燃气公司工作人员应具备的知识

燃气公司工作人员应具备的知识 目 录 一.气体的标准状态 二.气体的临界状态 三.非标准状态下气体的体积换算 四.燃气的密度和相对密度 五.燃气的热值 六.用气定额与高峰系数 七.燃气输配系统的供需平衡 八.储气容积和储气罐几何容积的确定 九.燃气的压力级制 十.燃气流量和管道直径 十一.燃气燃烧器的定额压力 十二.燃气的爆炸极限 十三.燃气中有害物质 十四.能源单价的计算及比较 十五.管道气与瓶装气的比较 十六.压缩天然气 十七.天然气液化 十八.天然气气源供应的简介 十九、户内燃气点火规程内容 2 燃气专业知识是燃气项目开发人员的基本功,嫻熟掌握对开发工作 大有帮助. 燃气种类繁多,对我公司开发人员来讲,只需了解天然气(NG)、液化 天然气(LNG)、压缩天然气(CNG)、液化石油气(LPG)、混气(SNG)的主要 性质 一.气体的标准状态 温度和压力对气体的体积影响很大,在不同温度、不同压力的条下, 有不同的状态。故，提出一个“标准状态”的概念，设定某系统内气体 温度为绝对温度 273K(0)、压力为绝对压力 0.1Mpa(表压为零),此时 该气体所处的状态,为“标准状态” 。燃气专业的气体标准状态温度设定 为 293K（20） 。 二.气体的临界状态 任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液态,但当高于 该温度时,无论压力增加到多大,都不能使气体液化.可以使气体压缩成 液态的这个极限温度称为该气体的临界温度.当等于临界温度时,使气体 压缩成液体所需的压力称为临界压力,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容密度分别称为临界温度临界压力 临界比容临界密度. 气体的临界温度越高,越易液化.天然气主要成份甲烷临界温度低, 故较难液化.而液化石油气的主要成份 C3C 4临界温度较高,故较易液化。 对我们来讲常用的是临界温度、临界压力和沸点.例:甲烷、丙烷、 3 丁烷的临界温度、临界压力和沸点: CH4 C6H8 C8H10 临界温度 190.7K 369.9K 425.2K 临界压力 4.491Mpa 4.119Mpa 3.677Mpa 沸 点 -161.490C -42.170C -0.50C 三.非标准状态下气体的体积换算： 设：任一状态下的气体体积为 V 任一状态下的气体温度为 T 任一状态下的气体压力为 P 标准状态下的气体体积为 V0 标准状态下的气体温度为 T0 标准状态下的气体压力为 P0 V0=V*T0/T*P/P0=（273+20）/T*P/P 0*V =293/T*P/P0*V 注：T 用 273K+X0C P 以 Mpa 或 Kg/cm3 为单位，但前后要一致 当 P1.0Mpa 时,气体的被压缩不仅考虑压力因素,还要考虑气体 分子本身占有的容积和分子间的引力,所以上述所求得 V0还要乘以压缩 系数 Z,才是真实的标准状态体积. Z=100/(100+0.12Pm1,15), Pm为输气管(或系统)平均压力.请注意这 里的压力单位是 Mpa,而不是 Kg/cm3. 压缩天然气(CNG)计算体积除了以 PT 补偿外,还必须用 Z 修正. 4 四.燃气的密度和相对密度 燃气的密度与其组成、温度、压力有关,一般都指其标准状态. 密度的定义:单位体积的重量,以 Kg/m3、g/L 为单位. 如陕气的成份及其密度: CH4 95.6%*0.7174=0.6858(Kg/m3) CO2 3.02%*I.2506=0.0375(Kg/m3) C2H6I.380%*1.3553=0.369(Kg/m3) 则陕北天然气的密度为:0.6858+0.0375+0.0369=0.7602(Kg/m 3).那么 各单成份气体的密度是如何算出来的呢?是按每公斤分子所拥有的体积 和重量进行计算的.如 CH4,一公斤分子的体积为 22.3621m3、重量为 16.0430Kg 则 CH4的密度为:16.0430/22.3621=0.7174Kg/m 3. 