LNG气化站工艺流程图.docx

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1、精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -LNG气化站工艺流程图如下列图， LNG 通过低温汽车槽车运至LNG 卫星站， 通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG 送至卫星站低温LNG 储罐；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG 增压到 0.6MPa；增压后的低温LNG 进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态自然气并上升温度，出口温度比环境温度低10，压力为0.45 0.60 MPa，当空温式气化器出口的自然气温度达不到5以上时，通过水浴式加热器升温，最终经调压(调压器出口压力为0.35 MPa) 、计量、加臭后进入城市输配管

2、网，送入各类用户；LNG 液化自然气化站安全运行治理LNG 就是液化自然气（ Liquefied Natural Gas）的简称，主要成分是甲烷；先将气田生产的自然气净化处理， 再经超低温（ -162）加压液化就形成液化自然气；LNG 无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态自然气体积的1/600， LNG 的重量仅为同体积水的45%左右；一、LNG 气化站主要设备的特性 LNG 场站的工艺特点为 “低温储存、常温使用”；储罐设计温度达到负196（摄氏度 LNG 常温下沸点在负162 摄氏度），而出站自然气温度要求不低于环境温度10 摄氏度；场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管

3、件的保冷性能要好； LNG站内低温区域内的设备、管道、外表、阀门及其配件在低温工况条件下第 1 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性；因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和供应高输出压力， 所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满意要求，而且保冷绝热性能要好；气化设备在一般气候条件下要求能抗地震，耐台风和满意设计要求， 达到最大的气化流量；低温储罐和过滤器的制造及日常运行治理已纳入国家有关

4、压力容器的制造、验收和监查的规范； 气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、 改造、修理或移动压力容器的位置，都必需向压力容器的监查单位申报；二、LNG 气化站主要设备结构、常见故障及其爱护修理方法1LNG 低温储罐LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离；内外壳严格依据国家有关规范设计、 制造和焊接；经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成； 150W 低温储罐形状尺寸为中 372022451 米，空重 50871Kg，满载重量 123771；（ 1）储罐的

5、结构低温储罐管道的连接共有 7 条，上部的连接为内胆顶部， 分别有气相管， 上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共 4 条，下部的连接为内胆下部共 3 条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管； 7 条管道分别独立从储罐的下部引出；储罐设有夹层抽真空管1 个，测真空管 1 个（两者均位于储罐底部） ；在储罐顶部设置有爆破片（以上3 个接口不得随便撬开） ；内胆固定于外壳内侧， 顶部采纳十字架角铁， 底部采纳槽钢支架固定； 内胆于外壳间距为 300 毫米；储罐用地脚螺栓固定在地面上；储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线；储罐设有压力表和压差液位计， 他们分别配有二次表作为自控数据的采

6、集传送终端；（ 2）低温储罐的故障及爱护内外夹层问真空度的测定（周期一年）第 2 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -日常检查储罐设备的配套设施：储罐基础观看，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的影响；安全阀频繁打开，疑为BOG 气体压力过高；储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致；正常储存液位上限为95，下限为 15，不得低于 3 米（低温泵的要求）低温阀门使用一段时间后，会显现漏液现象； 如发觉上压盖有微漏， 应压紧填料压盖；如阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗；2气化器（

7、 1）气化器的结构可承担 4 级地震和 160 公里小时的飓风；最大答应工作压力为580Psig（40Kgm；）流量最大到 8000Nm3h一体式设计气化器高度14 米，重量大约是 7100Kg气化器由 40 余个部件组成，均采纳美国进口铝合金材料制作，国内组装；连接处使用不锈钢螺栓、 铝合金角铁焊接， 并经及气体试压、 焊缝检查合格后出厂；气化器低温液体自下而上不断气化后，气态介质由顶部流出； 管路的对称设计保证了液体在气化器内的匀称流淌，各类气化器都有不同的翅片组合形式，翅片的有力组合是为了削减气化器结霜的情形，保证气化效率， 常见的组合有： 8+12组合， 4+8 组合的模式；液、气态的

8、流向也不相同，这些设计都是为了提高设备的气化才能和效率；（ 2）气化器故障及安全操作外观结霜不匀称焊口有开裂现象， 特殊留意低温液体导入管与翅片和低温液体汇流管焊接处的裂纹；留意低温液体或低温气体对人体的冻伤，以及对皮表面的粘结冻伤， 故在操作过程中务必留意穿戴劳动爱护用品；气化器在运行过程中如发觉设备过渡结冰和周边环境温度下降等情形，请尝试以下几个解决方法：I 削减液体的输入量第 3 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -II 增加气化器的数量III 用热水或者其他手段给气化器化霜V停止、切换气化器

