大型低压低温LNG储罐不同预冷介质的分析比较

摘要：大型低压低温LNG（液化天然气）储罐，在常温下进行建造，但是使用时却在-160℃的低温工况下，因此需要在第一次进液前对储罐进行预冷。目前国内较多项目采用液氮或者先液氮后LNG的预冷方式。本文对该类储罐分别采用液氮、先液氮后LNG、全LNG这三种预冷方式的可操作性、经济性、安全性三方面进行对比分析，通过分析得出这三种不同方式的优缺点，为低温LNG储罐的设计者在确定预冷方案时提供参考。

关键词：低温，LNG，储罐，预冷，液氮

中图分类号：TE821   文献标识码：A

随着国内能源市场对LNG的需求量不断加大，大型的低压低温LNG储罐越来越多的被应用到各种LNG接收站、城市燃气调峰站、LNG液化工厂等项目当中，容积规模从5000到200000m³，直径从20米到80米。

LNG储罐在建造时，均处于常温状态，但是一旦投入使用，其內罐温度将低至-160℃左右，以常温20℃计算，温差达180℃。由于该类储罐內罐多为奥氏体不锈钢06Cr19Ni10或9Ni钢等金属材质，热胀冷缩效应更加明显，以直径33m的奥氏体不锈钢材质06Cr19Ni10的內罐为例，从常温到低温，其冷缩系数约为0.0027，直径的冷缩量达89mm。若在储罐正常进液投用之前，不进行有效的均匀预冷，很有可能会造成內罐的不均匀冷缩，从而导致內罐底板或者壁板的异常变形，严重的可能导致焊缝破裂，引发重大安全事故。[1]

1 LNG低温储罐预冷要求

国内外的LNG低温储罐相关的设计规范中，对储罐投用前的预冷工作均由一定的要求。

美标API Std 625中对储罐的预冷速率要求：內罐的最大平均冷却速度为5℃/h，任意小时的最大冷却速度不超过8℃/h[2]。

欧标BS EN 14620或国标GB/T 26978.5中对储罐的预冷速率要求：內罐的冷却速度为3℃/h，最大冷却速度为5℃/h，罐壁或罐底上任意两个相邻热电偶之间的最大温差为30℃。[1] [3]

由此可见，预冷的过程宜慢不宜快。在保证安全性的前提下，综合考虑预冷过程的经济性，一般考虑以3℃/h的冷却速率为基准，最大不超过5℃/h。

预冷过程中通过预冷介质的流量控制，可以达到內罐整体的温降速率的有效控制。同时绝大多数LNG储罐均在內罐顶部中间位置设置带有喷淋装置（比较典型的设置是安装一定数量的不锈钢螺旋喷嘴）的环形管路进行预冷，內罐冷却的均匀性可以得到很好的保障。

2 LNG低温储罐预冷方式

由于LNG是混合组分，其中氮含量最高可达5%[4]，出于经济性考虑，很多项目的LNG储罐的预冷采用液氮或先液氮后LNG的方式进行。目前已建成的大型低温储罐项目中，主要采用以下三类预冷方式对LNG储罐进行预冷：

◆方案1：采用液氮预冷至-150℃～-160℃后，预冷完成，可正常通过进液管线向储罐内进LNG储存；

◆方案2：采用液氮预冷至-80℃～-120℃后，将预冷介质切换成LNG继续预冷至-160℃左右（或底部形成积液），预冷完成，可正常通过进液管线向储罐内进LNG储存；

◆方案3：直接采用LNG预冷至-160℃左右（或底部形成积液），预冷完成，可正常通过进液管线向储罐内进LNG储存；

其中方案1和方案3较少采用，方案2应用较多。

需要特别说明的是，尽管常温下的天然气的密度会比氮气轻，但通过预冷喷淋装置进入储罐的LNG，吸收罐内气体的热量而迅速蒸发汽化，其形成的低温气体的密度仍然会大于罐内氮气的密度，从而逐渐下沉至罐底同时也水平扩散至罐壁，使內罐底板和壁板的温度逐渐降低。[5]

3可操作性对比

对于上述三种方案的可操作性对比，可以简化成两种，即液氮预冷跟LNG预冷。

首先，储罐的预冷的冷量，主要来自于预冷介质汽化所释放的潜热冷量，其次是预冷介质汽化的低温气升温所带来的显热冷量。由于液氮的汽化潜热为约为198kJ/kg，氮气的比热约为1.336kJ/kg，而以甲烷为主要成分的LNG，汽化潜热为520～670 kJ/kg，天然气的比热约为2.265kJ/kg，是液氮的2.6～3.4倍，。即1车LNG（约22t）所带来的冷量与3车多液氮（约22t）所带来的冷量相当。以2万方LNG储罐为例，从常温预冷至-160℃，约需液氮12车，连接、拆除槽车至少12次，如果采用LNG，只需4车左右，连接、拆除槽车4次即可。因此采用液氮预冷的话，过程中的槽车更换会比采用LNG预冷的方式更加频繁，更换过程中出现安全事故的概率更高。

其次，预冷管线一般从装卸撬沿管廊至储罐顶部进入储罐，管线距离短的150m，长的有400m，液氮从装卸撬至罐内，沿管道逐渐复热汽化。由于预冷管线进储罐必然在罐顶形成倒U型的高点。随着汽化的气相不断聚集，在倒U型的高点形成气封，导致槽车的液相无法连续性的进入储罐，从而使预冷速率不可控。而液氮由于温度低，沿程传热量大，本身的汽化潜热小，气封现象更加频繁，从而导致整个预冷过程不平稳。若采用LNG，由于其汽化潜热大，液体温度较液氮高，沿程管道中所产生的BOG大幅减少，罐顶高点管道的气封效应明显减弱，对于整个预冷过程的平稳进行非常有利。