液化石油气的气体密度按同法计算: 设某液化石油气其组成是丙烷 30%、丁烷 70%, 其密度为:30%*2.0102+70%*2.7030=2.4951Kg/m 3. 同碳烷与烯相比,烷烃比烯烃密度大.我国生产的液化石油气,多半是 C3、 C4 的烷烃和烯烃的混合物,因此,比进口的、由纯 C3、C 4烷烃配成的 液化石油气密度小.一般都在 2.39Kg/m3以下. 液相液化石油气的密度除了与其成分有关外,与温度关系很大;液化 后体积缩小 250 倍至 300 倍.上述丙烷、丁烷分别为 30%、70%组成的液 5 体液化石油气,其与温度的关系: 200C 558Kg/m3 250C 526Kg/m3 400C 503Kg/m3 所谓混气(SNG),也称代天然气,是由液化石油气与空气按工艺要求 以一定的比例配制而成,一般地说要满足天然气的燃烧特性(即华白数) 要 求,以 4850%空气与 5250%液化石油气配制而成的即可 五燃气的热值 热值分为高热值与低热值. 高热值:一立方米燃气完全燃烧后其烟气被冷却至原始温度,而其中 的水蒸气以凝结水状态时所放出的热量; 低热值:一立方米燃气完全燃烧后其烟气被冷却至原始温度,但烟气 中水蒸气仍按水蒸气状态时所放出的热量. 如 CH4 的燃烧: CH4+2O2=CO2+2H2O 这个燃烧过程产生了水蒸气,换 言之,所放出的包括水蒸气潜热在内的热值称为高热值;不包含水蒸气潜 热的热值称为低热值. CH4 的高热值为 9516.1Kcal/m3 低热值为 8576.0 Kcal/m3 其热值的差值为 940.1Kcal/m3， 这就是水蒸气的潜热。 再看看 CO 的燃烧过程：CO+O 2=CO2。这个过程没有水蒸气产生， 因此，CO 的高热值、低热值都是 3019.96Kcal/m3 6 现例举一些气体的高、低热值数值如下：（Kcal/m 3） 气体 高热值 低热值 H2 3466 2578.1 C2H4 16803.0 15165.998 C3H8 24187.9 22270.95 C3H6 22372.934 20938.903 C4H10 31978 29533.1 C4H8 30058.04 28110.968 热值的换算:Kcal/m 3 与 MJ/m3 之间换算 1Kcal/m3=4.1868KJ/m3 如某气田气(天然气) 低热值 36.22MJ/m3 则其低热值换算: 36.220*1000/4.1868=8651Kcal/m3 有如某石油伴生气低热值 10860Kcal/m3 则其低热值换算: 10860*4.1868=45468.7KJ/m3=45.47MJ/m3 各种常见能源的热值: 标准煤 29.308MJ/Kg=7000Kcal/Kg(是人为设定) (一般的动力煤只有 40005000Kcal/Kg) 汽 油 43.11MJ/Kg 柴 油 46.04MJ/Kg 重 油 39.3641.03MJ/Kg 电 860Kcal/KWh(度)=3.6MJ/KWh(度) 7 天然气 36.2245.47MJ/m 3 液化石油气 液相 45.145.9MJ/Kg 气相 87.8108.7MJ/m 3 六.用气定额与高峰系数 用气定额与地域、气候、生活方式、生活水平等条件有关,设计使 用的用气定额多半是统计的、经验的数据.如某些地区用气定额: 地区 用气定额(MJ/人、年) 北京 25102930 天津 25102930 哈尔滨 25902820 沈阳 25502780 上海 23002510 杭州 23002510 广州、深圳 29303140 用气定额,取 23003140MJ/人、年 每户每日用气定额=3.6*2300/3653.6*3140/365 (设计常用每户为 3.6 人) =22.68530.97(MJ/户、日) 消耗天然气(按 36.22MJ/m3) 0. 62610.855(m 3/户日) 消耗液化石油气(按 45.1MJ/Kg) 8 0. 5030.686(Kg/户日) 小城镇一般用气定额为 0.30.5m 3/户日(NG) 0.30.4m 3/户日(LPG) 上述是每日平均用气量,实际上每日当中每时每刻用气量是不平均 的,做饭洗澡同时进行;分别进行;或不用燃气等.