池，使泄漏的LNG能沿集液沟流淌到集液池中，防止在罐区内到处流淌而迅速气化扩散。集液池边设置高倍数泡沫发生器，发生泄漏时用大量的泡沫覆盖集液池及周围，阻止LNG快速吸收周围热量迅速气化而形成可燃性天然气蒸气云团。
3．3 灭火措施
①LNG卧式罐区
一旦失火，规范要求着火罐和相邻罐必须同时喷淋[3]，着火罐全部喷淋，相邻罐一半喷淋将使设计及实际操作变得复杂。另外卧式LNG储罐筒体部分的双层密闭结构使筒体部分并不会有LNG泄出燃烧，只可能在封头一端泄漏燃烧。小型LNG储罐进出口管管径小(公称直径≤50 mm)，即使管道断裂泄漏量也有限，因此在泄漏点附近LNG会迅速气化而不会在储罐组防护墙内大面积流淌，着火点自然也会在泄漏点处。综上所述，在罐区四周布置多支多功能消防水炮更为适合，可采用一支消防水炮集中喷射着火处，其余消防水炮开花式喷射覆盖储罐和阀组。
②LNG立式罐区
立式LNG储罐高度较高，最高点通常高于18 m，采用普通消防水炮不易覆盖储罐上部，如果采用射程远的消防水炮必然流量大而且水压要求也高，不仅提高了对消防泵房和消防水池的要求，也使同一消
防管网上的消火栓需设置减压孔板。在石化行业，全冷冻式液化烃储罐通常罐顶设置喷淋水管，罐壁采用消防水炮喷淋[6]，此方式较为完善，但对消防水量和水压的要求较高，石化企业通常建有自己专属的电厂、水厂和消防队，而城镇燃气中小型 LNG气化站不具备此条件。《建筑设计防火规范》(GB 50016--2006)第9.6.5条明确规定“液化天然气储罐固定喷淋装置宜采用喷雾头，固定喷淋装置的布置必须保证喷淋时，将其储罐全部覆盖。”因此，立式LNG储罐宜设置固定式喷淋装置，根据选用的喷头特性，沿筒体上下均匀分布多层环形喷淋管道，并在储罐下部进出口阀组处架设局部喷头。同时可在罐区四周布置几支多功能消防水炮用于辅助灭火。
4 结论
LNG罐区消防喷淋水设计，对于卧式储罐采用多功能消防水炮喷淋较好，可充分利用消防水炮射程远、覆盖面广的优点。对于立式储罐，尤其是双列布置的储罐，采用在储罐上安装多层固定喷淋水环管方式，可使储罐得到全面的喷淋保护，有效保证储罐安全。 设计优化在LNG气化站建设中控制投资的作用
摘 要：优化过程贯穿于项目的整个生命周期，本文通过建设实例，讨论分析LNG气化站建设不同阶段优化设计的内容和原则，提出在功能分析基础上，推行限额设计，控制工程投资的设想。
关键词：设计优化 LNG气化站 投资控制
从2000年龙川气化站至今，公司在广东、浙江、江苏、江西等四省市投资建设了七座LNG储存气化站，规模2*50M3到4*100M3不等。参与气站设计的设计院有青岛英派尔化学工程公司、中国市政工程西北设计研究院等多家单位，虽然气化站的储存及气化工艺基本一致，但各地因规模、城市规划、站址周围环境、站区地形地质状况，以及城市公用设施对气化站的支持不同，总图布置及配套设施设计思路各有特点，投资额也就不同。
气化站建设是城市燃气项目建设的重要内容，“质量高、工期快、投资低”是每个气化站建设的基本要求，这就要求在以最优化条件实现气化站建设目标的同时，按照工程建设规律，对气化站建设全过程进行有效的计划、组织、协调和控制。
一、设计优化的重要性
优化是工程建设永恒的主题，自始至终贯穿于项目决策、项目设计和项目实施整个项目生命历程中。进行投资控制的关键在于决策和设计阶段，而在项目作出投资决策后，关键就落实在设计阶段上。据研究分析，设计阶段对投资的影响程度75%，而在施工阶段，即使通过各种技术措施，努力节约工程造价，但其对投资的影响只为5—10%。虽然设计费用在项目总体费用中的比例不足1%，但正是这1%对投资的影响到达75%以上，影响巨大。从互联网上搜索“优
化设计”条目，就能有30多万条相关网页，也足能看出优化设计在项目实施过程中的重要性。
二、优化设计的内容
1、气站方案的优化
气化站工程包括土建工程(包括给排水)、工艺设备安装工程(包括仪表电气)、消防安装工程，各部分在投资总额中所占比例不同，如吉安站：土建工程占19.1%、工艺设备安装工程14.8%、设备与主材58.5%。可见，在整个气化站的投资中设备投资占了绝大部分。
典型的气化站工艺可分为储存系统、输送系统、气化系统、调压与计量系统、消防系统、安全与控制系统和配套公用工程系统，这些系统设备的大小、处理的能力决定于气化站的供气能力，也就是说气站的设计能力和储存周期决定了气站的规模，也就决定了气化站的投资。对于土建分部来说也是一样，除综合楼外，辅助用房、消防水池、道路工程、给排水工程均与储存规模、用地面积有关。
城市的气源有主供气源、辅助气源、过渡性气源、调峰气源、备用气源等不同的形式，燃气供应对不同的气源有不同的要求，一般的对主供气源和辅助气源要求安全、稳定、可靠，对调峰气源和备用气源要求与主供气源有互换性外，要求气源供应有保障，工艺设备简单，投运时间短。因此，根据投资城市的规划、气源供应能力与方式、西气到达的期限，确定气站的性质，从合理布局、充分利用自然条件、正确选用材料及设备等各方面入手，开展多方案的设计优化、经济分析比较。从而确定气站建设的规模、形式以及投资的时机。
