LNG基础知识及气化站流程的培训资料课件

大纲内容一、LNG基础知识二、“易捷通”LNG储罐流程功能简介三、气化站工艺流程简介第1页/共63页引言

随着我国“西气东输”工程的蓬勃开展，全国性的天然气利用热潮已经掀起。天然气作为目前世界上最佳能源，在我国城市气源的选择中已被高度重视，大力推广天然气已成为我国的能源政策。但由于天然气长距离管道输送的工程规模大，投资高、建设周期长，短时间内长输管线难以到达大部分城市。利用高压，将天然气体积缩小约250倍（CNG）进行运输，然后将其降压的方式解决了部分城市的天然气气源问题。而应用超低温冷冻技术使天然气变为液态（体积缩小约600倍）、采用超低温保冷槽罐，通过汽车、火车、轮船等方式远距离输送天然气、然后经超低温保冷储罐储存、再气化的LNG供气方式与CNG方式相比，输送效率更高，安全可靠性能更强，能够更好的解决城市天然气气源问题。第2页/共63页声明

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第3页/共63页一、LNG基础知识☆1、什么是LNG☆2、LNG组成及性质☆3、LNG的特点☆4、LNG的广泛用途☆5、LNG“链”☆6、LNG项目简介第4页/共63页1、什么是LNGLNG是英文LiquefiedNaturalGas的简称，即液化天然气。它是天然气（甲烷CH4）在经净化及超低温状态下(-162℃、一个大气压)冷却液化的产物。LNG体积约为同量基准状态下(也就是我们常说的天然气标准状态，GB/T11062规定:我国目前使用的计量参比条件与燃烧参比条件相同，均为压力101.325kPa,温度20℃)天然气体积的1/600,也就是说1立方米LNG气化后可得约600立方米标态天然气，可见LNG具有较大的气液比，便于运输。无色无味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。其液体密度约426kg/m3,标态下天然气气态密度约为

0.7174kg/m3，相对密度小，比空气轻，易向高处流动。第5页/共63页

天然气的临界温度为-82.595℃，临界压力。自然蒸发气(BOG)：指LNG储罐(管道)内的液化天然气自然蒸发成气态的天然气。安全放散气(EAG)：为确保安全，当达到安全装置的整定压力时，安全阀自动起跳后排放的天然气。因低温系统安全阀放空的全部是低温气体，低温天然气密度比常温空气大，易积聚而不易扩散，故须经过气化器或加热器换热后升温至-107℃以上再高点放空或者汇入放空火炬燃烧掉。第6页/共63页2、LNG组成及性质天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。天然气主要由C1到C4的烃类气体组成，其中甲烷（C1）和乙烷（C2）为主导成分，还有丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。在中有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。天然气组分并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区别。第7页/共63页以中原油田、新疆广汇、深圳大鹏湾进口LNG为例，其组成及性质见下表第8页/共63页天然气按来源分类如下：（1）纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。（2）油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起打出，气油比（m3/t）一般在20～500范围内。这种气体中含有60%～90%的甲烷，10%～40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。（3）凝析气田气：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然气。这种气体通常含有甲烷85%～90%，C3、C4、C5约2%～5%。可采用压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。（4）煤层气：指煤层中的游离气和吸附气，主要成分是甲烷，此外还伴生有氮气、二氧化碳、氢气等。第9页/共63页天然气燃烧特性燃烧

天然气和氧气在达到一定浓度及一定温度下可以燃烧，燃烧产物主要是水和二氧化碳，当氧气不足时，燃烧会产生CO。爆炸

天然气爆炸极限为5%～15%(空气中的体积%)，天然气在室内空气中的含量达到5%～15%时,一遇明火或高温物体,甚至开关电灯时所产生的电火花,都可引起门窗紧闭的房间发生爆炸。但在开阔的空间里更为安全，因为其爆炸极限范围小，而且密度比空气轻，不易积聚，故不容易发生爆炸。

天然气中含有少量的硫化氢气体,国家有关规范要求,一立方米天然气中硫化氢含量小于或等于20毫克,它具有臭皮蛋气味,并且硫化氢气体还是一种强烈的神经性毒物。

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为保证使用安全，城镇燃气内添加臭剂（通常为四氰噻吩），臭剂量15～20mg/Nm3，保证天然气在空气中浓度达到1%时即可闻到。热值