情况各异.由于各时段 用气的不均衡,这叫做时不均匀性;同理,一周内 ,每天用气量也不一样,尤 其是周六周日或用得比平日多;或去旅行, 不用气.由于每天用气量的不 均衡,这叫做日不均匀性;由于季节气候变化 ,月与月间的用气量也不均 衡,这叫做月不均匀性由于时日月用气的不均匀性,设立: 时不均匀系数:K hmax 日不均匀系数:K dmax 月不均匀系数:K mmax 总不均匀系数:K max=KhmaxKdmaxKmmax 根据统计: Khmax=2.23.2 Kdmax=1.051.2 Kmmax=1.11.3 Kmax=2.544.99 总不均匀系数各地情况不一: 北京 3.204.35 上海 3.704.14 大连 3.244.00 鞍山 2.614.00 9 哈尔滨 3.664.02 一般 2.544.99 总不均匀系数乘于日平均用气量就是最大瞬时供气量,从而确定燃 气管道直径. 七.燃气输配系统的供需平衡 城市燃气的需用工况是不均匀的,随月日时而变化,但一般燃气 气源的供应量是均匀的,不可能完全按需用工况而变化.为了解决均匀供 气与不均匀耗气之间的矛盾,不间断地向用户供应燃气,保证各类燃气用 户有足够流量和正常压力的燃气,必需采取合适的方法使燃气输配系统 供需平衡.供需平衡方法大致有三: (一) 调节气源的供应能力和设置机动气源: 根据气源投产停产的难易程度,气源生产负荷变化的可能性和变 化幅度,可采用改变投料量使伍德炉燃气产量有小量的变化幅度.此外,油 制气发生炉煤气及液化石油气混空气等气源可用作机动气源,负荷调 节范围较大,可以调节季节不均匀性或日用气不均匀性.当天然气井离城 市不太远时,可采用调节气井供应量的办法平衡部分耗气月不均匀性. (二). 调节季节用气不均匀性 可采取利用缓冲用户的方法,在夏季用气低谷时,把燃气供给它们燃 烧,而冬季高峰时,这些缓冲用户改烧煤或油.大型工矿企业及锅炉房等可 作为城市燃气的缓冲用户.为了调节日不均匀性可采取调整工业企业用 户厂休日和计划调配用气方法. (三). 利用储气设备 10 在燃气输配系统中利用储气设备解决供需矛盾是一种常用的方法.因 此,燃气储存在城市燃气输配系统中占有重要的位置.燃气储存方式的确定 与气源种类管网压力级制储存设备的材质和加工水平等因素有关.常 用地下储气及液态储气来平衡耗气季节不均匀性及日不均匀性.高压管束 储气及长输干管末端储气则用于平衡耗气小时不均匀性.我国目前采用最 多的储气罐储气只能用来平衡耗气日不均匀性及小时不均匀性. 八.储气容积和储气罐几何容积的确定 在此只举一例,用表格法来确定储气容积. 计算步骤: 1).制气设备或供气主干管按计算月最大日平均小时供气量均匀供 气,则小时产气量为 100/24=4.17% 2).计算日或周的燃气供应量的累计值 3).计算日或周的燃气消耗量的累计值 4).计算燃气供应量的累计值与燃气消耗量的累计值之差,即为每小 时末燃气的储存量. 5).根据计算出的最高储存量和最低储存量绝对值之和得出所需储 气容积. 设:已知某城镇计算月最大日用气量为 32.5 万 m3/d,气源在一日内连 续均匀供气.每小时供气量占日用量的百分比如下表 11 每小时耗气量占日用量的百分比 按前述计算步骤,计算燃气供应量累计值小时耗气量燃气消耗 量累计值及燃气储存量, 结果列下储气容积计算表 小时 燃气供应量的累计值 该小时耗气 耗气累计值 燃气的储存量 01 4.17 2.31 2.31 1.86 12 8.34 1.82 4.12 4.22 23 12.50 2.88 7.00 5.50 34 16.67 2.96 9.96 6.71 45 20.84 3.22 13.18 7.66 56 25.00 4.56 17.74 7.26 67 29.17 5.88 23.62 5.55 78 33.34 4.65 28.27 5.07 89 37.50 4.72 32.99 4.51 910 41.67 4.70 37.69 3.89 1011 45.84 5.89 43.58 