2、储存方案的优化
LNG气化站都有一定数量、不同规模的低温储罐，一般按容量、隔热、形状及罐的材料进行分类。不同形式的储罐有不同的要求和特点。根据不同的气站特性、规模、储存周期等因素确定不同类型、大小的储罐。从表二中可以看出，随着储存规模的增大，投资也增加，但单位储存量投资下降的更为明显。因此不同方案须进行深入的方案
技术性、经济性对比，追求项目近期目标、中期目标和气源适应性的有机统一。
3、气化工艺的优化
我公司气化站基本上采用了日本塞山公司的工艺流程，该工艺充分利用系统的气化压力变化实现气液的输送，既节约了能源又因无动
力设备，减少了危险源而大大增加了安全系数。气化方式采用空温式气化器主导、水热式补充的工艺，降低了能耗， 操作费用低廉，真正意义上实现了绿色工艺的要求。
工艺设计在满足运行和规范要求的同时需兼顾总图和操作，符合生产场所基本要求和地形特征，合理、优化配置设备资源、工艺管线和场地利用。
4、办公楼的功能界定与优化
相对而言，气化站土建安装工程的投入比较大，主要的有综合楼、辅助房、消防水池、场地工程。其中综合楼造价占了一定比例，综合楼的功能除主控室与气化站有密切关系外，其余作为办公用房。从目前我公司的情况看，因气化站一般地处偏远的市郊结合部，除个别公司外，综合楼利用率较低，在今后的工程中，可根据实际需要明确功能，优化设计。
三、设计优化的原则
1、在设计招投标的基础上推行限额设计
为保证设计质量，我公司引入了招投标制度，在公平竞争的前提下，选择合适的设计院承担设计任务，保证设计进度和质量，在控制投资方面、保证设计质量等方面取得了较好的效果。但由于在设计的收费上大多采有按投资总额的百分比来计算，与投资的节约和设计的质量与方案的优化无太大关系，存在着设计院对设计方案不认真进行经济分析，而追求高标准，或为保险起见，随意加大安全系数，造成
投资浪费的现象，比如：几个站都存在保温支架、电缆、管件大量富余的情况。与此同时，也增加了我公司工程技术人员的审核工程量。 严格按照初步设计方案和投资概算，实施限额设计有助于提高设计单位更积极的优化设计方案，在保证工程功能的前提下，取得最佳的经济效果，降低工程投入，达到控制造价的目的。
目前，我公司已投资建设了七座LNG气化站，对气化站的工艺、配置、功能有了较为深刻的认识，在对功能、价格作深入的分析基础上，提出合适的目标作为标准，推行限额设计，应该说有了一定的条件，当然这需要造价核算部门和工程、技术管理部门对每一工程从价值工程的角度进行经济分析，得出合理的造价标准等具体的技术经济指标。任何优化方案只有在经济的度量下才有真正的意义。
2、探索标准化模块设计
在功能分析的基础上将气化站基本功能的设施分解成储存区、气化区、卸车区、加臭与计量四个基本模块、把对应的辅助功能的设施
分为强、弱电管理用房模块、生产管理控制用房模块、水泵房模块等。根据公司的战略、城市的特性，明确气化站的功能，确定近阶段不同功能层次的建设标准，对每一模块实现标准化设计，再行组合，发挥限额设计的功效。
3、保证设计质量
设计质量也间接影响着投资，据统计，在工程质量事故的众多原因中，设计责任占40.1%多，高居第一位。不少产品由于缺乏优化设计，而出现功能设置不合理，影响正常使用；有的设计图纸质量差，专业设计之间相互矛盾，造成施工返工、停工的现象，如：吉安站储存区和气化区管线标高不一致；有的造成质量缺陷和安全隐患，造成投资的极大消费，如姜堰站罐间管线排列过于紧凑，管道应力大，维修不便。技术部门、工程部门技术人员应在工程设计阶段提前介入，跟踪设计进程，审核设计成果，同时在施工阶段结合现场实际审视设计细节，保证设计质量，保证设计思路的贯彻实施。
通过优化设计来控制投资是一个综合性问题，不能片面强调节约投资，正确处理技术与经 济的对立统一是控制投资的关键环节。设计中既要反对片面强调节约，忽视技术上的合理要求，使项目达不到功能的倾向，又要反对重视技术，轻经济、设计保守浪费的现象。要用价值工程的原理来进行设计方案分析，要以提高价值为目标，以功能分析为核心，以系统观念为指针，以总体效益为出发点，从而真正达到优化设计效果。
四、设计优化在施工阶段的应用
设计不可能一成不变。在实际的施工中，因现场条件的变化，或者因前期提供条件的不确定性，或者设计时考虑不周全，施工图可能存在不合理的因素，施工人员，特别是代表业主的甲方管理人员，要认真参与现场的施工管理，及时发现问题，决不能教条的执行“严格按图施工的条例”，对合理的设计建议要联系设计院进行必要的修改，对不一定正确的建议，也要要求设计院方面给予尽量的解释，一定要使业主、监理和施工单位都清楚明白设计意图，在施工中贯彻落实到位。