9、或使用备用气化器3低温离心泵（ 1）低温离心泵的结构特点为保证LNG 储罐内的 LNG 输出达到次高压16Kg cm2 的压力，在 LNG 储罐的出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵具有以下几个特点：泵体和电机完全浸没在LNG 低温介质中，从而杜绝了产品的缺失，并保证了泵的快速启动真空绝热套使冷损降至极限密封剂浸润性设计时爱护要求降至最低泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸可变频调速的电机扩大了泵的输出功率和转速的变化范畴（ 2）低温烃泵的故障及安全爱护日常操作中不应有反常噪音，几个泵之间比较比较定期检查：按说明书要求每4000 小时进行修理检查（与供应商联系）低温储罐最低液位至泵进口管道液

10、位应保持在3 米以上的高度留意对泵外壳体的爱护和对泵的外壳体的清洁工作；外壳、外壁结霜怀疑为漏真空（泵启动后顶部的结霜为正常），可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔平常不要打开；4过滤器（ 1）过滤器的结构特点场站所使用的过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站自然气中的颗粒杂质及水；过滤器的滤芯式可以更换的，更换下的滤芯（指滤网材质为不锈钢）经清洗 后可重复使用； 过滤器配备压差计， 指示过滤器进出口燃气的压力差，它表示滤芯的堵塞程度，过滤器滤芯的精度一般选用50um，集水腔的容积大于12过滤器的容积；（ 2）过滤器的日常爱护内容和故障处理定期排水和检查压差计读数第 4 页，共 16 页 -

11、 - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形过滤器表面有无油漆脱落有无反常噪音及震惊支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动如过滤器法兰盖显现泄露可能是由于密封面夹杂异物，可将密封面吹扫 （吹扫可用氮气）后更换密封垫片；如接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情形严峻的予以更换过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换过滤器吹扫或修理后须用氮气试压、置换合格后方可使用；三 、 LNG 气 化 站 的 安 全 管 理 工 作1制定合理的操作规章制度.LNG 装卸车操作规程：.LNG 储罐倒罐

12、操作规程.LNG 气化器操作规程.BOG 复热气操作规程.储罐自增压操作规程.EAG 复热器操作规程.卸车增压器操作规程.撬装式调压器操作规程.BOG 计量撬操作规程.LNG 离心泵操作规程.自然气加臭机操作规程.中心调度掌握程序切换操作规程.消防水泵操作规程.LNG 气化站管道设备爱护保养技术和操作手册2建立台帐、设备有关技术资料和各类原始资料.爱护记录.巡查巡检记录.进出人员治理资料第 5 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -.各类操作记录.应急演练记录.安全活动记录 3编制自然气管线、场站事故

13、应急预案预案依据国家、省、市、政府有关法律、法规及相关规定，并结合企业的制度及实际情形，预案应分别有事故不利因素的分析、危害、分级、事故处理响应的等级、处理的程序及后期处理， 并常常开展不同等级的事故演练和对抢修装备的检查，对大型的演练要联合当地的公安消防、安全治理部门一道进行； 4严格执行上岗考试制度各类操作人员独立操作前必需经过公司有关部门组织的考试，成果合格方可独立上岗；5加强对消防设备和防雷防静电设备的检查和治理加强对 LNG 气化站防雷、防静电设施的定期抽查和爱护保养工作；重点对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器的检查；可燃气体报警设备需定期保修，确保其完好有效；

14、6建立 LNG 场站设备等爱护保养制度；加强对LNG 工艺管线及其设备的日常爱护工作留意对工艺管线保冷层的爱护和工艺管线的各类阀门等的检查，仪器外表接线盒、接线柱的检查，管道支架、操作平台的日常爱护工作（涡轮番量计的定期加 油，管道绝缘法兰静电绝缘的检测） ，工艺管道如液相管都向液体流淌的方向具有肯定坡度， 坡度的大小依设计而定， 而气相管一般没有坡度； 留意工艺管道活动支架的正常滑动；日常检查常开阀门如安全阀根部阀、 调压阀、紧急迫断阀、 单向阀和常闭阀门如排空阀、 排液阀的运行状态； 场站内有平焊法兰和对焊法兰， 两者分别用于中压和高压管道，平焊法兰又称承插法兰，对焊法兰又称高颈法兰；保持