2.26 1112 50.00 5.98 49.56 0.44 1213 54.17 4.42 53.98 0.19 1314 58.34 3.33 57.31 1.03 1415 62.50 3.48 60.79 1.71 1516 66.67 3.95 64.74 1.93 1617 70.84 4.83 69.57 1.27 1718 75.00 7.48 77.05 -2.05 时 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 % 2.31 1.81 2.88 2.96 3.22 4.56 5.88 4.65 时 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 % 4.72 4.70 5.89 5.98 4.42 3.33 3.48 3.95 时 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24 % 4.83 7.48 6.55 4.84 3.92 2.48 2.58 2.58 12 1819 79.17 6.55 83.60 -4.43 1920 84.34 4.84 88.44 -4.10 2021 87.50 3.92 92.36 -4.86 2122 91.67 2.48 94.84 -3.20 2223 95.87 2.58 97.42 -1.55 2324 100.00 2.58 100.00 0 从上表看出 5 时6 时储气量最大，而 20 时21 时亏气量最多， 即两个百分数绝对值相加乘以月最大日用气量，就是储气容积 325000*（4.86+7.66 ）%=325000*12.5%=40690m 3 储气罐有高压与低压之分 1).低压储气罐几何容积的确定 确定储气罐几何容积时,应考虑到供气量的波动和用气负荷的误差 气温等外界条件的变化以及储罐有一部分垫底气和罐顶气不能利用, 故储罐的实际容积应有一定的富裕.这部分气量约占储罐几何的容积的 1520%, 因此 ,低压湿式储气罐的几何容积按下计算 Vc=V/ 式中 V c储气罐的几何容积 V所需储气容积 储气罐的活动率,取 0.750.85 上表计算储气容积 40690m3所要求的几何容积: Vc=40690/0.8=50862.5m3 取 50000m3 即可 2).高压储气罐几何容积的确定 高压储气罐几何容积按下式计算: Vc=V/(P1+P2) 13 式中 Vc储气罐的几何容积 (m3); V所需储气容积(m 3); P1储气管最高工作压力(10 5Pa); P2储气罐最低工作压力(10 5Pa). 九.燃气的压力级制 2003 年 1 月建设部在修订燃气规范时,将城市燃气压力级制由原来 的五级改成七级,即: 高压燃气管道 A 2.5P4.0Mpa B 1.6P2.5Mpa 次高压燃气管道 A 0.8P1.6Mpa B 0.4P0.8Mpa 中压燃气管道 A 0.2P0.4Mpa B 0.01P0.2Mpa 低压燃气管道 P0.010Mpa 我国天然气长输管道压力分级 一级: P1.6Mpa 二级: P1.64.0Mpa 三级: P4.0Mpa 十.燃气流量和管道直径 燃气的流量由燃气用户的用量确定,而且是取决于最大瞬时用量.而 燃气流量是由管径、流速、压力来确定的. 流速太高阻力大压头损失大,动力消耗大,但更主要的是流速过大时 14 可能由于磨擦产生静电,造成爆炸、着火事故;流速太低,管径偏大,浪费 管材.因此必须确定其既安全又经济的流速.诚然,到底选多大流速,要根 据气源可能提供的压力和系统流体阻力计算的结果.设计人员通过管网 水力计算求解. 要通过管网水力计算,就必须知道管道始末压力、压缩系数、管道 长度、管道燃气流量、燃气密度、燃气温度、燃气管道的磨擦系数(管 道粗糙度、雷诺数).从而確定管道内径.水力计算复杂麻烦,以微机计算 较快.在给定的压力条件时,经验推荐线速度为 612 米/秒(最大不超过 14 米/秒).举例简算如下. 