发布时间 : 星期日 文章燃气项目 技术设计方案 (DOC)更新完毕开始阅读
技术设计方案
技术设计方案
一、LNG气化站工艺流程 1、工艺流程简述
LNG采用集装箱式储罐贮存，通过公路运至LNG气化站，在卸车台处由专用的卸车增压器对集装箱式储罐进行增压，利用压差将LNG卸入低温储罐内。非工作条件下，储罐内LNG贮存温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，储罐增压器将储罐内压力增高到0.6Mpa（以下文中如未加说明，压力均为表压）。增压后的低温LNG自流进入空温式气化器，与空气换热后发生相变转化为气态NG并升高温度，气化器出口温度比环境温度约低10℃，当空温式气化器出口的天然气温度在-5℃以下时，须使用水浴式加热器升温，最后经调压（调压器出口压力为0.40MPa）、计量、加臭后进入输配管网送至终端用户。
工LNG气化站工艺流程简图
2、卸车
（1）卸车工艺及其参数确定
卸车工艺通常采用的方式有：槽车自增压方式、压缩机辅助增压方式、设置
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专用卸车增压器方式、LNG低温泵卸车方式等等。
根据本站的设计规模以及LNG运输的实际情况，设计采用设置专用卸车增压器方式。利用卸车增压器给集装箱式储罐增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入LNG低温储罐。当卸车进入结束阶段，集装箱式储罐内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。
卸车工艺管线系统包括LNG液相管线、NG气相管线、气液相连通管线、安全泄放管线和氮气吹扫管线以及若干低温阀门。 （2）卸车口数量确定
本LNG气化站日供气量为8.5×104Nm3，折算LNG约142m3。考虑将来汽化站供气规模进一步扩大,设计布置2个装卸口，可使2台槽车同时进行装卸作业。
3、贮存增压
（1）贮存增压工艺及参数确定
LNG在-162℃贮存时为常压，运行时需要对LNG储罐进行增压，以维持其向外供液所必须的压力(0.55～0.60Mpa)。
当LNG储罐压力低于升压调节阀设定的开启压力时，升压调节阀自动开启，LNG进入储罐增压器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管返回到储罐内，使储罐气相压力上升；当LNG储罐压力高于设定压力时，升压调节阀自动关闭，储罐增压器停止工作，随着罐内LNG的排出，储罐压力又逐渐下降。通过升压调节阀的开启和关闭，从而使得LNG储罐压力维持在设定的压力范围内。 （2）储罐增压系统组成
储罐增压系统由储罐增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成，系统主要包括：
? 储罐增压器（空温式气化器）400Nm3/h共4台，每2台储罐共用一台储罐
增压器；
? 自力式升压调节阀共4只（DN40）； ? 其他低温阀门和仪表。
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4、气化加热
（1）工艺及参数确定
本设计采用空温式汽化器和水浴式加热器相结合的串联流程，夏季采用空温式汽化器即可使出站气体温度达到设计要求；冬季气温较低，必须使用水浴式加热器对空温式汽化器出口的低温天然气进行增热，以使出站气体温度符合设计要求。
本LNG汽化站最大小时供气量为4350Nm3/h。考虑40%的富裕量，汽化器总的设计汽化能力按6000Nm3/h考虑。 （2）汽化及增热系统组成
空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本工程设计采用自然通风空温式气化器。自然通风空温式气化器需要定期切换除霜。考虑到本工程的用气性质（工业用气），设计选用8台空温式气化器，分2组设置（每组4台），轮换使用，单台设计汽化量为1500Nm3/h。在两组空温式气化器的入口管道上均设有气动低温切换阀，正常工作时两组气化器通过气动低温切换阀进行切换使用，夏季每6小时切换一次；冬季每4小时切换一次。此外，当汽化器出口NG温度低于0℃时，自控系统低温报警，此时气动低温切换阀动作，切换使用空温式气化器。
水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。根据本站设计规模，并考虑经济因素，本设计采用热水加热式，利用锅炉产生的热水给低温NG加热。水浴式加热器设计流量为6000Nm3/h，共1台。在冬季NG出口温度低于5℃时，自控系统低温报警并启动水浴式加热器。
5、 BOG工艺
（1）BOG来源
由于吸热或压力变化造成LNG的一小部分蒸发为气态(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体包括：
1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体。
2）LNG卸车操作时由于储罐压力、气相容积变化产生的蒸发气体：
a.储罐接收的LNG与储罐内原来贮存的温度较高的LNG接触产生的蒸发气体。 b.接收LNG的储罐因气相容积相对减少而产生的蒸发气体。
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c.接收LNG的储罐在压力较高时进行减压操作产生的气体。 3）集装箱式储罐内的残余气体。 4)灌瓶时产生的蒸发气体。 （2）BOG工艺及参数确定
根据本工程的LNG贮存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的处理采用缓冲输出的方式。
LNG储罐和集装箱式储罐排出的BOG气体为低温状态，且流量不稳定，因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网。
为了保证运行阶段LNG储罐的安全以及卸车顺利进行，储罐气相管路上装有降压调节阀及手动BOG排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的设定压力以及贮槽的设计压力，该降压调节阀的设定压力应高于升压调节阀设定压力而低于储罐设计压力，本设计中设定为0.68Mpa。手动BOG排放阀用于对接收LNG的储罐在卸车前进行减压操作。
BOG加热器用于加热低温NG，采用500Nm3/h空温式加热器，冬季气温较低时水浴加热器可同时加热低温BOG。
缓冲罐为压力储罐，水容积100m3。
6、安全泄放工艺
天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120℃左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、阻火器和放散塔组成。
设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用300Nm3/h空温式加热器。常温放散的NG直接经阻火器后进入放散塔放散。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。
为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。
缓冲罐上设置安全阀及爆破片。
在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀放散双重措施。
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