单位体积天然气完全燃烧可放出的热量称为天然气的热值，单位MJ/Nm3(kcal/Nm3)。热值分高热值和低热值两种。天然气的高热值在数值上大于低热值，区别是高热值指烟气中所含水蒸气以冷凝状态所释放的汽化潜热。着火温度指燃气与空气的混合物开始进行燃烧反应的自燃的最低温度。甲烷着火温度为540℃。燃烧速度垂直于燃烧焰面，火焰向未燃烧气体方向传播的速度叫做燃烧速度。甲烷最大燃烧速度为。第11页/共63页华白数华白数是一项控制燃具热负荷恒定状况的指标。是燃气互换性指标，华白数在±10%内的两种燃气可以互换。燃烧势燃烧势是反映燃气燃烧火焰所产生离焰、回火、黄焰和不完全燃烧的倾向性的一项反映燃具燃气燃烧稳定的状态的综合指标。是不同类型燃气间互换时燃烧稳定状态的特性指数。天然气的临界参数当温度低于某一数值时，对气体进行加压，都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时，无论加多大压，都不能使气体液化。可使气体压缩成液体的这个极限温度称为该气体的临界温度。当温度等于临界温度时，使气体液化时所必须的最低压力称为临界压力。此时的状态称为临界状态。气体在临界状态下的温度、压力、比体积、密度分别称为临界温度、临界压力、临界比体积和临界密度。天然气的临界温度为-82.595℃，临界压力。第12页/共63页表1GB/T13611-92城市燃气的分类（干，0℃，）类别华白系数W,MJ/m3（Kcal/m3）燃烧势CP标准范围标准范围人工煤气5R22.7(5430)21.1(5050)～24.3(5810)9455～966R27.1(6470)25.2(6017)～29.0(6923)10863～1107R32.7(7800)30.4(7254)～34.9(8346)12172～128天然气4T18.0(4300)16.7(3999)～19.3(4601)2522～576T26.4(6300)24.5(5859)～28.2(6741)2925～6510T43.8(10451)41.2(9832)～47.3(11291)3331～3412T53.5(12768)48.1(11495)～57.8(13796)4036～8813T56.5(13500)54.3(12960)～58.8(14040)4140～94液化石油气19Y81.2(19387)76.9(18379)～92.7(22152)4842～4920Y84.2(20113)76.9(18379)～92.7(22152)4642～4922Y92.7(22152)76.9(18379)～92.7(22152)4242～49注：6T为液化石油气混空气，燃烧特性接近天然气。

该表格在GB/T13611-2006有更新，个别数据稍有出入。第13页/共63页各种燃料热值表一第14页/共63页各种燃料热值表一(续)第15页/共63页我们来看1个10T蒸汽锅炉当分别使用烟煤和天然气作为燃料时所需的燃料运行费用对比计算实例：已知10T蒸汽锅炉，每吨锅炉所需热量约60万kcal/h。(1)燃煤热效率约75%，查上表可知：烟煤的热值为5500kcal/kg，价格为530元/吨，那么每吨锅炉每小时所需的烟煤为：600000kcal/h÷5500kcal/kg÷75%=，则10T锅炉每小时所需燃煤费用为：145.5×10×0.53=771元(2)天然气燃烧热效率约90%，查上表可知：天然气的热值为8651kcal/Nm3，价格为元/立方米(按北京地区工业用管道天然气价格)，那么每吨锅炉每小时所需的天然气为：600000kcal/h÷8651kcal/Nm3÷90%=3/h，则10T锅炉每小时所需天然气费用为：77.1×10×3.65=2814元如上所述，以所需总热量为基础，再根据不同燃料的热值及燃烧效率就可计算得出锅炉所需各种燃料的用量。常用的几个热量单位换算关系：；1kw·h(1度电)=3.6MJ=3600kJ=860kcal第16页/共63页天然气流量计选型换算实例：已知某一供气管线，实际工作压力为4kpa～8kpa(表压)，介质温度范围为-20℃～+40℃，供气量为10～120Nm3/h。当地大气压为101.2KPa,确定用气体罗茨流量计，选择合适的型号规格。分析：由于前面表一中给出的流量范围是实际工作状况的流量范围，此例中给出的是标准状况下的流量范围（Nm3/h）。为此，需要将标况下的流量换算成工况下的流量。再依据工况下的流量选择合适的流量计。换算公式如下：第17页/共63页

