2022年LNG氣化站工藝設(shè)計流程

1、- .LNG 氣化站工藝流程LNG 卸車工藝系統(tǒng)： EAG 系統(tǒng) 平安放散氣體BOG 系統(tǒng) 蒸發(fā)氣體LNG 系統(tǒng) 液態(tài)氣態(tài)LNG 通過 大路槽車 或罐式集裝箱車 從 LNG 液化工廠 運抵用氣城市 LNG 氣化站,利用槽車上的 空溫式升壓氣化器對槽車儲罐進展升壓 或通過站設(shè)置的 卸車增壓氣化器 對罐式集裝箱車進展升壓,使 槽車 與 LNG 儲罐 之間形成 肯定的壓差 ,利用此壓差將槽車中的 LNG 卸入氣化站儲罐；卸車完畢時,通過 卸車臺氣相管道回收槽車中的氣相自然氣；卸車時,為防止 LNG 儲罐壓力上升而影響卸車速度,當(dāng)槽車中的 LNG 溫度 低于 儲罐中 LNG 的溫度時, 采納 上進液方

2、式； 槽車中的低溫LNG 通過儲罐 上進液管噴嘴 以噴淋狀態(tài)進入儲罐,將局部氣體冷卻為液體而降低罐壓力,使卸車得以順當(dāng)進展；假設(shè)槽車中的LNG 溫度 高于 儲罐中 LNG的溫度時,采納 下進液方式 ,高溫 LNG 由下進液口進入儲- .word.zl.- .罐,與罐低溫 LNG 混合而降溫, 防止高溫 LNG 由上進液口 進入罐蒸發(fā)而上升罐壓力導(dǎo)致卸車?yán)щy；實際操作中,由于目前 LNG 氣源地距用氣城市較遠,長途運輸?shù)竭_用氣城市時,槽車的LNG 溫度通常高于氣化站儲罐中LNG 的溫度,只能采納下進液方式；所以除 首次充裝 LNG 時采納上進液方式外,正常卸槽車時根本都采納 下進液 方式；為防止

3、卸車時急冷產(chǎn)生較大的溫差應(yīng)力損壞管道或影響卸車速度,每次卸車前都應(yīng)當(dāng)用儲罐中的LNG 對卸車管道進展 預(yù)冷 ；同時應(yīng)防止 快速開啟或關(guān)閉閥門 使 LNG 的流速突然轉(zhuǎn)變而產(chǎn)生 液擊損壞管道 ；12 LNG 氣化站流程與儲罐自動增壓 LNG 氣化站流程- LNG 氣化站的工藝流程見圖1；.word.zl.- .圖 1 城市 LNG 氣化站工藝流程儲罐自動增壓與 LNG 氣化靠壓力推動, LNG 從儲罐流向空溫式氣化器,氣化為氣態(tài)自然氣后供應(yīng)用戶；隨著儲罐LNG 的流出,罐壓力不斷降低, LNG 出罐速度逐步變慢直至停頓；因此, 正常供氣操作中必需不斷向儲罐補充氣體,將罐壓力維護在肯定圍,才能使

4、LNG 氣化過程 連續(xù) 下去；儲罐的增壓是利用 自動增壓調(diào)劑閥 和自增壓空溫式氣化器實現(xiàn)的；當(dāng)儲罐壓力低于自動增壓閥的設(shè)定開啟值時,自動增壓閥翻開,儲罐 LNG 靠液- .word.zl.- .位差流入自增壓空溫式氣化器 高度應(yīng)低于儲罐的最低液位自增壓空溫式氣化器的安裝 ,在自增壓空溫式氣化器中LNG 經(jīng)過與空氣換熱氣化成氣態(tài)自然氣,然后氣態(tài)自然氣流入儲罐,將儲罐壓力升至所需的工作壓力；利用該壓力將儲罐 LNG 送至空溫式氣化器氣化,然后對氣化后的自然氣進展調(diào)壓 通常調(diào)至 04MPa、計量、加臭后,送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣；在夏季空溫式氣化器自然氣出口溫度可達 15 ,直接進管網(wǎng)使用；在

5、冬季或雨季,氣化器氣化效率大大降低,特殊是在冰冷的北方,冬季時氣化器出口自然氣的溫度 比環(huán)境溫度低約10 遠低于0而成為低溫自然氣；為防止低溫自然氣直接進入城市中壓管網(wǎng)導(dǎo)致管道閥門等設(shè)施產(chǎn)生 低溫脆裂 ,也為防止低溫自然氣 密度大而產(chǎn)生過大的供銷差,氣化后的自然氣需再經(jīng) 水浴式自然氣加熱器 將其溫度升到 10 ,然后再送入城市輸配管網(wǎng)；通常設(shè)置兩組以上空溫式氣化器組,相互切換使用；當(dāng)一組使用時間過長,氣化器結(jié)霜嚴(yán)峻,導(dǎo)致氣化器氣化效率降低,出口溫度達不到要求時,人工或自動或定時 切換到另一組使用,本組進展自然化霜備用；在自增壓過程中隨著氣態(tài)自然氣的不斷流入,儲罐的壓力不斷上升, 當(dāng)壓力上升到自