设:某一天然气管道上的三通甩头管径为 DN150(mm), 总管压力为 8kg/cm2, 选定流速为 8 米/秒 则:该甩口天然气流量为 0.785*0.1502*8*8*3600(米 3/时) =4069.44 米 3/时 若总管压力为 20kg/cm2,选定流速为 12 米/秒 则:该甩口天然气流量可达到 0.785*0.152*12*20*3600 =15260.4 米 3/时 设:某一区域最大供气量为 20000 米 3/时 主管道的压力为 16Kg/cm2 可选定流速为 10 米/秒 则该接口管公称直径(DN)为 d=20000/(0.785*10*16*3600)1/2 15 =0.2103m=192mm d 取 DN200 核算：W=20000/（0.785*0.2 2*16*3600）=11.06 米/秒 该线速度仍在允许范围内，如果复核管道末端压力仍复合要求,那 么，DN 的取值是合理的. 例：陕气主干管径 DN660，到北京端近期压力为 1.6Mpa 近期流量 为 20 亿米 3/年，远期压力为 2.5Mpa ，远期流量为 30 亿米 3/年 计算结果其线速度近期为 11.592 米/秒 远期为 11.128 米/秒 如果考虑陕北输气始端压力为 4.5Mpa,那么,从陕北到北京 900 公 里管道上的各点线速度都比上述低. 注:严格地讲,当压力10Kg/cm 2时,应用压缩系数 Z 予以修正. 十一.燃气燃烧器的额定压力 随着给城镇提供的管网压力燃气的种类的不同,燃气燃烧器的额 定压力也不同.燃气热值越高其额定压力也越大.有低压和中压两种. 1).低压燃烧器: 人工煤气或矿井气 QL=12.617.6MJ/m 3 0.8Kpa 或 1Kpa 天然气 QL=29.442.0MJ/m 3 2.0Kp 或 2.5Kpa 液化石油气 QL=87.9100.5MJ/m 3 2.8Kp 或 5.0Kpa 2)中压燃烧器: 人工煤气或矿井气 10Kpa 或 30Kpa 天然气 20Kpa 或 50Kpa 16 液化石油气 30Kpa 或 100Kpa 十二.燃气的爆炸极限 可燃气体和空气(或氧气)的混合物,能发生着火以致引起爆炸的浓度 范围,称作爆炸极限,其最低浓度称作下限;最高浓度称作上限,其单位是以 可燃性气体或蒸气在混合物中的体积百分数表示 燃气种类 热值 爆炸极限 天然气:气田气 36.44MJ/m3 5.015.0% 石油伴生气 4348MJ/m 3 4.214.2% 石油液化气 113115MJ/m 3 I.79.7% 爆炸极限的范围越小,越容易控制越安全. 十三.燃气中的有害物质 燃气中的有害成份很杂,主要有:H 2SCOCO 2HCNNH 3NO焦 油萘不饱和烃粉尘等,它们的存在或使人中毒(一旦泄漏)或堵 塞管道或腐蚀管道及灶具.但;天然气和液化石油气中杂质较少,被称 作洁净的能源.天然气液化石油气中含有 H2SCO 2和烯烃.H 2S 燃烧后 生成酸性物质腐蚀设备,国标 H2S20mg/m 3,我国天然气经净化后一般为 6mg/m3左右.烯烃能与氧化氮和二氧化碳生成 NO2 ,聚合形成气态胶质, 在气流的流速流向发生变化时就沉积在管壁上造成阻堵.所以,汽车用 天然气烯烃含量要严格倥制;汽车用液化石油气一定要用进口的纯丙烷 和纯丁烷配制的.否则,汽车会堵缸.当然,也可以使用我国大庆辽河 土哈等油田的液化石油气,或使用加氢裂化催化重整生产的液化石油 气,其烯烃含量基本为零.且 C360%,更适合于气温较低地区的冬季使用. 17 十四.能源单价的计算及其比较 以天津市场为例 电: 1 度电(1KWH)=0.41 元 天然气： 2.00 元/M 3 汽油： 3.00 元/L 柴油： 3.15 元/L 重油： 1.10 元/Kg 液化石油气：3.003.6 元/Kg 统一均按 1000Kcal 热值计算价格 则电: 1000Kcal：860Kcal=x：0.41 元 x=1000Kcal*0.41 元/860Kcal=0.477 元 即:电能 1000Kcal=0.477 元 天然气(陕气热值 8400Kcal/m3) 1000Kcal:8400Kcal=x:2.00 