这个计算实例主要是让大家清楚下标态流量与瞬时流量之间的换算关系。实际工况所需流量计的选型技术方案会做相关计算再给予合适的型号。第18页/共63页3、LNG的特点①低温、气液膨胀比大、能效高、易于运输和低温储存！②安全环保的清洁能源，被认为是地球上最干净的石化能源！气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；天然气的爆炸极限为5～15%，其下限较液化石油气的2%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；另外，LNG在低温下储存，更安全。至今全世界未见有因LNG燃烧爆炸事故的报道。气化站内，LNG储罐采用自力式降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般天然气更加纯净，燃烧更完全，是最清洁的能源之一。第19页/共63页③LNG作为能源，其特点有：LNG燃烧后基本上不产生污染。LNG供应的可靠性，由整个产业链系成熟运作保证。LNG的安全性是通过在设计、建设及生产过程中，严格地执行一系列国际标准的基础上得到充分保证。LNG运行至今30年，未发生过恶性事故。LNG作为电厂能源发电，有利于电网的调峰，安全运行和优化以及电源结构的改善。LNG作为城市能源，可以大大提高供气的稳定性、安全性及经济性。LNG很好的解决了管道天然气无法到达的偏远城市使用天然气的困难，虽然它在我国还属于比较新的技术，但其优势明显，发展迅速，前景广大。第20页/共63页

4、LNG的广泛用途

LNG作为一种清洁燃料，必将成为新世纪的主要能源之一。概括其用途，主要包括：•用作城市管网供气的高峰负荷和事故调峰•用作大中城市管道供气的主要气源•用作LNG小区气化的气源•用作汽车加气的燃料•用作飞机燃料•LNG的冷能利用•分布式能源系统第21页/共63页5、LNG“链”LNG从气田采集到用户使用天然气，是一条相互联接、相互约束的生产供需链。每个供需环节紧密衔接、互相制约，并以严格的合同予以保证。天然气→LNG→天然气简图如下：第22页/共63页☆在上游环节中，气田产出天然气，并将天然气进行简单的处理加工；☆在中游环节中，液化厂将处理加工后的天然气液化，由LNG船舶运输至LNG接收站；☆在下游环节中，LNG接收站将接收到的LNG进行再气化后进行销售，并最终通过管道输送给用户。第23页/共63页第24页/共63页6、LNG项目简介LNG项目一般应包括下列的生产环节：⑴、天然气生产为上游气田的勘探、开采、集输以及气体的脱水、脱烃、并把天然气输送到液化工厂去。第25页/共63页⑵、天然气液化•在天然气液化厂内将天然气进行净化，液化和储存。

•液化冷冻工艺通常采用以乙烷，丙烷及混合冷冻剂作为循环介质的压缩循环冷冻法。

•在卫星型液化站和LNG接收站都有一定数量和不同规模的储罐储槽实现对LNG的有效储存。LNG储罐(槽)按结构可分为：立式LNG储罐、立式LNG子母型储罐、球形LNG储罐和典型的全封闭围护系统LNG储槽。第26页/共63页⑶、LNG运输

目前世界上LNG运输方式包括船舶运输、管道输送、铁路运输和公路运输。其中船舶运输适用于全球范围内的LNG运输；管道输送一次性投资成本高、投资回收周期长以及折旧成本过高；铁路运输目前只有极少数发达国家采用，我国没有；公路运输为我国内陆LNG运输主要运输方式，我国现今已是世界上LNG陆上运输市场最发达的国家。

LNG公路运输承担了将天然气液化工厂生产的LNG运送到各个使用点的任务。随着天然气利用的日益广泛，除了区域供气、电厂、化工厂等大用户通常采用管道气供给外，对于中小用户，特别是天然气管网覆盖不到的地区，往往通过公路运输将LNG供应给各个用户(包括工厂、民用、调峰等)，因此，液化天然气的公路运输也是液化天然气供应链的重要部分。