施工阶段的优化虽然效益没有设计阶段明显，但是工程投入最大的阶段，节约投资的潜力很大。施工方案、技术措施的优化是在施工过程中节约工程投资的捷径，合理利用当地的资源，当地成熟的施工技法，能有效提高施工效率，减少工程投入，如：吉安工程使用当地丰富的卵石资源，余姚公司采用石粉回填管沟，吉安工程采用松木桩、片石结合处理软地基方案等。这就对工程技术人员的技术能力，特别是责任心有很大要求，只有深入现场、积极思考才能有所发现、有所作为。
优化是一个逐渐深化的过程，对项目决策、项目设计、项目实施各阶段应提出适当的目标和评价标准，在合理的工程造价内追求质量与进度。气化站工程是城市燃气工程的一部分，也是投资最集中的一部分，优化工程方案，合理配置资源，既能最大限度的控制工程投资，又能合理规避风险。但对于城市燃气设施项目来说只是项目生命周期
的一部分，也不是投资最大的部分。城市管网因城市的现状、规划、用户的分布不同，更具有不确定性，也更复杂。更完善的了解用户的分布、用量，综合近期现状、远期规划，合理设置管网是我们面临的最大挑战，是我们优化工作的重点所在。
液化天然气(LNG)气化站中低温贮罐的应用
一、前言
液化天然气(LNG)是气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。液化天然气(LNG)其密度为标准状态下天然气的600多倍，是天然气的一种独特的储存和运输形式，它有利于天然气的远距离运输、有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰、有利于目前无法接通管道天然气的中小城市居民使用天然气，同时，由于天然气在液化前进行了净化处理，所以它比管道输送的天然气更为洁净。
二、液化天然气(LNG)气化站的一般工艺
目前公司在江苏姜堰、江苏沭阳、浙江余姚、广东龙川、广东阳江、江西九江、江西吉安已建立了液化天然气(LNG)气化站，这些气化站的液化天然气(LNG)目前均来自河南中原油田和新疆广汇液化天然气发展有限公司的天然气液化工厂。
气化站的主要功能如下：①液化天然气(LNG)的卸车及储存；② 将液化天然气(LNG)气化、调压后作城市燃气气源；
液化天然气(LNG)气化采用空气式气化器(自然气化)与电加热或燃气锅炉加热的水浴式气化器(强制气化)相结合的并联流程。夏季以自然气化为主，冬季用热水气化。空气式气化器为翅片管换热器，管内为液化天然气(LNG)，管外为大气。液化天然气(LNG)气化站工艺流程见图1。
气化站内主要设备为：①体积为50或100m3的低温贮罐，贮罐夹层填充珠光砂并抽真空进行绝热；② 贮罐增压气化器，气化能力为200m3/h，用于维持贮罐压力；③ 流量为1500~2500m3/h空气式气化器；④ 流量为2000m3/h电加热或燃气锅炉加热的水浴式气化器；⑤ BOG加热器，加热BOG能力为800m3/h。
由于目前通达能源股份有限公司液化天然气(LNG)气化站建立在中小城市，主要以民用为主，贮存的液化天然气(LNG)量不是很大，低温贮罐为50或100m3真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)。
三、低温贮罐的主要形式
液化天然气(LNG)低温贮罐是液化天然气(LNG)气化站的核心设备。
根据气化站的规模和贮存量的大小，低温LNG贮罐可选用小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、粉沫堆积绝热子母贮罐、真空粉沫绝热球罐、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、粉沫堆积绝热常压罐。
1、粉沫堆积绝热子母贮罐
粉沫堆积绝热子母贮罐的内罐为压力罐，材料为奥氏体不锈钢；外罐为低合金钢或碳素压力容器用钢。
图1
粉沫堆积绝热子母贮罐的结构形式参见图1所示。
粉沫堆积绝热子母贮罐是指拥有多个(三个以上)子罐并联组成的内罐，以满足大容量贮存液化天然气(LNG)的要求。多个子罐并列组装在一个大型外罐(即母罐)之中。子罐通常为立式圆筒形，外罐为立式平底拱盖圆筒形。由于外罐形状尺寸过大等原因不耐外压而无法抽真空，外罐为常压罐。绝热方式为粉末(珠光砂)堆积绝热。
子罐通常在压力容器制造厂制造完工后运抵现场吊装就位，外罐则加工成零部件运抵现场后，在现场组装。
单只子罐的几何容积通常在100～150m3之间，单只子罐的容积不宜过大，过大会导致运输吊装困难。子罐的数量通常为3～7只，因此可以组建300～1050m3的大型贮槽。
子罐可以设计成压力容器，最大工作压力可达1.8MPa，通常为0.2～
1.0MPa，根据使用压力要求而定。
1.1、粉沫堆积绝热子母贮罐的优势
(1)、依靠容器本身的压力可采用压力挤压的办法对外排液，而不需要输液泵排液。由此可获得操作简便和可靠性高的优点。
(2)、容器具备承压条件后，可采用带压贮存方式，减少贮存期间的排放损失。
(3)、粉沫堆积绝热子母贮罐的制造安装较球罐容易实现，制造安装成本较球罐低。
1.2、粉沫堆积绝热子母贮罐的不足之处