6、動增壓調(diào)劑閥的關(guān)閉壓力 比設(shè)定的開啟壓力約高 10%時自動增壓閥關(guān)閉,增壓過程完畢；- .word.zl.- .隨著氣化過程的連續(xù)進展,當(dāng)儲罐壓力又低于增壓閥設(shè)定的 開啟壓力時,自動增壓閥翻開,開場新一輪增壓；2 LNG 氣化站工藝設(shè)計21 設(shè)計打算工程的經(jīng)濟效益據(jù)西方國家分析,不到建立工程全壽命費用 1的設(shè)計費對工程造價的影響度占 效益至關(guān)重要；75以上 ,設(shè)計質(zhì)量對整個建立工程的影響 LNG 氣化站造價的主要因素有 設(shè)備選型 依據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定、總圖設(shè)計 總平面布置、占地面積、地勢地貌、消防要求等、自控方案 主要是外表選型；通常,工程直接費約占工程總造價的70%,設(shè)備費又占工程直

7、接費的48 50,設(shè)備費中主要是LNG 儲罐的費用；22 氣化站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)至今我國尚無LNG 的專用設(shè)計標(biāo)準(zhǔn),在 LNG 氣化站設(shè)計時, 常采納的設(shè)計規(guī)為： GB 5002893.城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī) .2022年版 、GBJ 1687.建筑設(shè)計防火 規(guī).2022年版 、GB 501832022.石油自然氣工程設(shè)計防火 規(guī).、美國 NFPA 59A.液化自然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標(biāo)準(zhǔn) .；其中 GB 501832022.石油自然氣工程設(shè)計防火規(guī) .是由中石 NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)起草的,很多容和數(shù)據(jù) 油參照和套用美國來自 NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)；由于NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)消防要求高,導(dǎo)致工程造價高,目前難

8、以在國實施；目前國 LNG 氣化站- .word.zl.設(shè)計根本參照- .GB 5002893.城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī).2022年版 設(shè)計,實踐證明平安可行；23 LNG 儲罐的設(shè)計儲罐是 LNG 氣化站的主要設(shè)備,占有較大的造價比例,應(yīng)高度重視儲罐設(shè)計；231 LNG 儲罐構(gòu)造設(shè)計 LNG 儲罐按構(gòu)造形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬 / 預(yù)應(yīng)力混凝土儲罐3 類；地上 LNG 儲罐又分為金屬子母儲罐和金屬單罐2 種；金屬子母儲罐是由3 只以上子罐并列組裝在一個大型母罐即外罐 之中,子罐通常為立式圓筒形,母罐為立式平底拱蓋圓筒形；子母罐多用于自然氣液化 工廠； 城市 LNG 氣化站的儲罐通常采納立

9、式雙層金屬單罐,其部構(gòu)造類似于直立的暖瓶,罐支撐于外罐上,外罐之間是真空粉末絕熱層；儲罐容積有50m3和 100m 3,多采納 100m 3儲罐；對于 100m 3立式儲罐,其罐徑為3000mm,外罐徑為3200mm,罐體加支座總高度為 17100mm,儲罐幾何容積為10528m 3；232 設(shè)計壓力與運算壓力的確定目前絕大局部100m 3立式 LNG 儲罐的最高工作壓力為08MPa；依據(jù) GB 1501998.鋼制壓力容器 .的規(guī)定,當(dāng)儲罐的最高工作壓力為08MPa 時,可取設(shè)計壓力為084MPa；- .word.zl.儲罐的充裝系數(shù)為- .095,罐充裝 LNG 后的液柱凈壓力為0062M

10、Pa,外罐之間肯定壓力為 101MPa；5Pa,那么罐的運算壓力為外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定罐與絕熱材料,同時與罐形成高真空絕熱層；作用在外罐上的荷載主要為罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負壓；所以外罐為外壓容器,設(shè)計壓力為-01MPa；233 100m 3LNG 儲罐的選材正常操作時LNG 儲罐的工作溫度為-162 3,第一次投用前要用 -196 的液氮 對儲罐進展 預(yù)冷 ,那么儲罐的設(shè)計溫度為 -196 ；罐既要承擔(dān)介質(zhì)的工作壓力,又要承擔(dān) LNG的低溫,要求罐材料必需具有良好的 低溫綜合機械性能,尤其要具有良好的低溫韌性,因此罐材料采納 于 ASME 美國機械工程師協(xié)會 標(biāo)準(zhǔn)

11、的 304；0Crl8Ni9 ,相當(dāng)不銹鋼牌號“304 S30400 是美國不銹鋼標(biāo)準(zhǔn) 如 ASTM 標(biāo)準(zhǔn)中的牌號名稱,它是 188型 Cr-Ni 奧式體不銹鋼的典型牌號,由于其具有優(yōu)良的綜合性能,用途特別廣泛, 其產(chǎn)銷量占到奧式體不銹鋼的 80%左右 ,在我國新制定的不銹鋼牌號標(biāo)準(zhǔn) GBT20878 2022中,與之對應(yīng)的牌號是 OCrl8Ni9 ；06Crl9Nil0舊牌號為30406Crl9Nil0鋼的主要特性是：- .word.zl.- .具有優(yōu)良的 不銹耐腐蝕性能 和較好的 抗晶間腐蝕性能 ；對氧化性酸,如在濃度65%的沸騰溫度以下的硝酸中,具有很強的抗腐蝕性 ；對堿溶液及大局部有機

