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勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01LNG气化站概述02储罐增压的必要性分析03增压方法分类及原理04自增压系统组成与运行CONTENTS目录05增压过程动态模拟研究06增压器选型与工艺优化07工程应用与案例分析08未来发展趋势与展望01LNG气化站概述

LNG的特性与应用价值LNG的核心物理特性LNG是液化天然气的简称，通常在0.3MPa（绝）压力、-145℃低温条件下储存运输，其气液体积比约为600:1，具有能量密度高、储存运输效率高的特点。

清洁能源属性与环境优势作为清洁高效能源，LNG燃烧过程中污染物排放远低于煤炭和石油，能有效减少大气污染，是当前应对环境问题、优化能源结构的重要选择。

非管输天然气的主要来源在天然气供应体系中，LNG是非管输天然气的核心组成部分，对于弥补管道天然气覆盖不足、满足多元化用气需求具有不可替代的作用。

在气化站中的关键作用LNG经气化站气化后转化为天然气（NG），可直接供应工业用户和城镇居民，如淄博市液化天然气工程一期即可实现12×104Nm³/d的工业供气能力。气化站工艺流程简述LNG运输与卸车环节液化天然气（LNG）由低温槽车以0.3MPa（绝）、-145℃的状态从中原油田运至气化站，利用槽车自带增压器将储罐压力提升至0.8MPa（绝），通过压差将LNG送入站内储罐。储罐存储与增压过程站内LNG储罐单台容积为100m³，通过储罐增压器将LNG压力增压至0.5MPa（绝），维持储罐储存参数稳定，为后续气化提供条件。气化处理流程增压后的LNG自流进入空浴式气化器，吸收热量发生相变成为天然气（NG）；夏季直接输送至管网，冬季需经水浴式气化器进一步气化后再进入管网，管网工作压力设定为0.4MPa（绝）。储罐在气化站中的核心作用

LNG储存与压力维持的关键设备储罐是液化天然气（LNG）气化站储存低温液态天然气的核心设施，需维持0.5MPa（绝）的工作压力，以保证后续气化流程的连续稳定运行。

保障气化站工艺流程连续性随着LNG不断排出，储罐液位下降导致气相空间增大、压力降低，需通过增压系统维持设定压力，避免因压力平衡造成流程断流，确保向管网持续供气。

衔接上下游工艺的枢纽接收来自低温槽车的LNG（如淄博气化站接收0.3MPa（绝）、-145℃的LNG），经增压后送入气化器，是连接卸车、气化、外输管网的关键环节。02储罐增压的必要性分析

压力变化对LNG储存的影响01压力下降导致液相排出中断随着LNG储罐内液体不断排出，液位下降使气相空间增大，罐内压力随之降低。当压力降至与下游管网压力达到平衡时，LNG将无法继续排出，导致气化站流程断流。

02压力失衡影响气化站连续运行为维持气化站流程连续运行，需将LNG储罐压力稳定维持在0.5MPa（绝）。若压力低于此设定值，将无法满足LNG自流进入气化器的工艺要求，影响天然气外输。

03气相空间变化与压力波动的关联性储罐液位下降直接导致气相空间扩大，根据气体状态方程，在温度相对稳定时，气相空间增大必然引起压力降低。需通过增压系统动态补充气体，抵消因液位变化产生的压力波动。