15、工艺管道的畅通，防止憋液、憋气；留意储罐满罐的溢出和BOG 排出鼙的变化；留意管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力，使管道发生弯曲现象； 日常巡检过程中应赐予留意；第 6 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -对工艺管道腐蚀现象应赐予留意，在日常爱护中留意防腐和补漆；对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用；定期对安全附件、 安全阀和外表的效验并做好记录； 对 LNG 气化站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器外表的检查爱护保养相关事宜仔细查看产品说明书、 向供应商和产品爱护单位询

16、问；按要求做好修理方案和现场记录工作； LNG 场站应备有低温深冷的防护劳保用品，应有驱散大气中冷凝气体的设备，如大型风机； LNG场站作为重点危急源，并且已列入政府安全重点防范单位，作为气化站的治理单位应与政府相关部门准时沟通，处理一些问题；LNG气化站工艺设计与运行治理摘要：液化自然气 (LNG)以其能量密度高、运输便利、环保、经济等优点，已成为管输自然气供应范畴以外城市的主气源和过渡气源；论述了液化自然气气化站的工艺流程、工艺设计要点和运行治理措施；关键词： LNG气化站；工艺流程；工艺设计；运行治理LNG(液化自然气 ) 已成为目前无法使用管输自然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是很

17、多使用管输自然气供气城市的补充气源或调峰气源；LNG气化站 凭借其建设周期短以及能快速满意用气市场需求的优势，已逐步在我国东南沿海众多经济发达、 能源紧缺的中小城市建成， 成为永久供气设施或管输自然气到达前的过渡供气设施； 国内 LNG供气技术正处于进展和完善阶段，本文拟以近年东南沿海建设的部分LNG气化站为例，对其工艺流程、设计与运行治理进行探讨； 1 LNG气化站工艺流程11 LNG卸车工艺LNG通过大路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压( 或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压) ，使槽车与 LNG储罐

18、之间形成肯定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内； 卸车终止时， 通过卸车台气第 7 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -相管道回收槽车中的气相自然气；卸车时，为防止 LNG储罐内压力上升而影响卸车速度，当槽车中的 LNG温度低于储罐中 LNG的温度时， 采纳上进液方式； 槽车中的低温 LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐， 将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺当进行；如槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采纳下进液方式， 高温 LNG由下进液口进入储罐，

19、与罐内低温 LNG混合而降温， 防止高温 LNG由上进液口进入罐内蒸发而上升罐内压力导致卸车困难；实际操作中，由于目前LNG 气源地距用气城市较远， 长途运输到达用气城市时， 槽车内的 LNG温度通常高于气化站储罐中 LNG的温度，只能采纳下进液方式； 所以除首次充装LNG时采纳上进液方式外，正常卸槽车时基本都采纳下进液方式；为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷； 同时应防止快速开启或关闭阀门使 LNG的流速突然转变而产生液击损坏管道；12 LNG气化站流程与储罐自动增压LNG气化站流程LNG气化站的工艺流程见图1；图 1

20、 城市 LNG气化站工艺流程储罐自动增压与LNG气化靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器， 气化为气态自然气后供应用户；第 8 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -随着储罐内 LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐步变慢直至停止；因此，正常供气操作中必需不断向储罐补充气体，将罐内压力爱护在肯定范畴内，才能使 LNG气化过程连续下去； 储罐的增压是利用自动增压调剂阀和自增压空温式气化器实现的； 当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内 LNG靠液位差流入自增压空温

21、式气化器( 自增压空温式气化器的安装 高度应低于储罐的最低液位) ，在自增压空温式气化器中LNG经过与空气换热气化成气态自然气， 然后气态自然气流入储罐内， 将储罐内压力升至所需的工作压力；利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化， 然后对气化后的自然气进行调压 ( 通常调至 04MPa)、计量、加臭后， 送入城市中压输配管网为用户供气；在夏季空温式气化器自然气出口温度可达15，直接进管网使用；在冬季或雨 季，气化器气化效率大大降低，特殊是在冰冷的北方，冬季时气化器出口2 LNG气化站工艺设计21 设计打算项目的经济效益当确定了项目的建设方案后， 要采纳先进适用的LNG供气流程、安全牢靠地

