LNG加气站与LNG气化站合建的技术难点计算分析

阮芮彬

（中机国际工程设计研究院有限责任公司，湖南长沙 410000）

0 引言

LNG（天然气）汽车在环境保护、节能、安全方面具有显著优势，同时可以较为灵活地切换使用汽油或柴油（单烧或混烧）[1]。2018年7月，国务院发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，计划中要求各大企业大力推进国三及以下排放标准营运柴油重卡提前淘汰更新，确立LNG重卡今后发展趋势。

2019年3月25日，国家工业和信息化部装备工业发展中心发布关于重型燃气车辆产品实施国六排放标准的通知。通知中明确指出2019年7月1日，LNG重卡产品执行国六a阶段排放要求。此举意味着国六排放已经进入落地阶段，“高配版”国六b也将逐渐进入落地阶段[2]。

大力发展LNG重卡的同时也对LNG加气站的配套提出了要求。目前，许多地级市没有LNG汽车加气站，县级市或县城拥有LNG汽车加气站更是凤毛麟角。LNG汽车加气站发展缓慢和分布不均，严重影响了国家推行LNG重卡的步伐，新建LNG加气站已迫在眉睫。

1 建设合建站的优势和技术难点

天然气属于易燃易爆甲类气体，建设一座LNG加气站有着严格的安全间距要求，因此寻找一块适合建站的土地比较困难。根据GB 18218—2018《危险化学品重大危险源辨识》第4.1.2条，天然气总量超过50 t属于重大危险源。作为政府主管部门，增加一个重大危险源对城镇将增加一定风险。对于建设方，由于目前LNG重卡没有普及，盲目建站很难收回成本。这些因素导致LNG加气站发展缓慢。目前绝大多数城镇（特别是管道气没有覆盖的区域）都有天然气储配站和LNG气化站。根据GB 50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范》（2014年版）第3.0.6条，“CNG加气站、LNG加气站与城镇天然气储配站、LNG气化站的合建站，以及CNG加气站与城镇天然气接收门站的合建站，其设计与施工除应符合本规范的规定外，尚应符合现行国家标准GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》的相关规定。”因此，LNG加气站与LNG气化站是可以合建的[3]。如果利用现有LNG气化站的储罐作为LNG加气站的气源，则只需扩建加气区即可。这样不需另行选址，可提升土地利用率，又将重大危险源合并，降低对城镇的风险，还能减少建设方的投资。但是将两者合并建设主要存在以下技术难点：一是合建站等级划分和防火间距确认；二是管道热补偿计算；三是管道保冷层厚度计算；四是管道BOG量计算和处理办法。下文将结合国家相关标准规范和工程设计手册，对这4个问题进行计算分析。

2 合建站等级划分和防火间距确认

GB 50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范》（2014年版）第3.0.15条，根据储罐总容积和单罐容积，将LNG加气站划分为3个等级，其中最高等级总容积不超过120 m3且单罐容积不超过60 m3。GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》第9.2.4条，根据储罐总容积，将LNG气化站划分为7个等级，其中最高等级总容积不超过2000 m3。以上可以看出，规范对LNG气化站和LNG加气站容积限制要求差别较大，LNG气化站的储存容积比LNG加气站大很多，但两本规范都没有给出LNG加气站与LNG气化站合建站（以下简称合建站）等级划分的相关规定，也没有规定LNG加气站与LNG气化站合建的方式。合建站大部分容积承担向城镇居民的供气，因此合建站等级划分应参照GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》。合建站应分为生产区、生产辅助区和加气作业区等3个区域。3个区域应用围墙分隔，其安全间距同时参照以上两本规范，如两规范对同一建筑均有要求，以防火间距大者为准。站内建筑物之间的间距还应满足GB 50016—2014《建筑设计防火规范》（2018年版）的要求。