12、酸和無機酸亦具有良好的 耐腐蝕才能 ；具有優(yōu)良的 冷熱加工和成型性能；可以加工生產(chǎn)板、 管、絲、帶、型各種產(chǎn)品,適用于制造冷鐓、深沖、深拉伸成型的零件；低溫性能較好；在 -180條件下,強度、伸長率、斷面收縮率都很好；由于沒有脆性轉(zhuǎn)變溫度,常在低溫下使用；具有良好的 焊接性能 ；可采納通常的 焊接方法焊接, 焊前焊后均不需熱處理 ；304 鋼也有性能上的缺乏之處：大截面尺寸鋼件焊接后對晶間腐蝕敏銳；在含 c1 水中包括濕態(tài)大氣 對應(yīng)力腐蝕特別敏銳；力學(xué)強度偏低,切削性能較差等；由于 304 鋼有性能上的缺乏, 人們在生產(chǎn)和使用中想方法揚長避短,盡量發(fā)揮開展它的優(yōu)良性能,克制它的缺乏之處； 于是

13、,通過討論開發(fā), 依據(jù)不同使用環(huán)境或條件的特定要求,對其化學(xué) 成分進展調(diào)整,開展出了滿意某些特性使用要求的 304衍生牌號；表 1 列出了美國材料和試驗協(xié)會不銹鋼牌號標(biāo)準(zhǔn) ASTMA959 04 中的牌號 304及其衍生牌號與日本 JIS、我國 GB、2 一表 國際 ISO、歐洲 EN 等不銹鋼標(biāo)準(zhǔn)中相應(yīng)牌號的對比；表 6 分別列出了相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)中各牌號的化學(xué)成分；- .word.zl.- .從表 1 看出, ASTMA959 04中, 304 及其衍生牌號共有10個；日本 JIS標(biāo)準(zhǔn)中亦為 10 個,但能與 ASTM 牌號對應(yīng)的那么 是 6 個,其他 4 個牌號 SUS304J1、SUS304J

14、2、SUS304J3、SUS304Cu 應(yīng)當(dāng)是 JIS自己開發(fā)的 304衍生牌號；綜觀 304 及衍生牌號的化學(xué)成分,可以認為,所謂衍生牌號就是對 304的化學(xué)成分進展了某些調(diào)整,而產(chǎn)生了變異的304 牌號；例如：碳含量： 降低或提高碳含量； 304L 為超低碳的 304鋼；降低碳含量可以改善耐蝕性能,特殊是 304 鋼對焊后的晶間腐蝕敏銳性,在滿意力學(xué)強度要求的條件下,可用于制造大截面尺寸的焊接件； 304H,將碳含量提高到0.10%,增加 304 鋼的強度,并使奧氏體更加穩(wěn)固, 比 304 鋼更適于在低溫環(huán)境和無磁部件方面使 用；氮含量： 參與氮元素； 304NSUS304N1、XM-21

15、SUS304N2、304LN 等都是；由于氮的 固溶強化 作用,提高了 304 和 304L 鋼 的強度 ,且不顯著降低鋼的 塑性和韌性 ,同時鋼的耐晶間腐蝕性、耐點蝕和縫隙腐蝕性都有進一步改善；銅含量：參與肯定含量的銅；銅使奧氏體更加穩(wěn)固 ；一方面可以 提高 鋼的不銹性和耐蝕性,特殊是對復(fù)原性介質(zhì) 如硫酸 的耐蝕性更好； 另方面那么降低鋼的強度和冷加工硬化傾向,改善鋼的塑性；如 S3043006Crl8Nil9Cu3、SUSXM7、SUS304J306Crl8Nil9Cu2等,這些鋼與304 比,在較小變形力的- .word.zl.- .作用下,可獲得更大的冷變形,更適于冷鐓、冷擠壓作緊固件

16、用 或深沖、拉伸等用途；這里要特殊提出的是,日本JIS標(biāo)準(zhǔn)中, 304鋼的衍生牌號有 5 個含銅, 其中有 3 個牌號即 SUS304Cu、SUS304J1、SUS304J2僅用于生產(chǎn)板帶產(chǎn)品,而SUS304J1和 SUS304J2兩個牌號的化學(xué)成分,那么在304的根底上作了較大調(diào)整見表 3,鉻、鎳含量都有所降低, Cr 為 15.00%18.00%,Ni 為 6.00%一 9.00%,仍將Mn 提高到 3.00%或 5.00%,Cu 含量為 1.00%一 3.00%；這兩個牌號有用錳或銅代鎳的意思；這兩種鋼的板帶可能是適用于作一般耐蝕條件下用的通過冷加工如深沖、深拉伸變形成型的部件或制品；依