元 x=1000*2.00 元/8400=0.238 元 即天然气 1000Kcal=0.238 元 液化石油气(按丙烷 30%丁烷 70%计,气体密度 2.495Kg/m3)其热 值: 30%*22270.95+70%*29533.1(Kcal/m3)=27354.4Kcal/m3 则 2.495Kg:1Kg=x:3.6(元) x=2.495*3.6(元)=8.982 元 即该液化石油气单价为 8.982 元/m 3(气态) 1000Kcal=8.982/27354.4*1000=0.328 元 18 同理其它能源也可按此法计算. 要进行经济比较，还要考虑它们的燃烧效率。 各类燃料的燃烧效率(%) 序号 燃料用途 燃料种类 煤 油 燃气 1 城镇居民 1520 30 5560 2 公用建筑 2530 40 5560 3 一般锅炉 5060 70 6080 4 电厂锅炉 8090 8090 90 电的效率为 9095%, 电按 95% 燃气按 60% 要真正得到其有效热能的单价 电 1000Kcal=0.477/0.95=0.502(元) 天然气 1000Kcal=0.238/0.60=0.397(元) 液化石油气 1000Kcal=0.328/0.60=0.547(元) 如 LPG 按 3000 元/吨计, 则 LPG 1000Kcal=0.547/3.6*3=0.456(元) 电比天然气的费用高, 0.502/0.397=1.265 高 26.5% 电比 3.6 元/Kg 的 LPG 的费用低, 0.547/0.502=1.090 低 9% 电比 3.0 元/Kg 的 LPG 的费用高, 0.502/0.456=1.101 高 10.1% NG 比 3.6 元/Kg 的 LPG 的费用低,0.547/0.397=1.378 低 37.78% NG 比 3.0 元/Kg 的 LPG 的费用低,0.456/0.397=1.149 低 14.9% 十五.管道气与瓶装气的比较 管道气,无论是天然气液化石油气还是混气都比瓶装气有如下优 19 点:安全方便稳定优质价廉. 1).安全 (1).压力低 : 管道气户内压力只有 2KPa2.8KPa 瓶装气压力为 100KPa1.6Mpa (2).户内存气量少. 管道气在户内只有六米长的四分管存气,其量为: 0.785*0.1272*6=0.0007596m3 瓶装气一个瓶最大容量为: 15Kg/2.495Kg/m3=6.024m3 户内存气量,瓶装气是管道气的 6.024/0.0007596=7930 倍. (3).无爆炸之忧:.瓶装气的钢瓶按规范规定要定期检测,但往往定检 不按时,或行业管理部门不负责任,酿成隐患,在国内外瓶装气爆炸事故,也 不胜枚举 2).方便 管道气开伐就有气,免去换气送气的麻烦和劳累. 3).稳定 管道气连续供气不间断,不会断气,不影响炊事洗澡,不至于因瓶 装气断气,而有做饭未了尤其洗浴未完满身肥皂的尴尬之忧. 4).质优 NGLPG(管道气)SNG 气源的成份稳定,热值均较稳定,不会出现 燃烧不完全的情况;但瓶装气往往有残液,用到最后出来高碳烃,冒黑烟、 冒黄烟烧黑锅底. 5).价廉 通过计算管道天然气比瓶装液化石油气,节省费用 1538%，如果 20 考虑液化石油气中含 8%的残液,其节省费用达到： 15/0.9238/0.92(%)=16.3041.30% 南方液化石油气气价更高,经常在 4000 元/吨以上,故天然气市场更 趋活跃.只有 LPG 售价降到 2400 元/吨才与 2 元/m 3天然气的费用持平. 十六.压缩天然气(CNG) 天然气的输送方式有三种：管道输送；压缩输送；液化输送。 1）.将天然气压缩至 20Mpa.充装到特制的高压钢瓶罐内.这就是所 谓压缩天然气.压缩天然气的运输是用汽车将装有压缩天然气的瓶组运 至供气站.每种瓶组大小不一,小瓶组为 152 只高压钢瓶组成,75L/只.共 计 2300m3CNG(标态);大瓶组为 8 只,长 13 米的高压钢瓶组成.可装 5000m3CNG 2).压缩天然气供气工艺 高压天然气瓶组装汽车运至供气站(拖车),置于瓶组区.