3 管道热补偿计算

城市中LNG加气站一般设置2台LNG加气机，单台加气机最大流量为170 L/min。考虑同时工作，根据《燃气工程设计手册（第二版）》，LNG工艺管道最大流速控制在7 m/s，则通过式（1）计算最小管径。

式中 di——管内径，mm

qv——操作条件下流体的体积流量，m3/h

v——流体流速，m/s

本例中，qv取20.4 m3/h，v取7 m/s，计算得di=22.7 mm，选择D60×4不锈钢无缝钢管可以满足要求。气化站储罐距工艺设备的安全间距较加气站大，导致合建站的输送LNG管道变长，输送LNG时管道将降温收缩，极大可能会导致管道拉断，因此应设置自然补偿来抵抗管道产生的收缩应变。以某县合建站为例，进行分析计算，该站LNG输送管道长度为40 m，施工时温度为常温20 ℃，管道最低温度是在液氮预冷试验时-196 ℃，管道材料为06Cr19Ni10，则通过式（2）计算管道变形量。

式中 ΔL——管道变形量，mm

α——线膨胀系数，10－3/℃

Δt——最大温差，℃

L——管道长度，m

根据GB 50316—2000《工业金属管道设计规范》（2008年版），奥氏体不锈钢-196～20 ℃的平均线膨胀系数为15.5。本例中，Δt取216 ℃，L取40 m，计算得ΔL=134 mm。根据《动力管道设计手册》，采用Z形折角弯自然补偿，如图1所示。

短臂长度l按式（3）和（4）计算。

式中 l——Z形自然补偿短臂长度，m

ΔL——管道变形量，mm

E——管道材料的弹性模量，MPa

Dw——管道外径，mm

［σbw］——弯曲应力，MPa

本例中，ΔL取134 mm，Dw取60 mm。根据GB 50316—2000《工业金属管道设计规范》（2008年版），奥氏体不锈钢-196～20 ℃的平均弹性模量为2.03×105，根据GB 50316—2000《工业金属管道设计规范》（2008年版），本例中，［σbw］取117。当L1=L2时，短臂长度最短，n=2。计算得l=4.96 m，取5 m。这样就在LNG输送管道上消除了因管道过长和温降过大产生的变形，配合固定支架使用，则不会对前端储罐区管道和后端加气区管道产生受力影响，管道布置如图2所示。

图1 Z 形折角弯自然补偿示意

4 管道保冷层厚度计算

LNG管道的运行温度为-162 ℃，与环境温差过大将导致冷量的大量散失。因此必须对LNG管道进行保冷设计。采用聚异三聚氰酸酯（PIR）作为绝热材料，保冷结构做法参照《燃气工程设计手册（第二版）》（图3）。

图2 管道平面布置

图3 保冷结构做法大样

目前很多设计人员进行管道保冷设计时，没有按照规范和手册严格计算，往往根据经验确定。如果厚度不足将造成冷量损失过大，BOG过多，严重时将引发安全事故；厚度过大则造成材料浪费。因此设计前必须计算严谨。以某县合建站为例，根据GB 50264—2013《工业设备及管道绝热工程设计规范》，最大允许冷损失量［Q］应根据当地气象条件下最热月露点温度Td确定。通过查询某县的气象资料得知，该县极端最高温度Ta为39.2 ℃，夏季相对湿度为59%，通过比照焓湿图得出夏季露点温度Td为31 ℃。Ta-Td=8.2＞4.5，则取［Q］=-4.5αs，其中，αs为绝热层外表面与周围空气的换热系数，取8.141 W/（m2·K），因此保冷结构外表面允许最低温度为34.7 ℃。保冷结构的表面防护层、防潮层和不锈钢管的厚度约为保冷层的几十分之一，导热系数为保冷层的近千倍，因此防护层、防潮层和不锈钢管的热阻只有保冷层的几万分之一。通过简化计算模型，不计算保冷结构表面防护层、防潮层和不锈钢管的热阻将不影响计算结果的准确性。保冷层外径D1按式（5）计算。