(1)、由于外罐的结构及尺寸原因夹层无法抽真空，夹层厚度通常选择800mm以上，导致保温性能与真空粉末绝热球罐相比较差。
(2)、由于夹层厚度较厚，且子罐排列的原因，设备的外形尺寸庞大。
(3)、粉沫堆积绝热子母贮罐夹层容积过大，珠光砂充满所有的夹层空间，绝热材料使用过多浪费较大。
粉沫堆积绝热子母贮罐通常适用于容积300～1000m3，工作压力为0.2～1.0MPa范围。
2、真空粉沫绝热球罐
真空粉沫绝热球罐的内罐为压力罐，材料为奥氏体不锈钢；外罐为低合金钢或碳素压力容器用钢。
真空粉沫绝热球罐的结构形式参见图2。
真空粉沫绝热球罐的内外罐均为球罐。工作状态下，内罐为内压力容器，外罐为真空外压容器．夹层通常为真空粉末绝热。
球罐的内外球壳板在压力容器制造厂加工成形后，在安装现场组装。球壳板的成形需要专用加工工装保证成形，现场安装难度大。
2.1、真空粉沫绝热球罐的优势
(1)、在相同容积条件下，球体具有最小的表面积，设备的净重最小。
(2)、球罐具有最小的表面积，则意味着传热面积最小，加之夹层可以抽真空，有利于获得最佳的绝热保温效果。
(3)、真空粉沫绝热球罐的球形特性具有最佳的耐内外压力性能。
2.2、真空粉沫绝热球罐的不足之处
(1)、加工成形需要专用加工工装保证成形，加工精度难以保证。
(2)、现场组装技术难度大，质量难以保证。
(3)、球壳虽然净重最小，但成形时材料利用率最低。
真空粉沫绝热球罐的使用范围为200～1500m3，工作压力0.2～1.0MPa。容积超过1500m3时外罐的壁厚太厚，这时外罐的制造困难。
3、粉沫堆积绝热常压罐+输液泵
粉沫堆积绝热常压罐的结构参见图3所示。
粉沫堆积绝热常压罐为立式平底拱盖双圆筒结构，内罐用于常压贮存液体，夹层充填绝热材料。外罐为常压容器，夹层无法抽真空，绝热方式为堆积绝热。
粉沫堆积绝热常压罐自身的排液压力极为有限，通常需采用输液泵加
压排液。因此，对泵的可靠性要求较高。
3.1、粉沫堆积绝热常压罐的优点
(1)、建造技术难度相比较低，容易实现。
(2)、材料利用率高，运费低，投资省。
(3)、容量适用范围宽，可达200～140000m3。
(4)、占地面积小。
(5)、维护方便。
3.2、粉沫堆积绝热常压罐的不足
(1)、由于夹层无法抽真空，保温性能较差。
(2)、排液需用低温泵加压输送，对低温液体泵的要求较高，泵的可靠性受到制约。
(3)、由于内罐为常压罐，BOG无法进入管网，需要用压缩机加压输送。
(4)、由于需要低温泵和压缩机，日常运营成本较高。
图4、600m3大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
4、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)的结构形式和技术特性参见图4和表1。
大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)为双圆筒夹套式结构，夹层充填或包扎绝热材料并抽真空，保温效果较为理想。
图4和表1给出了几何容积600m3的立式圆筒形贮罐的基本特性。
该大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)可以取代4只150m3或6只100m3LNG贮罐。
4.1、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)优点
(1)、以一台大型贮槽等容量取代多台小容量并联贮槽，可以节省3～5套贮槽配套用阀门仪表。
(2)、由于操作阀门仪表的减少，操作更加方便可靠。
(3)、占地面积大幅度减少。
(4)、设备运输吊装费大幅度降低，节省的运费和绝热材料费用可以基本满足现场安装费用。
(5)、气化站内将大幅度节省场站配套用仪表阀门管网成套费用。并使操作使用更加简化。
(6)、与球罐相比，大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)加工成形、组装技术难度比低，更易实现。
(7)、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)由于采用真空粉末绝热方式，对于容量约600m3的LNG贮槽，日蒸发率值≤0.10％。
4.2、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)缺点
大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)设备零部件在制造厂加工成形后运抵现场组装。
大形真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)适用于容器200～1000m3，工作压力0.2～1.0MPa范围。
5、小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)的结构形式和技术特性参见图5和表2。
