LNG加氣站與LNG氣化站合建的技術難點計算分析

阮芮彬

（中機國際工程設計研究院有限責任公司，湖南長沙 410000）

0 引言

LNG（天然氣）汽車在環境保護、節能、安全方面具有顯著優勢，同時可以較為靈活地切換使用汽油或柴油（單燒或混燒）[1]。2018年7月，國務院發布《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，計劃中要求各大企業大力推進國三及以下排放標準營運柴油重卡提前淘汰更新，確立LNG重卡今后發展趨勢。

2019年3月25日，國家工業和信息化部裝備工業發展中心發布關于重型燃氣車輛產品實施國六排放標準的通知。通知中明確指出2019年7月1日，LNG重卡產品執行國六a階段排放要求。此舉意味著國六排放已經進入落地階段，“高配版”國六b也將逐漸進入落地階段[2]。

大力發展LNG重卡的同時也對LNG加氣站的配套提出了要求。目前，許多地級市沒有LNG汽車加氣站，縣級市或縣城擁有LNG汽車加氣站更是鳳毛麟角。LNG汽車加氣站發展緩慢和分布不均，嚴重影響了國家推行LNG重卡的步伐，新建LNG加氣站已迫在眉睫。

1 建設合建站的優勢和技術難點

天然氣屬于易燃易爆甲類氣體，建設一座LNG加氣站有著嚴格的安全間距要求，因此尋找一塊適合建站的土地比較困難。根據GB 18218—2018《危險化學品重大危險源辨識》第4.1.2條，天然氣總量超過50 t屬于重大危險源。作為政府主管部門，增加一個重大危險源對城鎮將增加一定風險。對于建設方，由于目前LNG重卡沒有普及，盲目建站很難收回成本。這些因素導致LNG加氣站發展緩慢。目前絕大多數城鎮（特別是管道氣沒有覆蓋的區域）都有天然氣儲配站和LNG氣化站。根據GB 50156—2012《汽車加油加氣站設計與施工規范》（2014年版）第3.0.6條，“CNG加氣站、LNG加氣站與城鎮天然氣儲配站、LNG氣化站的合建站，以及CNG加氣站與城鎮天然氣接收門站的合建站，其設計與施工除應符合本規范的規定外，尚應符合現行國家標準GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》的相關規定。”因此，LNG加氣站與LNG氣化站是可以合建的[3]。如果利用現有LNG氣化站的儲罐作為LNG加氣站的氣源，則只需擴建加氣區即可。這樣不需另行選址，可提升土地利用率，又將重大危險源合并，降低對城鎮的風險，還能減少建設方的投資。但是將兩者合并建設主要存在以下技術難點：一是合建站等級劃分和防火間距確認；二是管道熱補償計算；三是管道保冷層厚度計算；四是管道BOG量計算和處理辦法。下文將結合國家相關標準規范和工程設計手冊，對這4個問題進行計算分析。

2 合建站等級劃分和防火間距確認

GB 50156—2012《汽車加油加氣站設計與施工規范》（2014年版）第3.0.15條，根據儲罐總容積和單罐容積，將LNG加氣站劃分為3個等級，其中最高等級總容積不超過120 m3且單罐容積不超過60 m3。GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》第9.2.4條，根據儲罐總容積，將LNG氣化站劃分為7個等級，其中最高等級總容積不超過2000 m3。以上可以看出，規范對LNG氣化站和LNG加氣站容積限制要求差別較大，LNG氣化站的儲存容積比LNG加氣站大很多，但兩本規范都沒有給出LNG加氣站與LNG氣化站合建站（以下簡稱合建站）等級劃分的相關規定，也沒有規定LNG加氣站與LNG氣化站合建的方式。合建站大部分容積承擔向城鎮居民的供氣，因此合建站等級劃分應參照GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》。合建站應分為生產區、生產輔助區和加氣作業區等3個區域。3個區域應用圍墻分隔，其安全間距同時參照以上兩本規范，如兩規范對同一建筑均有要求，以防火間距大者為準。站內建筑物之間的間距還應滿足GB 50016—2014《建筑設計防火規范》（2018年版）的要求。

