威海液化天然气气化站设计.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流威海液化天然气气化站设计.精品文档.威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍摘要：本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计，主要设备选型及安全措施。关键词：液化天然气：工艺流程；设备：安全1. 前言威海市原计划采用龙口烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源，但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求，这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。随着国内天然气行业的发展，威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件，特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施，给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。与

2、CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。因此，我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充，将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。本工程一次设计，分期投产，一期工程供气40104m3d，二期工程供气8.6104m3d，用户为居民、商业及部分工业用户。2气化站工艺介绍21气质成分与理化参数21. 1气质成分目前，国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中

3、原油田生产的，目前中原油田LNG已经出现供不应求的局面，因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源，同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。根据新疆广汇提供的LNG组分，确定本工程设计计算用天然气组分如下：天然气组分摩尔分子百分数CH482.422C2H611.100C3H84.533N20.8232其余1.1128212理化参数经过计算，新疆广汇LNG气源的理化参数见下表：理化参数参数值高热值(MJ/Nm3)46.723低热值(MJ/Nm3)42.340液态密度(MJ/Nm3)467气态密度(MJ/Nm3)0.8629华白数(MJ/Nm3)57.196运动粘度(m3/s)(标态)10

4、.9810-6燃烧势42.575爆炸上限()4.318爆炸下限()14.357由上表可知，LNG气源的华白数为57196MJNm3，燃烧势为42575；同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能，而渤海天然气的华白数为4888MJ/Nm3，燃烧势为4518，尽管均符合城市燃气分类(GBT13611-92)中12T类，但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17，届时灶具如果不加以改造的话，必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。此外，本LNG站属于启动气源，将来即使烟台长输管道来气以后，它作为备用、调峰气源，届时，仍有供气的可能，因此，这两种气源如能互换是最经济的。在设计中为解决这个问

5、题，在汽化斤的流程中增加了一套掺混空气系统，将LNG气源气(低热值4234MJNm3)与压缩空气进行高压比例式掺混，掺至可与渤海大然气(低热值3511MJNm3)互换，这样将来威海市不论是采用渤海天然气作为最终气源，还是将来事故情况下用LNG作为备用气源，用户处均能保证用气安全、稳定，还节省了大量改造灶具的费用。经过计算，新疆广汇气源与空气的掺混比例采用88：12即可达到要求，而且安全可靠。2. 2 工艺流程目前。国内LNG气化站所采用的液态天然气运输方式通常有LNG槽车和罐式集装箱车两种。河南中原油田生产的LNG采用槽车运输方式，而新疆广汇生产的LNG则采用罐式集装箱车运输。由LNG槽车或集

6、装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车白带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0506Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热，发生相变，出口天然气温度高于环境温度10以上，再通过缓冲罐缓冲，之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在04MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为01MPa：另一路计量后直接以04MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四

7、氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到51O。气化站的工艺流程框图如下：3. 主要设备选型3. 1 LNG储罐311储罐选型LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：a)真中粉末隔热隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少

8、采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为2001500m3，且球形储罐现场安装难度大。b)正压堆积隔热采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。c)高真空多层隔热。采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。本工程采用国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。312储罐台数储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇

9、两个气源，运输周期最远的可达5天，但随着新疆广汇气源的配套工程建成，将在内地建设若干个转运站，这将进一步缩短运输周期，综合考虑以上情况，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下：工作压力：06MPa，设计压力：077MPa，工作温度：-162，设计温度：-196，单台水容积：105m3，内罐直径3000mm，内罐材质：OCrl8Ni9，外罐直径3500mm，外罐材质：16MnR，夹层填充珠光砂并抽真空。32空温式气化器321气化能力气化器的气化能力根据高峰小时用气量确定，并留有一定富裕量。设计上配置两组，互相切换使用。本项目

10、一期工程高峰小时流量3880m3h，二期工程高峰小时流量8893m3h。据此，一期选用6台2000m3h空温式气化器，分为2组，每组3台，互相切换：二期增加4台，每组5台，互相切换。322主要工艺参数工作压力：0. 6MPa，设计压力：10MPa，工作温度：-162，设计温度：-196，立式，主体材质：铝翅片管(LF21)，气化能力：2000m3h，出口温度：低于环境温度10。33 水浴式NG加热器当环境温度较低，空温式气化器出口NG温度低于5时，在空温式气化器后串联水浴式NG加热器，对气化后的天然气进行加热。331 加热能力加热器的加热能力同样根据高峰小时用气量确定，一期设置1台5000m3

11、h水浴式NG加热器，二期增加1台。33. 2 主要工艺参数工作压力：06MPa，设计硬度力：08MPa,进气温度；-30，出气温度：510，加热能力；5000m3h，加热用热水由站内自建的锅炉房供应。34 BOG加热器LNG储罐日蒸发率大约为015，这部分蒸发了的气体(简称BOG)如果不及时排出，将造成储罐压力升高，为此设置了降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。储罐蒸发的BOG和槽车卸车的BOG，通过1台BOG加热器加热后进入BOG储罐储存，在冬季使用水浴式NG加热器时，BOG可作为热水锅炉的燃料，夏季可进入管网。3. 5 EAG加热器低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107以下时