22、向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益，关键在于工程设计1 ；据西方国家分析， 不到建设工程全寿命费用1的设计费对工程造价的影响度占 75以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要；影响 LNG气化站造价的主要因素有设备选型( 依据供气规模、工艺流程等确定) 、总图设计 ( 总平面布置、占地面积、地势地貌、消防要求等) 、自控方案 ( 主要是外表选型 ) ；通常，工程直接费约占项目总造价的70%，设备费又占工程直接费的48 50，设备费中主要是LNG储罐的费用；22 气化站设计标准至今我国尚无 LNG的专用设计标准， 在 LNG气化站设计时， 常采纳的设计规范为： GB 500289

23、3城镇燃气设计规范(2002年版) 、GBJ 1687建筑设计防火规范 (2001 年版) 、GB50183 2004石油自然气工程设计防火规范、美国 NFPA 59A液化自然气生产、储存和装卸标准；其中GB 501832004石油自然气工程设计防火规范 是由中石油参照和套用美国NFPA59A 标准起草的，很多内容和数据来自NFPA59A 标准；由于 NF-PA 59A标准消防要求高，第 9 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -导致工程造价高，目前难以在国内实施；目前国内LNG气化站设计基本参照GB

24、5002893城镇燃气设计规范 (2002 年版) 设计，实践证明安全可行；23 LNG储罐的设计储罐是 LNG气化站的主要设备， 占有较大的造价比例， 应高度重视储罐设计；231 LNG储罐结构设计LNG 储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/ 预应力混凝土储罐 3 类；地上 LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2 种；金属子母储罐是由 3 只以上子罐并列组装在一个大型母罐( 即外罐 ) 之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形；子母罐多用于自然气液化工厂；城市 LNG气化站的储罐通常采纳立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真

25、空粉末绝热层； 储罐容积有 50m3 和 100m3，多采纳 100m3储罐；对于 100m3 立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度为 17100mm，储罐几何容积为10528m3；232 设计压力与运算压力的确定3目前绝大部分100m 立式 LNG 储罐的最高工作压力为0 8MPa；依据GB 150 1998钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为0 8MPa时，可取设计压力为 084MPa；储罐的充装系数为095，内罐充装 LNG后的液柱净压力为 0062MPa，内外罐之间肯定压力为5Pa，就内罐的运算压力为101MPa；外罐的主要作用是以吊挂式或

26、支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层；作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压；所以外罐为外压容器，设计压力为-0 1MPa；233 100m3LNG储罐的选材2 、3正常操作时 LNG储罐的工作温度为 -162 3，第一次投用前要用- 196的液氮对储罐进行预冷，就储罐的设计温度为- 196；内罐既要承担介质的工作压力，又要承担 LNG的低温，要求内罐材料必需具有良好的低温综合机械性能，特殊要具有良好的低温韧性， 因此内罐材料采纳0Crl8Ni9 ，相当于 ASME美( 国机械工程师协会 ) 标准的 304；依据内罐的运算压力和所选材料，内罐的运算厚度

27、和设计厚度分别为第 10 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -111mm和 12 0mm；作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR，其设计厚度为 100mm；234 接管设计开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8 个接管口；内罐上的接管材质都为0Cr18Ni9 ；为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口( 抽完真空后该管口被封闭 ) ；为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置；24 B

28、OG缓冲罐对于调峰型LNG 气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的 BOG(Boil Off Gas，蒸发气体 ) ，或对于自然气混气站为了匀称混气，常在BOG 加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置；25 气化器、加热器选型设计251 储罐增压气化器333按 100m的 LNG储罐装满 90m 的 LNG后，在 30min 内将 10m 气相空间的压力由卸车状态的 04MPa升压至工作状态的 06MPa进行运算；据运算结果，每台储罐选用 1 台气化量为 200m3 /h 的空温式气化器为储罐增压， LNG进增压气化器的温度为 -162 3，气态自然气出增压气化器的

29、温度为 - 145；设计多采纳 1 台 LNG储罐带 1 台增压气化器；也可多台储罐共用1 台或 1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，削减设备，降低造价；252 卸车增压气化器由于 LNG集装箱罐车上不配备增压装置， 因此站内设置气化量为 300m3/h 的卸车增压气化器，将罐车压力增至 06MPa；LNG进气化器温度为 -162 3，气态自然气出气化器温度为 - 145；253 BOG加热器3由于站内 BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相自然气， 故 BOG空温式加热器的设计才能按此进行运算， 回收槽车卸车后的气相自然气的时间按 30min 计；以 1 台 40m 的槽车压力从 0