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我国LNG公路运输绝大部分采用汽车槽车，少数采用集装箱运输。单辆槽罐水容积3，运输能力折合为28400Nm3气态天然气，设计压力为，运行压力约为，槽罐采用高真空多层绝热形式。槽车正常平均行驶速度约70km/h，整个运输过程安全稳定。经跟车实测，运行中LNG槽车内的压力基本不变，短时停车压力上涨左右，运输途中槽罐安全阀无起跳放散现象，LNG几乎无损失。⑷、LNG场站1）LNG储罐(槽)：是储存LNG的容器，液化天然气气化站一般采用真空绝热型LNG储罐。•大容量的LNG储槽，由于是在超低温的状态下工作（-162℃），因此与其他石油化工贮罐相比具有其特殊性。同时在运行中由于储存的LNG处于沸腾状态，当外部热量侵入时，或由于充装时的液体冲击、密度的变化，都将使储存的LNG持续气化成为气体，为此运行第28页/共63页中必须考虑储槽内压力的控制、气化气体的抽出、处理及制冷保冷等。此外，除LNG储罐内罐材料外，LNG管线上的操作阀门、管材、充装接头等附件也必须要耐低温。储罐的安全装置必须在低温工况下能确保可靠的起排动作。•真空绝热型LNG储罐是气化站中的关键设备，其低温绝热性能及密封性能的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度，即LNG的损耗速度和使用率。储罐的性能参数主要有真空度、漏率、静态蒸发率。作为深冷压力容器，LNG储罐必须满足国家及行业标准中的相关技术要求。夹层封口真空度反映储罐的真空性能，但真空度随时间推移而降低；储罐的漏率影响储罐真空寿命，即储罐真空度的变化速度；静态蒸发率则能够较为直观的反映储罐在使用时的保冷性能。目前国内LNG储罐大部分皆采用真空粉末绝热和高真空多层绝热的绝热方式，在气化站中真空粉末绝热储罐所占比例居多。第29页/共63页2）LNG的预冷与进液•LNG气化站设备安装就位及管道施工完成后，由于超低温及LNG介质特性，在正式投产之前，必须采用中间介质对主要设备如LNG储罐及管道等进行低温预冷，经过预冷检验调试合格后方可接收LNG，其过程也是对设备及工程的检验。通常采用液氮作为预冷介质。气化站内的主要设备一般有LNG储罐、BOG罐、主气化器、增压及卸车增压器、BOG加热器、EAG加热器及相关工艺管道及管件，其中LNG储罐的预冷是气化站预冷工作中的主要内容。LNG储罐预冷(首次进液)采取顶部进液均匀冷却内罐的方式，进液速度须根据罐内压力显示进行调节，必要时打开放空阀对内罐进行泄压操作，具体操作规程在气化站的使用说明书都有详细说明，此处不做详细介绍。8公斤50m3立式LNG储罐预冷的几个技术参数：•进液温度：低于-80℃•储罐压力范围：～第30页/共63页•进液速度：3/min•预冷时间：约4～5小时/罐•液氮耗量：约10m3(50m3×2储罐)约13m3(50m3×3储罐)3）LNG的气化•LNG气化为吸热过程，根据热媒的不同，有海水、空温、水浴等气化方式。目前国内LNG气化站都采用空温式和水浴式结合的二级气化方式。空温式汽化器也叫自然吸热式汽化器、空浴式汽化器、翅片式汽化器，其气化能力主要取决于设备的换热面积，采用导热性能较好的LF21铝形材压制成星形管状，利用大气环境温度作为热源，通过翅片吸收空气中的热量，将液体的冷气释放，即冷热交换，使液态气体瞬间汽化蒸发成气态。空温汽化器是所有汽化设备中成本最低的，其操作简单，安装周期短，无需能源，维修量少，所需操作人员少等特点，同时具备安全性能可靠、质量稳定、无污染等优点，是气体行业最为节能、环保、安全的理想产品。第31页/共63页•水浴式汽化器通常作为复热器使用，是空温式换热器的补充，只是在冬季外界温度较低，利用自然气化无法保证天然气温度的情况下才使用，在南方冬季气温较高的地区，基本不需要使用。•气化器的气化量规格主要取决于高峰小时燃气用量，目前国内制造单台气化器的气化能力最高可达6000Nm3/h，气化器的设置通常要考虑备用，长时间供气时可以周期切换使用。气化站中的储罐增压器、BOG加热器、EAG加热器等设备也采用空温式气化器。4）建设投资•LNG气化站的投资建设相对长输管线而言，受外界因素（地形、地貌等）影响要小得多。而且，站内储罐的大小、多少可根据建站地区的具体用气量决定，更为机动灵活。•LNG气化站站址选择及总体规划、设计应符合GB50028《城镇燃气设计规范》的相关要求。第32页/共63页二、“易捷通”LNG储罐流程功能简介第33页/共63页1、15立方“易捷通”供气装置简介广泛适用于管网不能涉及的工厂、小区及用气点,是目前锅炉煤改气、油改气的首选产品。产品功能齐全、安装工作量小，操作维修方便。①、产品是集LNG立式贮罐、卸车、自增压及自主调压、气化、调压加臭计量、自动控制于一体综合型用气设备，类似于小型LNG气化站，能安全、快捷的提供清洁的天然气供用户设备或管网使用；