钢瓶内压力 为 20Mpa 用快装卡嘴接头连至站内接收系统,经两次或三次减压: 20Mpa1.6Mpa 1.6Mpa0.2Mpa 调压器前需设置天然气预热装置.在降压时,气体降温,所以 CNG 必 须预热.天然气无色无味,爆炸极限为 515%所以必须加臭四氢噻吩) 加 热 热 21 NG 十七.液化天然气 LNG 接收供气站的主要设备 主要设备 (1) LNG 低温储罐 150 m3 X2 (2) 气化器(空温式) 4000 m3时 X2 (3) 锅炉 (4) 加臭机 (5) 调压器 (6) 计量表 (7) 低温仪表及阀门 (8) 常温仪表及阀门 (9) 控制系统及电子衡 * LNG 供气工艺 LNG 供气工艺：LNG 从液化天然气工厂，用液化天然气专用运输槽 车，运到 LNG 接收供气站，将 LNG 卸到接收站的 LNG 低温储罐内。卸车 装卸台 一级降压 二级降压 外 供 计 量 加 臭 储气瓶组 22 工艺采用天然气增压器(或压缩机)，则 LNG 将自动流向 LNG 储罐内。 LNG 经过空温式气化器(或水浴式气化器)，将液体天然气气化成气 体天然气，然后经调压，计量，加臭送往用户。 LNG 供气系统的主要设备 1 液化甲烷船 跨洋运输 LNG 的专用船 2 LNG 储罐 储存 LNG 用低温储罐，其结构由内罐和外罐构成，中间填充隔热材 料。储罐的容量一般为 20000-70000 吨/个。 内罐 使用薄低温钢板制成，具有液密性，可侥性的内容器，它必须把液 压头传递给隔热层。用作薄膜的材料必须具有在低温条件下不脆化的特 征，井具有足够的韧性和良好的加工性能。LNG 内罐，通常用镍钢、不 锈钢或铝合金。 隔热层 隔热层是将液压头传递给外罐体的同时，还起着减少气化量，缩小 罐体内外壁温差、减轻由此产生的温差应力的作用。另外它还有固定 “薄膜”内罐的作用。因此要求隔热层导热率小，而且具有足够的强度。 能满足这些条件的材料有硬质泡沫氨基甲酸、乙酯、泡沫玻璃，珍珠岩 等。 外罐(又称罐体) 23 外罐就是能承受各种负荷的外壳，它必须具有足够的强度，一般可 用：钢制壁、钢筋混凝土和预应力混凝土壁。 3LNG 泵 输送 LNG 的专用泵； 放置在储罐里的为潜液泵； 安置在系统中的为 LNG 输送泵，必须耐低温。 4 蒸发气压缩机 为了保持 LNG 罐内的压力不超高，必须将 LNG 罐内自然气化的天然 气抽出，以保证 LNG 储罐内的压力不超高。LNG 储罐的压力不大于 0.01Mpa(表压)。 5LNG 气化器 利用海水或空气作为热源的板式换热器，或排管状气化器，使 LNG 气化成气态天然气，以供给外部管网，输送到用户。 6 加臭装置 7 流量计 8 调压器 9 海水泵(以及相关的控制仪表) 10LNG 汽车槽车 用于近距离的运输。 1).天然气液化的目的: 1. 为了远程运输; 24 天然气作为优质的原料日益增加，但天然气的资源的分布在地理上是不 均衡的，生产地和消费地相距较远，有的要隔洋跨海，这时经液化的天 然气运输比管输更经济。远距离输送都采用特制的甲烷船。 2 用于储存 为调节用气的不均衡性，特别是调节调峰的储气量大，用一般的储 存方法无法解决，而液化天然气的储存量可以较大，所以许多国家都用 液化天然气来解决调峰用气的储存。液化天然气在美国、法国、加拿大、 日本等国应用较为普遍。 3 用于中小城市的气源 在一些中小城市，即无长输管网到达又无其它气源时，可以选择液 化天然气作为中小城市的气源，可用液化天然气槽车运输。 液化天然气为低温液体(-162)，无论涉及那类容器均需用耐低温 材料制造。一般用镍质不锈钢制成。 2).天然气液化的方法 有三种:阶式循环制冷; 混合式制冷; 膨胀法制冷. 应用比较普遍的是阶式循环制冷.因为此法效率高,设计容易,运行 可靠.为了使天然气液化并达到-162 0C(CH4的沸点-161.49 0C,其临界温度 为 190.7K)，需经过三段冷凝、冷却.制冷剂为:丙烷、乙烯和甲烷.在 丙烷通过蒸发器冷却乙烯和甲烷的同时,天然气被冷却到-40 0C 左右;乙 烯通过蒸发器冷却甲烷的同时,天然气被冷却到-100 左右;甲烷通过蒸 25 发器把天然气冷却到-162 0C 使之液化.