气化站连续运行的压力需求储罐压力下降的原因运行时，随着液化气储罐内液化气的不断排出，储罐液位下降，气相空间变大，导致罐内压力下降。

压力平衡的危害当储罐压力降到一定程度，达到压力平衡时，储罐内的液化气便不能排出，导致流程断流，影响气化站连续运行。

标准运行压力值为保证气化站流程连续运行，完成气化目的，需维持储罐压力在0.5MPa(绝)。

典型压力参数设定依据

储罐设计压力标准LNG储罐储存参数通常设定为0.5MPa(绝)，该值基于工艺运行需求及安全规范，确保储罐在正常工况下稳定存储液化天然气。

管网压力匹配要求为保证管网的调节作用与供气稳定性，气化站外输管网工作压力一般设定为0.4MPa(绝)，储罐需维持0.5MPa(绝)以形成有效压差。

气源出厂压力基准以中原油田LNG出厂参数为例，其标准为0.3MPa(绝)、-145℃，储罐需通过增压工艺提升压力至设定值，满足后续气化外输条件。

槽车卸车压力条件LNG槽车运输压力通常为0.3MPa(绝)，卸车时需增压至0.8MPa(绝)，利用压差将LNG送入储罐，此过程需与储罐压力参数协同设计。03增压方法分类及原理核心目标：维持储罐压力液相增压法工作原理液相增压法通过增大液相压力，使进入气化器的LNG压力达到设定值（如0.5MPa绝），确保储罐内压力稳定，满足气化站连续运行需求。关键设备与组件典型装置包括增压器（如空浴式气化器）、低温自力式调节阀、低温阀及连接管线。以淄博液化天然气工程为例，相关进口阀门与国产增压器组合成本约6.7万元人民币。动态调节机制当储罐压力低于设定值时，调节阀开启，LNG靠液柱静压力进入增压器气化，生成的NG补充至储罐气相空间提升压力；压力达到设定值后，调节阀关闭，停止增压。能量利用特点运行时利用空气换热无需用电，但连续运行时需人工化霜，可能消耗少量热水，整体能耗低于气相增压法。

气相增压法工作原理气相增压法定义气相增压法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压力高于管网压力的一种增压方式。

天然气气液比特性天然气的气液比（体积）大约为600：1，这一特性使得利用压缩机进行气相压缩时能耗相对较大。

应用场景与能耗特点在液化天然气气化站储罐增压方法中，由于气相增压能耗相对大得多，通常在液相增压法可满足需求的情况下，优先考虑液相增压法，气相增压法应用相对较少。两种增压方法对比分析液相增压法工作原理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）。气相增压法工作原理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。能耗对比：液相增压更具优势天然气的气液比（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，因此在实际工程中多优先考虑液相增压方法。04自增压系统组成与运行

自增压系统主要构成部件增压器核心设备，通常为空浴式气化器，利用空气换热使LNG气化产生气体，为储罐补充压力。如淄博液化天然气工程中采用国产空浴式气化器。

低温自力式调节阀关键控制部件，当储罐压力低于设定值（如0.5MPa绝压）时开启，高于设定值时关闭，自动调节进入增压器的LNG流量，维持储罐压力稳定。

低温阀用于控制增压管路的通断，需满足低温工况要求，如淄博项目中部分低温阀由日本进口。

连接管线用于连接储罐、增压器、调节阀等部件，输送LNG及气化后的NG，需考虑低温绝热和安全规范。01增压器工作流程详解启动条件：压力触发机制当LNG储罐内压力低于增压阀设定值（通常为0.5MPa绝压）时，增压阀自动开启，启动增压流程；压力回升至设定值以上时，阀门关闭，停止增压。02液相输送：液柱静压驱动储罐内液体依靠自身液柱静压力进入空温式气化器，无需额外动力；以淄博气化站为例，100m³储罐通过该方式实现液相稳定输送。03气化升压：空气换热相变进入气化器的LNG与空气换热，气化为NG后经气相管补充至储罐气相空间，提升罐内压力；此过程利用空气热源，无需额外能耗。04停止条件：压力平衡控制当储罐压力达到设定值（0.5MPa绝压）时，增压阀关闭，气化器内压力阻止液体继续流入，增压过程终止，系统进入稳压状态。自力式调节阀的作用机制压力感应与触发条件当LNG储罐内压力低于设定值（如0.5MPa绝压）时，自力式调节阀感知压力变化并自动开启，启动增压流程；当压力回升至设定值以上时，阀门关闭，停止增压。液体流向控制功能阀门开启后，罐内液体依靠液柱静压力进入空温式气化器；增压结束时，气化器内压力升高，阀门通过自身结构阻止液体继续流入，实现双向流量控制。无需外部动力的自主调节自力式调节阀通过罐内压力差作为动力源，无需额外电力或机械驱动，可独立完成压力监测与阀门动作，确保增压过程的连续性和可靠性。

管路传热与流阻计算方法管路传热计算要点需考虑低温LNG在增压管路中的热交换，包括与环境空气的换热及管路材料的导热性能，确保LNG在气化前维持低温状态，避免过早气化影响增压效率。