17、據(jù)罐的運算壓力和所選材料,罐的運算厚度和設(shè)計厚度分別為 111mm 和 120mm；作為常溫外壓容器,外罐材料選用低合金容器鋼16MnR,其設(shè)計厚度為100mm；234 接收設(shè)計開設(shè)在儲罐罐上的接收口 有：上進液口、下進液口、出液口、氣相口、測滿口、上液位計口、下液位計口、工藝人孔 8 個接收口；罐上的接收材質(zhì)都為 為便于 定期測量真空度和抽真空有抽真空口 抽完真空后該管口被封閉0Cr18Ni9；,在外罐下封頭上開設(shè)；為防止真空失效和罐介質(zhì)漏入外罐,在外罐上封頭設(shè)置防爆裝置；.word.zl.- - .235 液位測量裝置設(shè)計 為防止儲罐 LNG 充裝 過量 或運行中罐 LNG 太少 危及儲罐

18、和工藝系統(tǒng)平安,在儲罐上分別設(shè)置測滿口與差壓式液位計兩套獨立液位測量裝置,其靈敏度與牢靠性對 LNG 儲罐的平安至關(guān)重要；在向儲罐充裝LNG 時,通過差壓式液位計所顯示的靜壓力讀數(shù),可從靜壓力與充裝質(zhì)量對比表上直 觀便利地讀出罐 LNG 的液面高度、體積和質(zhì)量；當(dāng)?shù)竭_充裝上限時, LNG 液體會從測滿口溢出,斷進料 ；儲罐自控系統(tǒng)仍設(shè)有高限報警提示操作人員 手動切 充裝量為罐容的85、緊急迫斷 充裝量為罐容的 95、低限報警 剩余 LNG量為罐容的 10；236 絕熱層 設(shè)計LNG 儲罐的絕熱層有以下 3 種形式：高真空多層纏繞式絕熱層 集裝箱車；多用于 LNG 槽車和罐式正壓積累絕熱層；這種

19、絕熱方式是將絕熱材料積累 在外罐之間的夾層中,夾層通氮氣 ,通常絕熱層較厚；廣泛應(yīng)用于 大中型 LNG 儲罐和儲槽 ,例如立式金屬 LNG 子母儲罐；真空粉末絕熱層；常用的單罐公稱容積為 100m 3和50m 3 的圓筒形雙金屬LNG 儲罐通常采納這種絕熱方式；在LNG 儲罐外罐之間的夾層中填充 粉末 珠光砂 ,然后將該夾- .word.zl.- .層抽成 高真空 ；通常用蒸發(fā)率來衡量儲罐的絕熱性能；目前國產(chǎn) LNG 儲罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù) 237 LNG 儲罐總?cè)萘?03；儲罐總?cè)萘客ǔ０磧Υ?3d 頂峰月平均日用氣量確定；同時仍應(yīng)考慮氣源點的個數(shù)、氣源廠檢修時間、氣源運輸周期、用戶用氣

20、波動情形等因素；對氣源的要不少于 2 個供氣點；假設(shè)只有 1 個供氣點,那么儲罐總?cè)萘咳砸紤]氣源廠檢修時能保證正常供氣；24 BOG 緩沖罐對于調(diào)峰型LNG 氣化站, 為了回收非調(diào)峰期 接卸 槽車 的余氣和 儲罐中 的 BOGBoil Off Gas ,蒸發(fā)氣體 ,或?qū)τ谧匀粴饣鞖庹緸榱藙蚍Q混氣,常在 BOG 加熱器的出口增設(shè) BOG 緩沖罐 ,其容量按回收槽車余氣量設(shè)置；25 氣化器、加熱器選型設(shè)計251 儲罐增壓氣化器按 100m 3的 LNG 儲罐裝滿 90m 3的 LNG 后,在 30min將 10m 3 氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的04MPa 升壓至工作狀態(tài)的 06MPa 進展運算；

21、據(jù)運算結(jié)果,每臺儲罐選用 1 臺氣化量為 200m 3/h 的空溫式氣化器為儲罐增壓,LNG 進增壓氣化器的溫度為 -162 3,氣態(tài)自然氣出增壓氣化器的溫度為-145 ；- .word.zl.- .設(shè)計多采納 1 臺 LNG 儲罐帶 1 臺增壓氣化器；也可多臺儲罐共用 1 臺或 1 組氣化器增壓,通過閥門切換,可簡化流程,削減設(shè)備,降低造價；252 卸車增壓氣化器由于 LNG 集裝箱罐車上不配備增壓裝置,因此站設(shè)置氣化量為 300m 3/h 的卸車增壓氣化器,將罐車壓力增至06MPa；LNG 進氣化器溫度為 化器溫度為 -145 ；253 BOG 加熱器-162 3,氣態(tài)自然氣出氣由于站 B