图5、100m3真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)
小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)为双圆筒夹套式结构，夹层充填绝热材料并抽真空，保温效果较为理想，LNG的理论计算日蒸发率为≤0.27%/d。
图5和表2给出了几何容积100m3的立式圆筒形贮罐的基本特性。在制造厂整体制造完工的真空粉末绝热贮罐，运抵气化站现场，当LNG气化站的总贮量≤200m3时，采用真空粉末绝热贮罐可以获得缩短建站周期，减少现场安装工作量等效果。
5.1、小型真空粉末绝热贮罐的优点
(1)、贮罐可在制造厂整体制造(包括抽真空合格)完工后交付安装。产
品制造施工条件较好，有利于保证质量。
(2)、贮罐的容量≤100m3，无论公路、铁路运输均能实现。运输方便，且运费便宜。
(3)、建站周期短，投资占用期相应缩短。
5.2、小型真空粉末绝热贮罐的缺点
(1)、真空粉末绝热贮罐一般情况下各自配套一套完整的阀门仪表及增压器。对LNG贮罐而言，该套阀门、仪表及增压器的费用均在5万元以上。贮罐数量越多，这部份投资浪费越大。
(2)、多只贮罐并网联结时，并网管路阀门仪表投资仍然是一笔数目较大的投入。
(3)、占地面积浪费较大。
(4)、管网复杂，操作复杂，使安全性、可靠性下降。
(5)、设备数量多，阀门仪表多，管网复杂。会导致长期维修服务量大，费用高。
(6)、设备总运输费用高。
四、各种低温贮罐的成本比较
五、结论
通过以上分析表明，在气化站建设中考虑低温LNG储罐时，应根据LNG贮存容量、压力要求不同，其选型可参考以下原则：
(1)、如果液化天然气(LNG)为压力液体时，粉沫堆积绝热子母贮罐、真空粉沫绝热球罐、大型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)、小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)均可适用于压力贮存要求工况。而当液化天然气(LNG)为无压液体时，上述五种低温储罐都能使用。
(2)、从贮罐的制造成本来考虑：当采用压力贮存时，液化天然气(LNG)的贮存大于1000m3应选用粉沫堆积绝热子母贮罐。
(3)、从贮罐的制造成本来考虑：当采用无压贮存时，液化天然气(LNG)的贮存大于1000m3应粉沫堆积绝热常压罐。
(4)、从贮罐的制造成本来考虑：液化天然气(LNG)的贮存小于1000m3小型真空粉沫绝热贮罐(圆筒型)。
LNG气化站的工艺设计
摘要：论述了液化天然气气化站的工艺流程，针对LNG气化站主要设备的工艺设计问题作了主要探讨，并介绍了LNG气化站的安全设计。
关键词：LNG气化站；工艺流程；工艺设计
Technological Design of LNG Vaporizing Station
LI Pei-ming， JIAO Wen-ling
(School of Municipal and Environmental Engineering，Harbin Institute of Technology，Harbin 150090， China)
Abstract: The article introduces technological flow of LNG
vaporizing station，mainly discusses technological design on the main facilities of LNG vaporizing station and introduces safe design in LNG vaporizing station.
Key words: LNG vaporizing station；process flow；technological design
0 引言
液化天然气(LNG)[1]是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净
化处理后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162℃条件下液化而成。液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/600。
LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。作为城市利用LNG的主要设施，LNG气化站[1-4]凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国东南沿海众多经济较发达、但能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
1 LNG气化站的工艺流程[3]