12、，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚。因此设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。36空压站设备为保证天然气与空气进行高压比例式掺混，选用14. 16m3min风冷式螺杆空气压缩机3台，2开1备，以及相应的无热再生空气干燥器、压缩空气除油器、除尘器以及橇装式静态混合器等设备。4安全设计41危害分析液化天然气是天然气储存和输送的一种有效的方法，在实际应州中，用户使用的是气化后的天然气，因此，在考虑LNG设备或工程的安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑

13、液态的低温特性和由此引发的安全问题。液化天然气的主要成分是甲烷，属易燃易爆气体，能与空气混合形成爆炸性混合物，其爆炸下限较低(约为43)，少量泄漏一旦遇到明火就易引起爆炸：同时液态天然气又有低温的特性，如果发生LNG溢出或泄漏，在-107以下时，气体密度比空气大，容易向下积聚，溢出的LNG蒸发速度非常快，并会迅速冷却周围空气中的水蒸汽，形成大量的白色蒸汽云，并四处扩散，如果遇到火源将引起火灾，造成严重后果，低温还会导致灼伤、冻伤、体温降低等；另外，LNG系统在常温下安装，在低温条件下运行，前后温差很大(180c0)：因此，在设计中都必须采取必要的措施。42安全考虑对于液化天然气的生产、储运和气

14、化供气的各个环节，主要考虑的安全问题就是如何防止天然气泄漏，与空气形成可燃的混合气体，消除引发爆炸、燃烧的基本条件以及LNG设 备的防火及消防要求；防止LNG设备超压，引起超压排放；由于LNG的低温特性，对材料和设备制作方面的相关要求：LNG系统安装与运行温差大带来的相关要求：及进行LNG操作时，操作人员的防护等。421有关规范由于目前国内尚无针对液化天然气的专门规范，而石油化工企业设计防火规范(GB5016092，99年版)中液化烃的定义中包含有液化天然气，因此在消防方面主要执行的是石油化工企业设计防火规范(GB5016092)中的相关条款，同时也部分借鉴了美国标准NFPA 59A液化天然气

15、(LNG)生产、储存和装运标准：在气化后的常温天然气部分则主要执行的是城镇燃气设计规范(GB50028-93，2002年版)。最近国家有关部门对城镇燃气设计规范进行修改，拟增加液化天然气一个章节，我们期待这个规范能够尽快执行。4. 22设计措施a)紧急关闭系统(ESD)每台LNG储罐的底部进液管和出液管均装设了气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区或控制室就近切断。紧急切断系统可控制LNG的连续释放产生的危害。b)可燃气体检测仪在卸车台、储罐区及气化区等天然气有可能发生泄漏的地方，均设置了可燃气体检测仪，当检测出的环境中可燃气体含量超标(达到爆炸下限的20)时发出警报，工作人员可根据

16、具体情况选择处理。c)低温检测仪在储罐底部等有可能发生LNG泄漏并有可能对设备基础造成损害的地方，设置低温检测仪，在检测到异常低温时报警。d)控制系统LNG储罐液位设高、低液位报警，当储罐在空温式气化器进液管道上设置气动紧急切断阀，与出口温度联锁当气化器结霜过多或发生故障时，导致出口温度低于正常值时，报警并联锁切断。此外，还设有一些温度、压力检测项目，以实现安全控制。e)安全泄放系统LNG的体积膨胀系数很高，通常可达600倍，在密闭情况下，LNG受热膨胀，引起管道内压急剧升高会导致管道发生破裂，因此，在液相管道两道阀门之间加设安全阀。此外，LNG储罐也设有安全阀，一旦罐内压力超高，安全阀起跳，

17、可将超压气体排出，保护储罐。f)消防在LNG储罐区设置了排液沟和积液池，安装移动式泡沫灭火装置，设置了21500m3的消防水池，厂区设置环状消防给水管网，安装地上消火栓若干，储罐区设置1米高的挡液堤，并安装消防水炮及消防喷淋装置，此外储罐匡和气化巨还分别设置干粉灭火装置着干。g)火灾报警卸车台、储罐区、气化区均设置了火灾报警系统，可根据现场感烟探头探测到的情况报警或人为手动报警。h)阀门、管道及管件站区工艺管道大体上分为两种。介质温度大于-20的管道选用碳钢无缝钢管，材质为20#钢：介质温度小于-20的管道选用不锈钢无缝钢管，材质为0Crl8Ni9。LNG管件采用与LNG输送管道相同(或相匹配

18、)技术要求的管件，如法兰采用不锈钢材质的0Crl8Ni9，密封垫片采用不锈钢金属缠绕垫片。根据目前国内LNG站运行的情况，关键阀门选用日本进口低温阀门，其余阀门一律选用国产专用低温阀门。LNG系统在常温条件下安装，在低温条件下运行，两者温差很大(180c0)，由此而来的膨胀及收缩应力，设计时要据此考虑必要的柔性，以便最大应力在允许范围内。5. 结束语本工程气化站一期工程投资估算大约为2720万元，其中建筑工程费728万元，安装工程费182万元，设备购置费914万元。LNG以其运输灵活、储存效率高、运行成本低(空温式气化几乎不消耗能源)等优点得到越来越多的用户青睐，我国LNG气化站目前主要分布在山东、河南、安徽等地，随着我国LNG基地的规划实施，在目前管道供天然气无法幅盖的城镇，采用LNG气化站作为主气源、过渡气源、补充或调峰气源有广阔的发展前景。