30、6MPa降至 03MPa为例，运算出所需 BOG空第 11 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -温式气化器的才能为240m3 /h ；一般依据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器；通常BOG加热器的加热才能为5001000m3/h ；在冬季使用水浴 式自然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网；254 空温式气化器3空温式气化器是 LNG气化站向城市供气的主要气化设施； 气化器的气化才能按高峰小时用气量确定， 并留有肯定的余量， 通常按高峰小时用气量的13 15

31、倍确定；单台气化器的气化才能按2000m/h 运算， 24 台为一组，设计上配置23 组，相互切换使用；255 水浴式自然气加热器当环境温度较低，空温式气化器出口气态自然气温度低于 5时，在空温式气化器后串联水浴式自然气加热器，对气化后的自然气进行加热 5 、6 ；加热器的加热才能按高峰小时用气量的 1 3 1 5 倍确定；256 安全放散气体 (EAG)加热器LNG 是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161 5，常压下储存温度为 -162 3，密度约 430 kg/m3；当 LNG气化为气态自然气时，其临界浮力温度为 - 107；当气态自然气温度高于 - 107时， 气态自然气比

32、空气轻， 将从泄漏处上升飘走； 当气态自然气温度低于 - 107时， 气态自然气比空气重， 低温气态自然气会向下积聚， 与空气形成可燃性爆炸物； 为了防止安全阀放空的低温气态自然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1 台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散；EAG空温式加热器设备才能按100m3 储罐的最大安全放散量进行运算；经运算， 100m3 储罐的安全放散量为500m3/h ，设计中挑选气化量为500m3/h 的空温式加热器 1 台；进加热器气体温度取- 145，出加热器气体温度取- 15；对于南方不设 EAG加热装置的 LNG气化站，为

33、了防止安全阀起跳后放出的低温 LNG气液混合物冷灼伤操作人员， 应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散；26 调压、计量与加臭装置依据 LNG气化站的规模挑选调压装置； 通常设置 2 路调压装置， 调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器；第 12 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -计量采纳涡轮番量计；加臭剂采纳四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，依据流量信号将加臭剂注入燃气管道中；27 阀门与管材管件选型设计271 阀门选型设计工艺系统阀门应满意输送LNG的压力和流量要求， 同时

34、必需具备耐 -19 6的低温性能；常用的 LNG阀门主要有增压调剂阀、减压调剂阀、紧急迫断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等；阀门材料为0Cr18Ni9；272 管材、管件、法兰选型设计 介 质 温 度 - 20 的 管 道 采 用 输 送 流 体 用 不 锈 钢 无 缝 钢 管 (GB/T 149762002) ，材质为 0Cr18Ni9；管件均采纳材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件 (GB/T 12459 90) ；法兰采纳凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG20592 97) ，其材质为 0Cr18Ni9 ；法兰密封垫片采纳金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9；紧固件采纳专用双头螺柱、螺母，

35、材质为0Crl8Ni9 ；介质温度 - 20的工艺管道，当公称直径 200 mm 时，采纳输送流体用无缝钢管 (GB/T8163 1999) ，材质为 20 号钢；当公称径 200mm时采纳焊接钢管(GB/T 30412001) ，材质为 Q235B；管件均采纳材质为 20 号钢的无缝冲压管件 (GB/T 12459 90) ；法兰采纳凸面带颈对焊钢制管法兰 (HG 2059297) ，材质为20 号钢；法兰密封垫片采纳柔性石墨复合垫片(HG 2062997) ；LNG 工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采纳焊接连接；低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热；碳素钢工艺管道作防

36、腐处理；273 冷收缩问题LNG管道通常采纳奥氏体不锈钢管，材质为 0crl8Ni9，虽然其具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达0 003；站区 LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采纳“门 形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩；28 工艺掌握点的设置LNG气化站的工艺掌握系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动掌握、远程掌握、联锁掌握和越限报警；掌握点的设置包括以下内容：第 13 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -卸车进液总管压力；空温式气

37、化器出气管压力与温度；水浴式自然气加热器出气管压力与温度；LNG储罐的液位、压力与报警联锁；BOG加热器压力；调压器后压力；出站流量；加臭机 ( 自带外表掌握 ) ；29 消防设计LNG 气化站的消防设计依据CB 50028 93城镇燃气设计规范 (2002年版)LPG 部分进行；在LNG储罐四周设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周 围设施造成的危害降低到最小程度；在LNG 储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为 015 L/(s m2 ) ，喷淋用水量按着火储罐的全表面积运算，距着火储罐直径15倍范畴内的相邻储罐按其表面积的50运算；水枪用水量按GBJ 1687建筑设计防火规范 (2001 年版)