液化天然气由低温槽车运至气化站，利用槽车自带的增压器给槽车储罐增压，利用压差将LNG送入LNG储罐，进行卸车。通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器，LNG吸热气化发生相变，成为天然气。当天然气在空温式气化器出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化并调压、计量、加臭后送入城市高(中)压管网。图1为送入城市中压管网的空温式LNG气化站工艺流程图。
2 LNG气化站的工艺设计
LNG气化站的工艺设备及装置主要有LNG储罐、BOG储罐、LNG气化器及增压器、调压、计量与加臭装置、阀门与管材管件等。
2.1 LNG储罐的设计[3-5]
2.1.1 LNG储罐形式的确定
储罐形式的确定[6]考虑储存规模、设备投资、建造周期、占地面积等综合因素。目前，国内外常用的LNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存3种方式[6]。常压罐投资最省，占地面积小，维护方便，运行费用低，但保温性能较差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。子母罐运行费用低，操作简单，而保温性能较单罐差，绝热材料使用量多，占地面积较大，投资最大。单罐施工周期较短，投资居中，运行费用低，操作简单，保温效果好，可靠，技术成熟，但运输较麻烦，占地面积大，管路和阀门多。 LNG供气站采用何种储罐方式，主要取决于其储存量[4]。储存量在1200～5000m3可采用子母罐带压储存和常压储槽储存， 子母罐的单罐容积一般在600～1750m3。储存量在1200m3以下的城市LNG
气化站，基本都采用真空罐带压储存。受运输和整体吊装条件的限制，单罐容积多采用100m3，个别站用50m3。
2.1.2 设计压力与计算压力的确定
目前，绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0.8MPa。按照GB150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0.8MPa时，可取设计压力为0.84MPa。考虑到储罐的充装系数、液柱净压力和内外罐间的高真空，内罐的计算压力[6]般取为1.01MPa.外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外罐为外压容器，设计压力[3]一般取为-0.1MPa。
2.1.3 100m3LNG储罐的选材、接管设计及液位测量装置设计[3-8] 正常操作时，LNG储罐工作温度为-162.3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，取储罐的设计温度为-196℃。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，故采用0Cr18Ni9(相当于ASME标准的304)。据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11.1mm和12mm.作为常温外压容器，外罐材料选用16MnR，设计厚度为10mm。
开设在储罐内罐上的接管口有上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔等8个接管口。为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真
空后该管口被封结)。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐， 在外罐上封头设置有防爆装置。
为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置[8]，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85%)、紧急切断(充装量为罐容的95%)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10%)。
2.2 BOG缓冲罐的设计
对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。
2.3 增压器的设计
当储罐内的低温液体向外排出时，储罐内的压力会逐渐下降。为了保持储罐内的压力稳定，必须对储罐进行增压。低温容器的增压系统主要有低温泵增压系统、外部气源增压系统和自增压系统。低温泵增压系统是在排液口设置低温泵，利用泵的机械功使低温液体增压，并向气化器输液。但低温泵要求外部安装条件比较严格，不适于小型供气