22、OG 發(fā)生量 最大 的是回收槽車卸車后的氣相天 然氣,故 BOG 空溫式加熱器的設(shè)計才能按此進展運算,回收槽車卸車后的氣相自然氣的時間按30min 計；以 1 臺 40m 3的槽車壓力從06MPa 降至 03MPa 為例,運算出所需BOG空溫式氣化器的才能為240m 3/h ；一般依據(jù)氣化站可同時接卸槽車的數(shù)量選用 BOG 空溫式加熱器； 通常 BOG 加熱器的加熱才能為 5001000m 3/h ；在冬季使用水浴式自然氣加熱器時,將 BOG 用作熱水鍋爐的燃料,其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)；254 空溫式氣化器空溫式氣化器是LNG 氣化站向城市供氣的主要氣化設(shè)施；氣化器的氣化才能按頂峰小時用氣量

23、確定,并留有肯定- .word.zl.- .的余量,通常按頂峰小時用氣量的1315 倍確定；單臺氣化器的氣化才能按 2022m 3/h 運算, 24 臺為一組,設(shè)計 上配置 23 組,相互切換使用；255 水浴式自然氣加熱器 當(dāng)環(huán)境溫度較低,空溫式氣化器出口氣態(tài)自然氣溫度低 于 5時,在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式自然氣加熱器,對 氣化后的自然氣進展加熱；加熱器的加熱才能按頂峰小時用 氣量的 1315 倍確定；256 平安放散氣體 EAG 加熱器LNG 是以甲烷為主的液態(tài)混合物,常壓下的沸點溫度為-161 5,常壓下儲存溫度為 -162 3,密度約 430 kg/m 3；當(dāng) LNG 氣化為氣態(tài)自然

24、氣時,其臨界浮力溫度為-107 ；當(dāng)氣態(tài)自然氣溫度高于-107 時,氣態(tài)自然氣比空氣輕,將從泄漏處上升飄走；當(dāng)氣態(tài)自然氣溫度低于-107 時,氣態(tài)天然氣比空氣重, 低溫氣態(tài)自然氣會向下積聚,與空氣形成可 燃性爆炸物；為了防止平安閥放空的低溫氣態(tài)自然氣向下積 聚形成爆炸性混合物, 設(shè)置 1 臺空溫式平安放散氣體加熱器,放散氣體先通過該加熱器加熱,使其密度小于空氣,然后再 引入高空放散；EAG 空溫式加熱器設(shè)備才能按100m 3儲罐的最大平安放散量進展運算； 經(jīng)運算,100m 3儲罐的平安放散量為 500m 3/h ,- .word.zl.- .設(shè)計中挑選氣化量為 500m 3/h 的空溫式加熱器

25、 1 臺；進加熱器氣體溫度取 -145 ,出加熱器氣體溫度取-15 ；對于南方不設(shè) EAG 加熱裝置的 LNG 氣化站, 為了防止平安閥起跳后放出的低溫LNG 氣液混合物冷灼傷操作人員,應(yīng)將單個平安閥放散管和儲罐放散管接入集中放散總管放 散；26 調(diào)壓、計量與加臭裝置依據(jù) LNG 氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置； 通常設(shè)置 2 路調(diào)壓裝置, 調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器；計量采納渦輪番量計；加臭劑采納四氫噻吩 ,加臭以 隔膜式計量泵 為動力,依據(jù)流量信號將加臭劑注入燃氣管道 中；27 閥門與管材管件選型設(shè)計271 閥門選型設(shè)計工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿意輸送LNG 的壓力和流量要求,同時必需具備

26、耐 -196 的低溫性能；常用的 LNG 閥門主要有增 壓調(diào)劑閥、 減壓調(diào)劑閥、 緊急迫斷閥、 低溫截止閥、 平安閥、止回閥等； 閥門材料為 0Cr18Ni9；272 管材、管件、法蘭選型設(shè)計介質(zhì)溫度 -20 的管道采納輸送流體用不銹鋼無縫- .word.zl.- .鋼管 GB/T 14976 2022,材質(zhì)為 0Cr18Ni9；管件均采納材質(zhì)為 0crl8Ni9 的無縫沖壓管件GB/T 12459 90；法蘭采納凹凸面長頸對焊鋼制管法蘭 HG 20592 97,其材質(zhì)為0Cr18Ni9；法蘭密封墊片采納金屬纏繞式墊片,材質(zhì)為0crl8Ni9；緊固件采納專用 雙頭螺柱、 螺母,材質(zhì)為 0Crl

27、8Ni9 ；介質(zhì)溫度 - 20 的工藝管道,當(dāng)公稱直徑 mm 200時,采納輸送流體用無縫鋼管GB/T8163 1999,材質(zhì)為 20號鋼；當(dāng)公稱徑 200mm 時采納焊接鋼管 GB/T 3041 2022,材質(zhì)為 Q235B；管件均采納材質(zhì)為20 號鋼的無縫沖壓管件GB/T 12459 90；法蘭采納凸面帶頸對焊鋼制管法蘭 HG 2059297,材質(zhì)為 20 號鋼；法蘭密封墊片采納柔性石墨復(fù)合墊片 HG 2062997；LNG 工藝管道安裝除必要的法蘭連接外,均采納焊接連接； 低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復(fù)合聚乙烯絕熱管 殼進展絕熱；碳素鋼工藝管道作防腐處理；273 冷收縮問題 LNG 管