3 管道熱補償計算

城市中LNG加氣站一般設置2臺LNG加氣機，單臺加氣機最大流量為170 L/min。考慮同時工作，根據《燃氣工程設計手冊（第二版）》，LNG工藝管道最大流速控制在7 m/s，則通過式（1）計算最小管徑。

式中 di——管內徑，mm

qv——操作條件下流體的體積流量，m3/h

v——流體流速，m/s

本例中，qv取20.4 m3/h，v取7 m/s，計算得di=22.7 mm，選擇D60×4不銹鋼無縫鋼管可以滿足要求。氣化站儲罐距工藝設備的安全間距較加氣站大，導致合建站的輸送LNG管道變長，輸送LNG時管道將降溫收縮，極大可能會導致管道拉斷，因此應設置自然補償來抵抗管道產生的收縮應變。以某縣合建站為例，進行分析計算，該站LNG輸送管道長度為40 m，施工時溫度為常溫20 ℃，管道最低溫度是在液氮預冷試驗時-196 ℃，管道材料為06Cr19Ni10，則通過式（2）計算管道變形量。

式中 ΔL——管道變形量，mm

α——線膨脹系數，10－3/℃

Δt——最大溫差，℃

L——管道長度，m

根據GB 50316—2000《工業金屬管道設計規范》（2008年版），奧氏體不銹鋼-196～20 ℃的平均線膨脹系數為15.5。本例中，Δt取216 ℃，L取40 m，計算得ΔL=134 mm。根據《動力管道設計手冊》，采用Z形折角彎自然補償，如圖1所示。

短臂長度l按式（3）和（4）計算。

式中 l——Z形自然補償短臂長度，m

ΔL——管道變形量，mm

E——管道材料的彈性模量，MPa

Dw——管道外徑，mm

［σbw］——彎曲應力，MPa

本例中，ΔL取134 mm，Dw取60 mm。根據GB 50316—2000《工業金屬管道設計規范》（2008年版），奧氏體不銹鋼-196～20 ℃的平均彈性模量為2.03×105，根據GB 50316—2000《工業金屬管道設計規范》（2008年版），本例中，［σbw］取117。當L1=L2時，短臂長度最短，n=2。計算得l=4.96 m，取5 m。這樣就在LNG輸送管道上消除了因管道過長和溫降過大產生的變形，配合固定支架使用，則不會對前端儲罐區管道和后端加氣區管道產生受力影響，管道布置如圖2所示。

圖1 Z 形折角彎自然補償示意

4 管道保冷層厚度計算

LNG管道的運行溫度為-162 ℃，與環境溫差過大將導致冷量的大量散失。因此必須對LNG管道進行保冷設計。采用聚異三聚氰酸酯（PIR）作為絕熱材料，保冷結構做法參照《燃氣工程設計手冊（第二版）》（圖3）。

圖2 管道平面布置

圖3 保冷結構做法大樣

目前很多設計人員進行管道保冷設計時，沒有按照規范和手冊嚴格計算，往往根據經驗確定。如果厚度不足將造成冷量損失過大，BOG過多，嚴重時將引發安全事故；厚度過大則造成材料浪費。因此設計前必須計算嚴謹。以某縣合建站為例，根據GB 50264—2013《工業設備及管道絕熱工程設計規范》，最大允許冷損失量［Q］應根據當地氣象條件下最熱月露點溫度Td確定。通過查詢某縣的氣象資料得知，該縣極端最高溫度Ta為39.2 ℃，夏季相對濕度為59%，通過比照焓濕圖得出夏季露點溫度Td為31 ℃。Ta-Td=8.2＞4.5，則取［Q］=-4.5αs，其中，αs為絕熱層外表面與周圍空氣的換熱系數，取8.141 W/（m2·K），因此保冷結構外表面允許最低溫度為34.7 ℃。保冷結構的表面防護層、防潮層和不銹鋼管的厚度約為保冷層的幾十分之一，導熱系數為保冷層的近千倍，因此防護層、防潮層和不銹鋼管的熱阻只有保冷層的幾萬分之一。通過簡化計算模型，不計算保冷結構表面防護層、防潮層和不銹鋼管的熱阻將不影響計算結果的準確性。保冷層外徑D1按式（5）計算。