38、 和 GB5002893城镇燃气设计规范 (2002 年版) 选取；3 运行治理31 运行基本要求LNG气化站运行的基本要求是：防止 LNG和气态自然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物； 排除引发燃烧、 爆炸的基本条件， 按规范要求对 LNG工艺系统与设备进行消防爱护； 防止 LNG设备超压和超压排放； 防止 LNG的低温特性和庞大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤；32 工艺系统预冷在 LNG气化站竣工后正式投运前， 应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道进行干燥、 预冷、惰化和钝化； 预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来掌握管道或设备的冷却速率 1/min ；管道或设备温度每降低20，停

39、止预冷，检查系 统气密性和管道与设备的位移；预冷终止后用LNG储罐内残留的液氮气化后吹33 运行治理与安全爱护331 LNG储罐的压力掌握第 14 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -正常运行中，必需将LNG储罐的操作压力掌握在答应的范畴内；华南地区LNG储罐的正常工作压力范畴为0 3 0 7MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压；增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高 15；例如：当 LNG用作城

40、市燃气主气源时，如自增压阀的开启压力设定为 06MPa，自增压阀的关闭压力约为069 MPa，储罐的增压值为 009MPa；储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上的自动减压调剂阀的定压值( 前压) 限定；当储罐最高工作压力达到减压调剂阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压， 以爱护储罐安全； 为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证005MPa以上的压力差；考 虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定；332 LNG储罐的超压爱护LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发( 日静态蒸发率体积分数 0 3 ) ，导致储罐的压力逐步

41、上升，最终危及储罐安全；为保证储罐安全运行， 设计上采纳储罐减压调剂阀、压力报警手动放散、 安全阀起跳三级安全爱护措施来进行储罐的超压爱护；其爱护次序为： 当储罐压力上升到减压调剂阀设定开启值时， 减压调剂阀自动打开泄放气态自然气； 当减压调剂阀失灵， 罐内压力连续上升， 达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调剂阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全；对于最大工作压力为080MPa的 LNG储罐，设计压力为084MPa，减压调剂阀的设定开启压力为076MPa，储罐报警压力为 078MPa，安全阀开启压力为080MPa，安全阀排放压力为088MPa； 33

42、3 LNG的翻动与预防7LNG在储存过程中可能显现分层而引起翻动，致使 LNG大量蒸发导致储罐压力快速上升而超过设计压力，假如不能准时放散卸压， 将严峻危及储罐的安全；大量讨论证明，由于以下缘由引起LNG显现分层而导致翻动：储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同；先后充注的 LNG温度不同而导致密度不同；先充注的 LNG由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同；第 15 页，共 16 页 - - - - - - - - - -精品word 可编辑资料 - - - - - - - - - - - - -要防止 LNG产生翻动引发事故， 必需防止储罐内的LNG显现分层， 常采纳

43、如下措施；将不同气源的 LNG分开储存，防止因密度差引起LNG分层；为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，实行以下充注方法： a槽车中的 LNG与储罐中的 LNG密度相近时从储罐的下进液口充注； b槽车中的轻质 LNG充注到重质 LNG储罐中时从储罐的下进液口充注； c槽车中的重质 LNG充注到轻质 LNG储罐中时，从储罐的上进液口充注；储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的LNG与原有 LNG充分混合，从而防止分层；对长期储存的 LNG，实行定期倒罐的方式防止其因静止而分层；334 运行监控与安全爱护LNG储罐高、低液位紧急迫断；在每台LNG储罐的进液管和出液管上均装 设气动紧急迫断阀，在紧急情形下，可在卸车台、储罐区、掌握室紧急迫断进出 液管路；在进液管紧急迫断阀的进出口管路和出液管紧急迫断阀的出口管路上分 别安装管道安全阀，用于紧急迫断阀关闭后管道泄压；气化器后温度超限报警， 联锁关断气化器进液管； 重点是对气化器出口气体温度进行检测、 报警和联锁； 正常操作时， 当达到额定负荷时气化器的气体出口温度比环境温度低10；当气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超 限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器的掌握；在 LNG工艺装置区设自然气泄漏浓度探测器；当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，