28、道通常采納奧氏體不銹鋼管,材質(zhì)為 0crl8Ni9 ,雖然其具有優(yōu)異的低溫機械性能,但冷收縮率高達 0003；站區(qū) LNG 管道在常溫下安裝,在低溫下運行,前后溫差高 達 180 ,存在著較大的冷收縮量和溫差應(yīng)力,通常采納 “ 門 形 補償裝置補償工藝管道的冷收縮；- .word.zl.- .28 工藝掌握點的設(shè)置LNG 氣化站的工藝掌握系統(tǒng)包括站工藝裝置的運行參數(shù)采集和自動掌握、遠程掌握、聯(lián)鎖 掌握和越限報警；掌握點的設(shè)置包括以下容：卸車進液總管壓力；空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；水浴式自然氣加熱器出氣管壓力與溫度； LNG 儲罐的液位、壓力與報警聯(lián)鎖； BOG 加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出

29、站流量；加臭機 自帶外表掌握 ；29 消防設(shè)計LNG 氣化站的消防設(shè)計依據(jù)CB 5002893.城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī).2022年版 LPG 局部進展；在LNG 儲罐四周設(shè)置圍堰區(qū), 以保證將儲罐發(fā)生事故時對四周設(shè)施造成的危害降低到最小程度；在LNG 儲罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng),噴淋強度為0 15 L/s m 2,噴淋用水量按著火儲罐的全外表積運算, 距著火儲罐直徑 外表積的 50運算；水槍用水量按15 倍圍的相鄰儲罐按其 GBJ 1687.建筑設(shè)計防火規(guī) .2022年版 和 GB 5002893.城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī) .2022年版選?。? .word.zl.- .3 運行治理 31 運行根本要求LNG 氣化站運

30、行的 根本要：防止 LNG 和氣態(tài)自然氣 泄漏 從而與空氣形成爆炸性 混合物；排除 引發(fā)燃燒、爆炸的根本條件, 按規(guī)要求對 LNG工藝系統(tǒng)與設(shè)備進展消防愛護；防止LNG 設(shè)備 超壓和超壓排放 ；防止 LNG 的低溫特性和 龐大的溫差 對工藝系統(tǒng)的危害及對操作人員的 冷灼傷 ；32 工藝系統(tǒng) 預(yù)冷在 LNG 氣化站竣工后正式投運前,應(yīng)使用 液氮 對低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和工藝管道進展 枯燥、預(yù)冷、惰化和鈍化 ；預(yù)冷時利用液氮槽車閥門的開啟度來掌握管道或設(shè)備的冷卻速率1 /min ；管道或設(shè)備溫度每降低20 ,停頓預(yù)冷,檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設(shè)備的位移；預(yù)冷完畢后用 LNG 儲罐殘留的液氮氣化后吹掃、置

31、換常溫設(shè)備及管道,最終用 LNG 將儲罐中的液氮置換出來,就可正式充裝 LNG 進展供氣；33 運行治理與平安愛護331 LNG 儲罐的壓力掌握正常運行中,必需將LNG 儲罐的操作壓力掌握在答應(yīng)的圍；華南地區(qū)LNG 儲罐的正常工作壓力圍為0307MPa,罐壓力低于設(shè)定值時,可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進展增壓；增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定,增壓上限由自增壓閥的自動關(guān)閉壓力確定,其值通常比設(shè)定的自增壓閥開啟壓力約高15；例如：當(dāng)LNG 用作城- .word.zl.- .06MPa,市燃氣主氣源時, 假設(shè)自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為自增壓閥的關(guān)閉壓力約為 009MPa；069 MPa,儲罐的增

32、壓值為儲罐的最高工作壓力由設(shè)置在儲罐低溫氣相管道上的自動減壓調(diào)劑閥的定壓值前壓 限定；當(dāng)儲罐最高工作壓力到達減壓調(diào)劑閥設(shè)定開啟值時,減壓閥自動開啟卸壓,以保 護儲罐平安；為保證增壓閥和減壓閥工作時互不干擾,增壓閥的關(guān)閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊,應(yīng)保證 005MPa以上的壓力差；考慮兩閥的制造精度,相宜的壓 力差應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定；332 LNG 儲罐的超壓愛護LNG 在儲存過程中會由于儲罐的“環(huán)境漏熱 而緩慢蒸發(fā) 日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù) 03,導(dǎo)致儲罐的壓力逐 步上升,最終危及儲罐平安；為保證儲罐平安運行,設(shè)計上 采納儲罐 減壓調(diào)劑閥、壓力報警手動放散、平安閥起跳 三級 平安愛護措施來進展