式中 D0——管道外徑，m

D1——絕熱層外徑，m

λ——絕熱材料導熱系數，W/（m·K）

Ts——保冷層外表面溫度，℃

T0——管道表面溫度，℃

Ta——環境溫度，℃

本例中，D0取0.06 mm，λ 取0.025 W/（m·K），Ts取34.7 ℃，T0取-162 ℃，Ta取39.2 ℃。簡化后得，（16.67D1）D1=1.3。該方程為超越方程，規范中是通過查關系圖表確認，該方法誤差比較大。通過《數值分析》中牛頓迭代法，可得出具體的數值解D1=0.212 m，則保冷層厚度為76 mm，向上取整取80 mm，則每層保冷層厚度為40 mm。將保冷層厚度代入式（5），可得出現狀的保冷層外表面溫度Ta'為34.97 ℃，大于允許的最低溫度，滿足要求。

5 管道BOG量計算和處理辦法

長距離輸送LNG必將產生大量的BOG，合建站中BOG的產生主要有兩種情況。

（1）情況1。在正常連續運行過程中，因LNG輸送管道與環境產生換熱，導致LNG氣化產生BOG。LNG潛液泵出口后輸送管道工作壓力約為1.2 MPa，管道內LNG為飽和液體，從外界吸熱后部分LNG氣化成BOG，以保持溫度壓力不變。查天然氣的溫熵圖，在1.2 MPa時LNG的氣化潛熱q0為126 932 kJ/m3。圖2中LNG潛液泵到固定支架，以及加氣機到固定支架之間的管道長度均按10 m計算，總的輸送管長L為65 m。冷量損失按式（6）計算。

式中 q——管道單位時間內的換熱量，W

S——管道保溫結構的外表面積，m2

本例中，S=45 m2，計算得q=1547 W。情況1產生BOG量按式（7）計算。

式中 Qv1——情況1管道產生的BOG流量，Nm3/h

K——LNG氣化后體積膨脹倍數

本例中，K取600，計算得Qv1=24.4 Nm3/h。

（2）情況2。因長時間沒有加氣，管道中LNG全部氣化，管道升至常溫20 ℃（LNG潛液泵后裝有止回閥，冷量無法從儲罐補充，經計算，止回閥后管道內LNG全部氣化所需時間為3.15 h）。當輸送LNG時，首先需要將管道預冷至-162 ℃，此過程中將產生大量BOG，根據場站運行經驗，通過調節LNG潛液泵出口的流量，將LNG管道預冷時間控制在10 min左右。情況2產生BOG量按式（8）計算。

式中 Qv2——情況二管道產生的BOG流量，Nm3/h

m——管道總質量，kg

c——管道材料在預冷溫度段的平均比熱容，kJ（/kg·℃）

Δt——管道的溫度變化量，℃

本例中，m=362.73 kg，c取0.4 kJ（/kg·℃），Δt取182 ℃。計算得Qv2=749 Nm3/h。合建站LNG輸送管道產生了大量的BOG，如果直接排空將造成環境的污染和能源的浪費。故認為應該將該部分BOG加熱調壓后并入城鎮燃氣市政管網供居民使用。情況一與情況二可同時存在，即在管道預冷過程中也會與周邊環境進行熱交換，因此應該選擇流量為800 Nm3/h的BOG加熱器。

6 結論

（1）合建LNG加氣站與LNG氣化站，既可提升對土地的利用，不需另行選址，又將重大危險源合并，降低對城鎮的風險，還能減少建設方的投資。

（2）合建站大部分容積承擔向城鎮居民的供氣，因此合建站等級劃分應參照GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》。站內外安全間距要求應同時滿足GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》、GB 50156—2012《汽車加油加氣站設計與施工規范》（2014年版）和GB 50016—2014《建筑設計防火規范》（2018年版）。

（3）合建站輸送管道過長，應考慮熱補償，經計算可采用Z形折角彎自然補償。

（4）合建站輸送管道必須進行保冷計算，通過牛頓迭代法可得出數值解。

（5）合建站輸送管道過長，運行過程中將產生大量BOG。通過計算選擇適當的BOG加熱器，將其回收調壓后并入城鎮市政燃氣管網，供居民使用。