式中 D0——管道外径，m

D1——绝热层外径，m

λ——绝热材料导热系数，W/（m·K）

Ts——保冷层外表面温度，℃

T0——管道表面温度，℃

Ta——环境温度，℃

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 ℃。简化后得，（16.67D1）D1=1.3。该方程为超越方程，规范中是通过查关系图表确认，该方法误差比较大。通过《数值分析》中牛顿迭代法，可得出具体的数值解D1=0.212 m，则保冷层厚度为76 mm，向上取整取80 mm，则每层保冷层厚度为40 mm。将保冷层厚度代入式（5），可得出现状的保冷层外表面温度Ta'为34.97 ℃，大于允许的最低温度，满足要求。

5 管道BOG量计算和处理办法

长距离输送LNG必将产生大量的BOG，合建站中BOG的产生主要有两种情况。

（1）情况1。在正常连续运行过程中，因LNG输送管道与环境产生换热，导致LNG气化产生BOG。LNG潜液泵出口后输送管道工作压力约为1.2 MPa，管道内LNG为饱和液体，从外界吸热后部分LNG气化成BOG，以保持温度压力不变。查天然气的温熵图，在1.2 MPa时LNG的气化潜热q0为126 932 kJ/m3。图2中LNG潜液泵到固定支架，以及加气机到固定支架之间的管道长度均按10 m计算，总的输送管长L为65 m。冷量损失按式（6）计算。

式中 q——管道单位时间内的换热量，W

S——管道保温结构的外表面积，m2

本例中，S=45 m2，计算得q=1547 W。情况1产生BOG量按式（7）计算。

式中 Qv1——情况1管道产生的BOG流量，Nm3/h

K——LNG气化后体积膨胀倍数

本例中，K取600，计算得Qv1=24.4 Nm3/h。

（2）情况2。因长时间没有加气，管道中LNG全部气化，管道升至常温20 ℃（LNG潜液泵后装有止回阀，冷量无法从储罐补充，经计算，止回阀后管道内LNG全部气化所需时间为3.15 h）。当输送LNG时，首先需要将管道预冷至-162 ℃，此过程中将产生大量BOG，根据场站运行经验，通过调节LNG潜液泵出口的流量，将LNG管道预冷时间控制在10 min左右。情况2产生BOG量按式（8）计算。

式中 Qv2——情况二管道产生的BOG流量，Nm3/h

m——管道总质量，kg

c——管道材料在预冷温度段的平均比热容，kJ（/kg·℃）

Δt——管道的温度变化量，℃

本例中，m=362.73 kg，c取0.4 kJ（/kg·℃），Δt取182 ℃。计算得Qv2=749 Nm3/h。合建站LNG输送管道产生了大量的BOG，如果直接排空将造成环境的污染和能源的浪费。故认为应该将该部分BOG加热调压后并入城镇燃气市政管网供居民使用。情况一与情况二可同时存在，即在管道预冷过程中也会与周边环境进行热交换，因此应该选择流量为800 Nm3/h的BOG加热器。

6 结论

（1）合建LNG加气站与LNG气化站，既可提升对土地的利用，不需另行选址，又将重大危险源合并，降低对城镇的风险，还能减少建设方的投资。

（2）合建站大部分容积承担向城镇居民的供气，因此合建站等级划分应参照GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》。站内外安全间距要求应同时满足GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》、GB 50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范》（2014年版）和GB 50016—2014《建筑设计防火规范》（2018年版）。

（3）合建站输送管道过长，应考虑热补偿，经计算可采用Z形折角弯自然补偿。

（4）合建站输送管道必须进行保冷计算，通过牛顿迭代法可得出数值解。

（5）合建站输送管道过长，运行过程中将产生大量BOG。通过计算选择适当的BOG加热器，将其回收调压后并入城镇市政燃气管网，供居民使用。