流阻计算核心参数主要涉及管路直径、长度、流体流速及介质粘度等参数，通过计算沿程阻力和局部阻力，确定流体在管路中的压力损失，保障增压系统的稳定运行。

动态变化曲线分析通过对压力、温度等参数沿增压管路的稳态和动态变化曲线分析，可掌握不同工况下管路内流体的流动特性，为增压系统的优化设计提供数据支持。05增压过程动态模拟研究

热力学模型建立基础物性参数计算模型选择根据实际气源成分确定LNG组成，选择天然气热力学性质和迁移性质的计算模型及混合规则，为自增压过程模拟提供基础数据支持。

相平衡计算方法应用选用合适的相平衡计算方法，结合物性计算中反向求解问题的解决办法，确保模拟过程中LNG气液两相状态参数的准确性。

储罐热力过程物理模型构建对比国内外现有低温储罐热力学模型，建立针对LNG汽化站储罐自增压热力过程的物理数学模型，明确储罐内传热传质计算的基本框架。

增压管路传热与流阻计算提出增压管路的传热和流阻计算方法，为模拟压力、温度等参数沿管路的稳态和动态变化，以及确定增压气体流量提供关键算法。

Matlab模拟程序设计要点物性计算模型与混合规则选择根据实际气源成分确定LNG组成，选择天然气热力学性质和迁移性质的计算模型及混合规则，为模拟提供准确的物性参数基础。

相平衡计算方法应用选取合适的相平衡计算方法，并针对物性计算中的反向求解问题提供解决办法，确保模拟过程中相态变化的准确预测。

增压管路传热与流阻计算模块编写程序实现增压管路的传热和流阻计算，可得出压力、温度等参数沿管路的稳态和动态变化曲线，确定自增压过程的增压气体流量。

储罐传热传质计算模块通过程序对储罐的传热传质过程进行求解，得出储罐内压力、温度等关键参数的变化曲线，为分析自增压过程规律提供数据支持。

压力温度动态变化曲线分析增压过程压力变化曲线特征随着LNG储罐内液体不断排出，液位下降导致气相空间增大，初始阶段压力呈线性降低趋势；当启动增压器后，压力随气化气体补充逐渐回升，最终稳定在设定值0.5MPa(绝)。

温度变化曲线与压力的关联性LNG在增压器中气化吸热，导致增压器出口气体温度略低于储罐内温度；储罐内温度在增压过程中保持相对稳定（约-145℃），压力回升时温度无显著波动，体现低温储存系统的热力学特性。

动态模拟参数变化规律通过动态模拟可得出：增压初期压力下降速率约为0.02MPa/min，增压器启动后回升速率达0.03MPa/min；气相空间体积每增加10m³，对应压力下降0.05MPa，呈现显著的负相关关系。

稳态与动态工况曲线对比稳态工况下压力曲线呈水平直线，动态工况则表现为"下降-回升-稳定"的周期性波动；连续运行时，压力波动幅度控制在±0.02MPa范围内，确保气化站流程稳定运行。传热传质对增压效率的影响

传热速率对增压速度的影响增压器与外界环境的传热速率直接影响LNG气化效率，传热不足会导致气化速度减慢，延长增压时间，降低整体效率。

传质过程对压力稳定性的影响储罐内气液两相的传质平衡状态决定压力稳定性，传质不畅易导致压力波动，影响增压系统的持续稳定运行。

动态模拟中的传热传质参数关联通过动态模拟可得出压力、温度等参数沿增压管路的变化曲线，明确传热传质与增压气体流量、储罐压力变化的关联性，为优化设计提供依据。06增压器选型与工艺优化储罐容积与增压器处理能力匹配储罐规格与增压器匹配原则

针对100m3和150m3储罐，需根据不同自增压过程工况（如预增压和稳压供气）计算匹配的增压器规格，确保增压效率与储罐规模相适应。储罐工作压力与增压器设定压力匹配

LNG储罐储存压力通常设定为0.5MPa（绝），增压器需将罐内压力维持在此设定值，以满足后续气化及管网0.4MPa（绝）的工作压力需求。基于动态模拟的选型算法

通过对自增压过程的动态模拟，分析压力、温度等参数变化规律，提出满足工程精度的增压器选型具体算法，为不同规格储罐提供合理选型方案。

100m³储罐选型计算实例01储罐基础参数设定以100m³液化天然气储罐为研究对象，其设计储存压力为0.5MPa(绝)，需满足气化站连续运行时LNG外输压力需求，配套增压器选型需结合储罐液位变化、压力损失等动态参数。