4经济性对比

由于液氮的单价较低，因此往往觉得采用液氮会更加经济。但是从整个预冷过程来看，液氮由于本身的汽化潜热较低，单位质量的冷量远远低于单位质量的LNG，因此采用液氮预冷所使用的液氮总量远大于LNG。根据第3节所述，单位LNG的冷量约为液氮的3倍左右，综合考虑操作过程及沿程冷量损失，如果LNG的单价大于液氮单价的4倍，采用液氮会更有经济性优势，反之，则采用LNG更加有优势。而且随着物流成本，人力成本的增加，液氮的单价优势将越来约弱。

同时在采用液氮预冷的经济性上，存在一个误区，那就是用液氮预冷到-160℃后，可以直接进LNG，不会造成LNG的浪费。而实际上，进入储罐的LNG形成的BOG，与罐内原有的氮气混合后，由于含氮量太高，从而导致无法回收，也无法供给管网，只能通过火炬排放，因此用于将罐内氮气置换的这部分LNG是必须损耗的，无法通过使用液氮预冷至-160℃而减少，反而使得这部分LNG形成的低温BOG的冷量没有被很好的利用。

反之，假设用于置换氮气的LNG损耗是相同的，那么如果采用LNG进行预冷，消耗同样的LNG，一方面可以将罐内氮气进行置换，另外一方面，可以有效利用LNG的冷量对储罐进行冷却，反而更有效的利用了LNG所带的冷能，更具有经济性。而且在将罐内氮气完全置换后，若需要继续冷却，后续所产生的BOG可以进行有效的回收再液化，或者输送至下游管网，也不会造成进一步的原料的浪费。

5 安全性对比

对于方案1，在预冷前期，液氮跟罐内温差较大，液氮在喷淋后能很快吸热汽化，变成气态。但随着罐内温度的降低，喷淋后的液氮与罐内气相的换热速率越来越慢，尤其是预冷后期，內罐温度达到零下100多度，液氮的液滴很有可能来不及完全汽化，从而直接滴落在內罐的底板上，逐渐形成积液，导致內罐底板温度达到零下190多度，远低于LNG储罐正常工作温度，从而导致储罐过冷，夹层珍珠岩也会过度沉降，正常运行是罐壁顶部因此可能会出现环形的带状漏冷。

在內罐底板达到-150℃～-160℃后，若预冷介质切换成LNG正常进液，但是上百米长的预冷管线内此时仍然是液氮。如果使用上进液或者下进液，那么将导致管道内液氮大量快速进入储罐，并导致储罐温度快速下降，并在底板上形成液氮的积液，从而导致储罐过冷。

对于方案2，在液氮预冷到-100℃左右切换成LNG预冷，管道内残留的液氮在后续预冷过程中逐步通过喷淋进入储罐，同时预冷管道内介质也将逐步被LNG所置换，这样可以有效的避免后续预冷可能产生的储罐过冷的风险。但该过程需要预冷过程的操作人员进行有效的检测和控制。

对于方案3，预冷过程中，操作人员仅需关注整个过程的预冷速率即可，储罐过冷的风险可以完全避免。同时，在EN14620或国标GB/T 26978.5中，也建议低温储罐的预冷，直接采用对应的储存介质来作为预冷的介质[1] [3]。

6总体对比

7 结论

低温储罐的使用风险，主要集中在冷却和复温，如果由于操作不当导致內罐急速冷却，很有可能造成內罐出现破损，不但造成直接经济损失，还会导致后续的生产受到影响。因此LNG第一次进液前的储罐预冷就尤为重要。

LNG的单价一般会高于液氮价格的4倍以上时，所以从可操作性、经济性、安全性上综合考虑，优先选用方案2先液氮后LNG的方式更加合适，目前国内已建LNG储罐也大多采用这个方案。当LNG的价格低于液氮的价格4倍的情况下，选用方案3全LNG的预冷方式更加合适。方案1全液氮的方式可操作性和安全性较差，实际的经济性也不如方案2，所以一般不建议采用。

由于各方案的优势点不同，且国内液氮和LNG的市场行情瞬息万变，各项目设计人员可根据项目实际需求和实时的市场价格因素，选择合适的预冷方案。

参考文献：

[1]中海石油气电集团有限责任公司，中国石油天然气管道工程有限公司.GB/T 26978.5-2011现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造-第5部分：试验、干燥、置换及冷却 [S].北京：中国标准出版社，2012.

[2] American Petroleum Institute- Tank Systems for Refrigerated Liquefied Gas Storage， First Edition， Includes Addendums 1-3 （2018）：API STD 625 [S]，[2018-06] https：//www.techstreet.com/api/standards/api-std-625？product_id=1733926

[3]British Standards Institution- Design and manufacture of site built， vertical， cylindrical，  flat-bottomed steel tanks for the storage of refrigerated， liquefied gases with operating temperatures between 0 °C and p165 °C —Part 5： Testing， drying， purging and cool-downBS EN 14620-5：2006 [S/OL]，[2006-09]，https：//shop.bsigroup.com/ProductDetail？pid=000000000030033866

[4] 中国海洋石油总公司.GB/T 19204-2003，液化天然气的一般特性[S]. 北京：中国标准出版社，2003.

[5]中海油研究总院有限责任公司，中海石油气电集团有限责任公司等.GB/T 19204-2020，液化天然气的一般特性[S]. 北京：中国标准出版社，2020.