33、儲罐的超壓愛護；其愛護次序為：當(dāng)儲罐壓力上升到減壓調(diào)劑閥設(shè)定開啟 值時,減壓調(diào)劑閥自動翻開泄放氣態(tài)自然氣；當(dāng)減壓調(diào)劑閥 失靈,罐壓力連續(xù)上升,到達壓力報警值時,壓力報警,手 動放散卸壓；當(dāng)減壓調(diào)劑閥失靈且手動放散未開啟時,平安 閥起跳卸壓,保證 LNG 儲罐的運行平安；對于最大工作壓力為 080MPa 的 LNG 儲罐,設(shè)計壓力為084MPa,減壓- .word.zl.- .調(diào)劑閥的設(shè)定開啟壓力為076MPa,儲罐報警壓力為078MPa,平安閥開啟壓力為 080MPa,平安閥排放壓力 為 088MPa；333 LNG 的翻動與預(yù)防 LNG 在儲存過程中可能顯現(xiàn)分層而引起翻動,致使 LNG 大量

34、蒸發(fā)導(dǎo)致儲罐壓力快速上升而超過設(shè)計壓力 7,如 果不能準(zhǔn)時放散卸壓,將嚴(yán)峻危及儲罐的平安；大量討論證明,由于以下緣由引起 致翻動：LNG 顯現(xiàn)分層而導(dǎo)儲罐中先后充注的 LNG 產(chǎn)地不同、組分不同而導(dǎo)致密度不同；先后充注的LNG 溫度不同而導(dǎo)致密度不同；先充注的 LNG 由于輕組分甲烷的蒸發(fā)與后充注的LNG 密度不同；要防止 LNG 產(chǎn)生翻動引發(fā)事故,必需防止儲罐的 LNG顯現(xiàn)分層,常采納如下措施；將不同氣源的 LNG 分層；LNG 分開儲存,防止因密度差引起為防止先后注入儲罐中的 LNG 產(chǎn)生密度差,實行以下充注方法：a槽車中的LNG 與儲罐中的LNG 密度相近時從儲罐的下進液口充注；- .w

35、ord.zl.b槽車中的輕質(zhì)- .LNG 充注到重質(zhì)LNG 儲罐中時從儲罐的下進液口充注；c槽車中的重質(zhì)LNG 充注到輕質(zhì)LNG 儲罐中時,從儲罐的上進液口充注；儲罐中的進液管使用混合噴嘴和多孔管,可使新充注的 LNG 與原有 LNG 充分混合,從而防止分層；對長期儲存的 止而分層；LNG ,實行定期倒罐的方式防止其因靜334 運行監(jiān)控與平安愛護 LNG 儲罐高、低液位緊急迫斷；在每臺 LNG 儲罐的 進液管和出液管上均裝設(shè)氣動緊急迫斷閥,在緊急情形下,可在卸車臺、儲罐區(qū)、掌握室緊急迫斷進出液管路；在進液 管緊急迫斷閥的進出口管路和出液管緊急迫斷閥的出口管 路上分別安裝管道平安閥,用于緊急迫斷

36、閥關(guān)閉后管道泄 壓；氣化器后溫度超限報警,聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進液管；重 點是對氣化器出口氣體溫度進展檢測、報警和聯(lián)鎖；正常操 作時,當(dāng)?shù)竭_額定負荷時氣化器的氣體出口溫度比環(huán)境溫度 低 10 ；當(dāng)氣化器結(jié)霜過多或發(fā)生故障時,通過溫度檢測超 限報警、聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進液管實現(xiàn)對氣化器的掌握；在 LNG 工藝裝置區(qū)設(shè)自然氣泄漏濃度探測器；當(dāng)其 濃度超越報警限值時發(fā)出聲、光報警信號,并可在掌握室迅- .word.zl.- .速關(guān)閉進、出口電動閥；挑選超壓切斷式調(diào)壓器；調(diào)壓器出口壓力超壓時,自 動切換；調(diào)壓器后設(shè)平安放散閥,超壓后平安放散；自然氣出站管路均設(shè)電動閥,可在掌握室快速切斷；出站閥后壓力高出設(shè)定報警

37、壓力時聲光報警；緊急情形時,可遠程關(guān)閉出站電動閥；4 結(jié)語 操作中應(yīng)優(yōu)先采納增壓調(diào)劑閥的自動開關(guān)功能實現(xiàn) 儲罐的自動增壓；假設(shè)自增壓閥關(guān)閉不嚴(yán),增壓完畢時必需 將增壓氣化器進液管根閥關(guān)閉； LNG 儲罐的工作壓力、 設(shè)計壓力、 運算壓力分別有不 同的定義和特定用途,不能將運算壓力誤作為設(shè)計壓力,以 免錯設(shè)儲罐平安閥開啟壓力；采納儲罐減壓調(diào)劑閥、壓力報警手動放散、平安閥起 跳三級平安措施愛護儲罐時,其壓力設(shè)定由低到高依次為：減壓調(diào)劑閥定壓值、壓力報警定壓值、平安閥定壓值；在滿意 LNG 儲罐整體運輸與吊裝要求的前提下,提 高單罐公稱容積、削減儲罐數(shù)量、簡化工藝管路和削減低溫外表與閥門數(shù)量, 是合