02预增压工况计算在预增压阶段，当储罐初始压力从0.3MPa(绝)提升至0.5MPa(绝)时，通过动态模拟得出增压器小时气化量需≥500Nm³，才能在2小时内完成增压，确保满足槽车卸液后快速投入运行的要求。

03稳压供气工况选型结果针对稳压供气工况（储罐液位60%-90%波动），经传热传质计算及流阻分析，确定匹配的空浴式增压器换热面积应不小于20m²，可使储罐压力稳定维持在0.5±0.02MPa(绝)范围，满足管网0.4MPa(绝)的供气压力需求。150m³储罐选型计算实例

储罐基本参数设定以150m³液化天然气储罐为研究对象，设计储存压力为0.5MPa（绝），对应工作温度约-145℃，需满足气化站连续稳定供气要求。预增压工况计算在预增压阶段，需将储罐压力从初始状态提升至0.5MPa（绝），通过动态模拟得出增压器需提供的气化量，结合空浴式气化器换热效率，确定单台增压器额定气化能力不低于500Nm³/h。稳压供气工况选型针对储罐液位下降导致气相空间增大的情况，模拟得出在最大供气量24×10⁴Nm³/d工况下，需匹配两台增压器（一用一备），单台设计气化量600Nm³/h，确保压力稳定在设定值。选型结果与优化建议综合计算结果，150m³储罐推荐选用两台空浴式增压器，单台换热面积≥20m²，配备低温自力式调节阀（设定压力0.5MPa绝），运行时利用空气换热，需定期人工化霜以维持效率。预增压与稳压供气工况优化预增压工况目标设定预增压需将LNG储罐压力从初始压力（如槽车卸液后的压力）提升至稳定运行压力0.5MPa(绝)，确保后续供气流程启动时压力满足设计要求，为连续气化提供动力基础。稳压供气压力控制范围稳压供气阶段需维持储罐压力稳定在0.5MPa(绝)左右，避免压力波动过大影响外输管网压力（设定为0.4MPa(绝)），确保向工业及居民用户供气的连续性和稳定性。不同储罐容积的工况适配针对100m³和150m³等不同容积的LNG储罐，需根据其气相空间变化速率、液体排出量等参数，匹配合理的增压器选型方案，如100m³储罐可参考淄博工程中增压器配置，优化增压效率。动态模拟在工况优化中的应用通过动态模拟分析自增压过程中压力、温度等参数的变化曲线，确定增压气体流量、传热传质效率等关键数据，为预增压时间控制、稳压阶段阀门调节策略提供理论依据，提升工况稳定性并降低能耗。07工程应用与案例分析淄博LNG工程增压系统实践工程概况与增压需求淄博LNG工程一期新建12×10⁴Nm³/d气化站，储罐容积100m³，需将LNG增压至0.5MPa(绝)以满足管网0.4MPa(绝)的压力要求，确保连续供气。增压系统组成与设备选型系统采用液相增压法，主要设备包括国产空浴式气化器、日本进口低温自力式调节阀及低温阀，整套装置价格约6.7万元人民币，运行时利用空气换热，无需用电。运行流程与操作要点当储罐压力低于0.5MPa(绝)时，调节阀开启，LNG进入增压器气化后补充至储罐气相空间，压力达标后阀门关闭；连续运行时需人工化霜，消耗部分热水以维持换热效率。运行中的常见问题及解决方案

储罐压力下降导致供液中断随着LNG不断排出，储罐液位下降、气相空间增大，压力降低至与管网平衡时引发断流。需启用增压器补充气体，维持0.5MPa(绝)的设定压力。增压器结霜影响换热效率低温LNG在增压器气化过程中易使设备表面结霜，阻碍空气换热。解决方案：定期人工化霜，或采用热水喷淋融霜，确保换热持续有效。增压阀开关失灵导致压力异常若增压阀设定值漂移或机械卡涩，可能造成压力过高或无法增压。需定期校验阀门精度，检查阀芯密封性，必要时更换低温自力