②、整个供气装置包括LNG储罐、卸车橇、调压加臭计量箱、管路系统、PLC控制系统及触摸屏操作箱(根据用户要求可选)；③、具有卸车、调压、计量、加臭的功能，PLC控制系统采集贮罐压力、液位、气体出口温度、压力、可燃气体浓度以及累计计量等参数信号从而设置对应的控制点，为系统安全、稳定、自动化运行提供了很好的保证，根据客户要求还能增设GPRS远程功能，便于客户远程监控及管理。第34页/共63页2、15立方“易捷通”LNG储罐流程图第35页/共63页3、15立方“易捷通”LNG储罐流程功能简介充液(卸车)系统：该系统主要由顶部、底部充装管路组成，包含顶部充装阀(V3)、底部进出液阀(V4)、气动紧急切断阀(X-1)、充装止回阀(Z1)和法兰充装口A。

充装口A→Z1→X-1(自动打开)→V3/V4(手动打开)→顶部/底部充装管线a/b→罐内

自增压系统：该系统从底部进出液管线b,经过增压入口紧急切断阀(X-2)连至增压器(PB)通过升压调压阀(V2)、气相阀(V13)进入罐内气相空间，当罐体压力过低时可以通过此系统实现自增压及稳压。

底部进出液管线b→X-2(自动打开)→PB→V2(自动开)→V13(手动常开)→气相管线e→罐内气相第36页/共63页供气系统：该系统有卸液供气、BOG供气两种方式，卸液供气系统由出液阀(V5)、出液处紧急切断阀(X-3)、进汽化器液相阀(V17/V18)、汽化器和法兰接口组成；BOG供气系统由气相阀(V13)、降压调压阀(V15)或旁通阀(V16)及旁通止回阀(Z2)、进汽化器液相阀(V17/V18)、汽化器和法兰接口组成。卸液供气：出液管线c→V5(手动打开)→X-3(自动打开)→V17/V18(手动打开)→VA1/VA2(切换使用)→气体排放口E

BOG供气：气相管线e→V13(手动打开)→V15(自动开)→V17/V18(手动打开)→VA1/VA2(切换使用)→气体排放口E

气相管线e→V13(手动打开)→V16(手动打开)→Z2→V17/V18(手动打开)→VA1/VA2(切换使用)→气体排放口E第37页/共63页辅助排液系统：该系统主要由辅助出液管线d、辅助出液阀(V6)和法兰接口组成。通过手动操作辅助出液阀来排空罐内液体。辅助出液管线d→V6(手动打开)→法兰接口超压泄放系统：该系统由十一路安全阀和一路手动放空组成，其中管道安全阀SV1～SV7，内筒安全阀SV8～SV11，放空阀V21，当管线及罐内压力达到安全阀整定压力，则自动安全阀起跳，超压气体经阻火器集中放散口高点排放，确保管路及罐内压力处于安全状态。

管线超压→SV1/～SV7(自动起跳)→ZH→集中放散口罐内超压→SV8/～SV11(自动起跳)→ZH→集中放散口罐内高压→V21(手动打开)→ZH→集中放散口外部设备(如槽车)直接供气系统：该系统有外部供液气化和供气气化两种方式，该功能主要用于槽车补液及槽车卸车完毕后罐内BOG排放。

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槽车供液气化：槽车液相出液→充装口A→Z1→V1(手动打开)→V17/V18(手动打开)→VA1/VA2(切换使用)→气体排放口E

槽车供气气化：槽车气相接口→外部设备供气口B→Z3→V17/V18(手动打开)→VA1/VA2(切换使用)→气体排放口E

预留功能接口：安全放散连接口C、BOG回收口D、备用汽化器液相口G及备用汽化器气相口F都是为客户预留的功能接口，功能接口皆采用法兰接口，便于现场连接。安全放散连接口可满足用户现场其余设备放散接口的统一引入阻火器集中放散；BOG回收口可对罐内BOG的有效回收利用以及卸车时槽罐与储罐气相平衡用；备用汽化器接口可根据用户用气需求的变化适当新增外置更大气量的汽化器以满足供气需求。第39页/共63页三、气化站工艺流程简介第40页/共63页大纲内容☆1、气化站工艺流程☆2、气化站总体布置☆3、气化站主要设备第41页/共63页