系统。外部气源增压系统是利用外来的气源实现增压和排液过程，但需要额外的CNG储罐和高压天然气。自增压系统是目前各种低温储罐最常用的增压系统，是将部分的LNG排出储罐，经气化器气化后，再返回至储罐的气相空间，从而达到储罐增压的目的。
2.4 气化器的设计
LNG的气化应满足当地的气候条件及工艺要求，可选用的气化器[10]有加热式气化器和环境式气化器。加热式气化器的气化热源为蒸汽或热水等。现通常采用的加热式气化器是水浴式气化器。环境式气化器采用自然环境的热源，如大气、海水或地热水。现通常采用的环境式气化器是空温式气化器。空温式气化器是LNG供气站向城市用户供气的主要气化设施。冬季环境温度较低时，即当空温式气化器出口天然气温度低于5℃时，则需要在空温式气化器后串联加热式气化器加热天然气。
空温式气化器的优点是运行成本低，缺点是气化器体积大、投资高、在冬季和雨天气化器出口温度较低。水浴式气化器的优点是气化器体积小、投资较低、气化器出口温度稳定，缺点是运行费用很高，1台水浴式气化器的年运行费用可购买1台空温式气化器。所以，除东北等少数寒冷地区外，基本都采用空温式气化LNG流程。为了防止冬季和雨天空温式气化器出口天然气的温度低，损坏后续的管道并加大供销差，在空温式气化器的出口常串接1台水浴式加热器。空温式气化器和加热式气化器的选型，应根据高峰小时用气量和气化器的气化能力来确定。
2.5 调压计量与加臭装置设计[10]
根据LNG供气站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。计量采用涡轮流量计，加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入天然气管道中。
2.6 阀门与管道管件选型设计[3-6]
2.6.1 阀门选型设计
工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196℃的低温性能。常用的LNG阀门主要有:增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。其中增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀宜采用进口，其余可采用国产阀门。阀门材料为0Cr18Ni9。
2.6.2 管道管件法兰选型设计
(1)介质温度小于或等于-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢(GB/T149762002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0Cr18Ni9的无缝冲压管件(GB/T1245290)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG20592297)，材质为0Cr18Ni9；法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片(0Cr18Ni9)。
(2)介质温度大于-20℃的工艺管道，当管径小于或等于DN200时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163)，材质为20号钢;当管径大于DN200 时采用ERW(高频直缝电阻焊)焊接钢管[11](GB/T30412001)，材质为Q235B。管件均采用20号钢无缝冲压管件(GB/T12459290)。
法兰采用20号钢突面带颈对焊钢制管法兰(HG20592297)。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG20629297)。
LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚胺脂管托和复合聚乙烯管壳进行绝热。碳钢工艺管道作防腐处理。
2.6.3 防止冷收缩设计
用作LNG管道的奥氏体不锈钢虽具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达3‰[9]。站区LNG管路在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置对工艺管道进行冷收缩补偿。
3 LNG气化站的安全设计
对于LNG的气化供应环节，主要考虑的是安全问题，所以工程设计和LNG气化站运行的安全就是防止天然气泄漏、消除可能导致燃烧的因素以及满足LNG设备的防火及消防要求。为了防止低温LNG设备超压，引起超压排放和爆炸，在装置中还应设有BOG系统、放散系统和氮气吹扫系统等[9]。另外，由于LNG的低温特性，操作人员应做好必要的防护。
安全设计需要相关规定的限制，我国应该尽快颁布LNG设计规范，以指导LNG应用领域的设计、施工安装和运行管理。LNG气化器的选型必须考虑供气站所在地域的环境气温，对东北等寒冷地区，应采用水浴式和空温式气化器并联运行方式气化LNG。LNG储罐的工作