38、理降低LNG 氣化站造價的有效措施；為促進 LNG 的平安利用,應(yīng)盡快公布先進適用、符 合國情的 LNG 設(shè)計規(guī)；- .word.zl.- .液化自然氣是氣田開采出來的自然氣,經(jīng)過脫水、脫酸性氣體和重?zé)N類 ,然后壓縮、膨脹、液化而成；LNG 接收站的主要功能是接收、儲存和將LNG 再氣化 ,并通過管網(wǎng)向電廠和城市用戶供氣 ,也可通過槽車向用戶直接供應(yīng) LNG ；目前主要有 3 種類型 LNG 接收終端：一是氣源型接收終端,由于遠離用戶需要長距離管道輸送,外送輸氣管道壓力一般為 5.09.0MPa；二是調(diào)峰型接收終端,為事故應(yīng)急及調(diào)峰,LNG 儲罐規(guī)模小且靠近用戶,外送輸氣管道壓力一般為2.03

39、.0MPa；三是衛(wèi)星型接收終端,主要針對小圍區(qū)域用戶 供氣,外送輸氣管道壓力接近城市中壓或次高壓配氣管網(wǎng)壓 力,一般為 0.10.8MPa；LNG 工程通常由LNG 碼頭、 LNG 接收站、輸氣管線、LNG 電廠和城市用戶組成；1 再冷凝工藝和直接壓縮工藝比照1.1. 流程比照- .word.zl.- .依據(jù)對儲罐冷損產(chǎn)生BOG蒸發(fā)氣體 處理方式的不同,LNG 接收終端外輸工藝分為直接壓縮工藝和再冷凝工藝；兩種工藝并無本質(zhì)上的區(qū)分；直接壓縮工藝,是指LNG 儲罐 BOG 通過壓縮機直接加壓到管網(wǎng)所需壓力后,進入外輸管網(wǎng)輸送,儲罐 LNG 通過罐泵加壓后送入氣化器氣化進入外輸管網(wǎng)輸送,不需要設(shè)置

40、再冷凝器,其次級外輸泵的設(shè)置視外輸管網(wǎng)壓力上下而定；直接壓縮工藝設(shè)備少,流程簡潔；再冷凝工藝是指罐BOG 通過壓縮機加壓1MPa 左右,與罐低壓泵輸送一樣壓力的局部過冷LNG 液體,兩者依據(jù)一定比例在再冷凝器中直接換熱,利用加壓后過冷的 LNG 自身“ 顯冷特性將大局部BOG 冷凝,與另一局部罐泵加壓LNG 會合后經(jīng)其次級外輸泵加壓,進入氣化器氣化后送入高壓外輸管道； 再冷凝工藝流程較復(fù)雜,且需要不斷氣化 LNG對外輸氣；- .word.zl.- .1.2 能耗分析再冷凝工藝節(jié)能的成效與3 個因素有關(guān)：一是BOG 壓縮機和罐泵出口流體壓力,即再冷凝器的操作壓力越低,LNG 其次級泵進口壓力小,

41、節(jié)能成效越明顯； 但降低操作壓力受 LNG 過冷程度限制,過冷程度太小將會影響操作；一般工程上的再冷凝器操作壓力取0.6 1.0MPa；二是依據(jù)廣義泊努利方程,輸送單位質(zhì)量流體時泵比壓縮機的功耗低；隨著外送輸氣管道的氣量增大,節(jié)能成效更為明顯；三是外 送輸氣管道的壓力越高,即進出口壓差越大,節(jié)能成效越明 顯；再冷凝工藝適合大型氣源型接收終端；這是由于 BOG 和 外送輸氣管道的氣量大,輸氣管道壓力高,罐泵始終運行對 BOG 再冷凝的冷源,因此節(jié)能成效明顯；外供氣,確保了 直接壓縮工藝適合調(diào)峰型接收終端,緣由在于調(diào)峰型終端無 法確保為再冷凝器供應(yīng)連續(xù)的冷源,外送輸氣管道的壓力 低,導(dǎo)致再冷凝節(jié)能

42、成效不顯著,由于省去了再冷凝器等設(shè) 備,投資相對較低；而衛(wèi)星型接收終端相對于調(diào)峰型接收終 端規(guī)模更小、壓力更低,因此采納直接壓縮工藝更為適合；2 主要設(shè)備選型 2.1 LNG 儲罐- .word.zl.- .LNG 儲罐均為雙層金屬罐 ,與 LNG 接觸的層為含 9%Ni低溫鋼 ,外層為碳鋼 ,中間絕熱層為膨脹珍寶巖 ,罐底絕熱層為泡沫玻璃；2.1.1 罐容的確定接收站的儲存LNG 的才能,最小罐容的運算公式: Vs=Vt+n Qa-t q+r Qc T 式中 Vs LNG 罐最小需求容積,m3；Vt LNG 船的最大容積,m3; n LNG 船的延誤時間 ,d; Qa 頂峰月平均日送氣量 ,m3/d; t LNG 卸料時間 ,d; q 最小送出氣量,m3/d; ; ,m3/d ；r LNG 航行期間市場變化系數(shù)T LNG 船航行時間 ,d; Qc 頂峰月平均城市燃氣日送氣量以上運算出的