据我了解，我司目前为止还没自主总包过LNG气化站项目，本次气化站内容介绍以杭氧低温容器银杏项目800标方气化站为例进行简要介绍，该项目站内的主要设备皆由我司自主生产制造。该气化站主要由有效容积50m3LNG储罐、储罐增压撬、卸车撬和气化调压撬组成，现场就位安装后进行管道施工将各设备按工艺流程有效连接。LNG液源由LNG槽车公路运输送至气化站现场，通过槽车自带的增压器或气化站内卸车撬内增压器对槽车贮罐增压，利用压差将LNG送至气化站内低温LNG储罐贮存。非工作条件下，储罐内LNG贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.35MPa(以下压力如未加说明，均为表压)。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态NG，最后经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。具体工艺流程请见附件，简易流程可见下图：1、气化站工艺流程第42页/共63页第43页/共63页单元设备及主要设备一览表序号名称作用备注1LNG储罐LNG的储存及提供气化所需液源载液容积50m3，工作压力0.8MPa，立式真空粉末绝热形式2储罐增压撬使储罐内压力升高，实现LNG流向空温式气化器由300Nm3/h增压器，低温阀门、管线及法兰组成，撬块结构3卸车撬使液源槽车罐体压力升高，实现与气化站储罐一定压差，便于将LNG卸液至储罐由300Nm3/h增压器，低温阀门、管线及法兰组成，撬块结构4气化调压撬将LNG经过气化器换热成常温天然气，再经调压、计量、加臭后输出由2个800Nm3/h空温式气化器、1个300Nm3/hBOG加热器、1个150Nm3/hEAG加热器、阀门、阻火器、过滤器、调压器、流量计、加臭装置、管线及阀门组成5空温式气化器将LNG气化成气态，向管网供应空温式、立式6BOG加热器使储罐或管线的BOG在进入调压器之前的加热空温式、立式，与EAG加热器同一框架整体，缩小占地面积7EAG加热器用于蒸发气放散前的加热，避免天然气放散温度低，密度高，不易散去空温式、立式，与EAG加热器同一框架整体，缩小占地面积8高点放空管用于天然气的放散放散管口距地面高度不低于10m且周五25m范围内建、构筑物2m以上9加臭装置天然气本身无味，需要在出站前加入臭剂，便于用户检漏和安全使用差压式，手动进行臭剂填充10控制系统用于监控管理，确保气化站工艺流程安全有序进行现场防爆控制器部分和控制室内的触摸屏监控部分第44页/共63页、卸车工艺采用槽车自增压卸车方式。槽车贮罐中的LNG利用卸车撬内的增压器给槽车贮罐增压至，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站LNG储罐。另外，卸车进行末段槽车贮罐内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线以及若干低温阀门。简易工艺流程图如下图。第45页/共63页、储罐增压工艺在LNG气化供应工作流程中，需要经过从储罐中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG储罐储存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG储罐进行增压，以维持其左右的压力，保证LNG的输出量。中小型LNG储存气化站常用的增压方式通常有三种：1、增压气化器结合自力式升压压调节阀方式；2、增压气化器结合气动式低温紧急切断阀再通过控制系统设定该阀门开启的压力值的联动方式；3、增压气化器结合气动式低温紧急切断阀和自力式升压压调节阀额组合方式，通过控制系统可以实现双重控制，确保自增压工艺更加可靠。本工程的设计选用第3种增压方式。储罐增压工艺由储罐增压撬与储罐工艺管线连接后实现。简易工艺流程图如下图。第46页/共63页

当LNG储罐压力低于升压调节阀设定值时，调节阀开启，LNG进入储罐增压撬内增压器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管进入罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于设定压力时，调节阀关闭，自增压中止。确保气化站正常运营时罐内压力始终维持在左右的压力。控制系统内可设定增压液相紧急切断阀的开启及关闭动作压力值，通过控制电磁阀给其气缸供气或排气实现设定压力值的相关动作，实现双重控制储罐自增压，确保储罐稳定的供液压力。第47页/共63页、气化工艺根据本气化站站址地区的气候条件，业主决定仅采取空温式气化器的并联流程对LNG进行气化，当冬季遇到极寒气候条件时，业主须自行增加强制气化设备以满足终端供气条件或者中断气化站运营，切不可强行运行致使气化后因温度过低造成后续管道、设备受损，造成经济损失或是人员伤亡。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有切断阀，人工进行手动切换，切换周期一般为6小时/次。当出口温度低于0℃时，低温报警并连锁或手动切换空温气化器。第48页/共63页、BOG处理工艺由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(BoilOffGas)，本工程中BOG气体包括：

★LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体★LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体★受入储罐内的LNG与槽车贮罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体★卸车时受入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体★受入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体★槽车贮罐内的残余气体★卸车完成后管道内的残余气体第49页/共63页

本设计采取槽车自泄压回收方式回收槽车贮罐卸车后残余的BOG和储罐正常漏热导致超压产生的BOG。回收的BOG处理采用直接进入BOG加热器升温再经调压进入主路计量加臭的输出方式，排出的BOG气体为正常供气压力且为常温状态。第50页/共63页、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、EAG加热器、阻火器、排水阀和放散管组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热至-107℃以上，经阻火器后通过放散管口高点排放，EAG加热器采用150Nm3/h空温式加热器。常温放散NG可直接经阻火器后排入放散管。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、安全阀起跳等多层保护措施。储罐安全阀整定压力取低于储罐最高允许工作压力，设定为。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重防护措施。所有手动放空和安全阀出口的放散接管都汇集到放散总管，经加热后再经阻火器排入放散管进行安全放散。第51页/共63页、调压计量加臭工艺经主气化器及BOG加热器换热成常温气体后进入调压计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采用气体腰轮流量计，计量精度级(特殊要求可达级)。量程比宽，可达1:300，始动流量小，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为LCD显示屏，有总量、流量、温度、压力、时间及电池剩余比例等显示。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标态流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。加臭设备为差压式式手动加臭设备。其上设有玻璃管式液位计，可清楚的观察到罐内臭剂的剩余量，天然气进气、出气皆采用卡套钢管连接，加臭设备整体安装在撬体底座上。第52页/共63页2、气化站总体布置LNG气化站内总平面应分布布置，即分为生产区及辅助生产区。生产区：主要有LNG储罐、空温式气化器、储罐增压撬、卸车撬、气化调压撬等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。辅助生产区：包括控制室、变配电室、消防泵房、消防水池和氮气棚等。根据设计规范要求，生产区与辅助生产区用实体围墙分开。站区对外开有2～3个大门，生产区只允许LNG槽车进出，不允许无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭。气化站的操作人员进入站内从辅助生产区的大门进出，做到人货分流。生产操作人员进入生产区由辅助生产区与生产区之间的隔墙便门进出，非操作人员不得进入生产区。生产区及辅助生产区内各设备与站内、外建、构筑物的防火间距要求符合GB50028《城镇燃气设计规范》相关要求。第53页/共63页3、气化站主要设备、LNG储罐

LNG储罐采用50m3地上式钢制单罐，其结构形式为真空粉末绝热、立式圆筒形双层结构，采用周向均布四个支腿的立式支撑方式。内容器采用耐低温的奥氏体不锈钢S30408-GB24511制成。材料应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》、GB150和产品图样规定，制造时应有焊接工艺评定，同时夹层还须经真空检漏，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外壳采用压力容器用钢板Q345R-GB713制成。材料应附材质证明。外壳是为了满足夹层真空粉末绝热要求而设计的保护壳。外壳属于真空外压容器，对外壳的检验除经受内压气密性试验外，还应进行夹层抽真空检查，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热性能的要求。外壳上方安装有外壳防爆装置，以保证外壳安全。第54页/共63页

夹层安装有内容器与外壳的固定装置，固定装置将满足生产、运输、使用过程的强度、稳定性及低导热绝热保冷的要求。夹层内填装优质专用珠光砂保冷材料及低温吸附剂用于保冷绝热，同时夹层内还设置抽真空管道，以便珠光砂填充完成后夹层抽至高真空，提高产品低温绝热性能。工作介质：LNG

工作温度：-162～-126℃

工作压力：充装系数：内容器材料：S30408

外壳材料：Q345R

绝热形式：真空粉末绝热封口真空度：≤5Pa第55页/共63页、空温式气化器空温式气化器的导热管是将散热片和管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162℃）的，目前国内