经过分离后,液态天然气进储罐储 存.三个被分开的循环过程都包括蒸发、压缩和冷凝三个步骤. 阶式循环制冷流程如下: 1 1 1 2 3 4 NG -400C -1000C -1620C 图例：1冷凝器，2丙烷制冷机，3乙烯制冷机， 4甲烷制冷机，5节流阀，6低温储罐， 7丙烷蒸发器，8乙烯蒸发器，9甲烷蒸发器， 10气液分离器。 LNG 储存和应用 天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产量和消费量呈 持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展看，加快天然气的开发利用， 对改善能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，具有十分重要的 战略意义。 国际上液化天然气(LNG)的生产和应用已有久远的历史。LNG 贸易 是天然气国际贸易的一个重要方面。近 10 年来 LNG 产量以年 20速度 增长。LNG 工业将是未来天然气工业重要组成部分。我国尚处于起步阶 87 9 10 6 1 26 段，国家最近批准在珠海建设进口 LNG 接收站。中原油田正筹建一座日 处理 15 万 m3 天然气的液化工厂。LNG 在我国的应用必将开始一个新的 阶段。 2、液化天然气的制取与输送 LNG 是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162左右，可 使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、 脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液 体而形成的。LNG 的体积约为其气态体积的 l620。 天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液 化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。 LNG 利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统 工程，由天然气开采、天然气液化、LNG 运输、LNG 接收与气化、天然 气外输管线、天然气最终用户等 6 个环节组成。 由于天然气液化后，体积缩小 620 倍，因此便于经济可*的运输。 用 LNG 船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降 低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在 3000km 左右运距最为 经济，超过 3500km 后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更 好的经济性。 27 LNG 对调剂世界天然气供应起着巨大的作用，可以解决一个国家能 源的短缺，使没有气源的国家和气源衰竭的国家供气得到保证，对有气 源的国家则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而 且有很大的经济价值。 LNG 作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。例如：它 选址不受地理位置、地质结构、距离远近、容量大小等限制，而且占地 少、造价低、工期短、维修方便。在没有气田、盐穴水层的城市，难以 建地下储气库，而需要设置 LNG 调峰。这项技术在国外已比较成熟，如 美国、英国和加拿大的部分地区采用 LNG 调峰。我国也正在引进这项技 术。 液化天然气蕴藏着大量的低温能量，在 1 个大气压下，到常温气态 大约可放出 879KJkg 的能量，利用其冷能可以进行冷能发电、空气分 离、超低温冷库、制造干冰、冷冻食品等。 由于 LNG 工厂在预处理时已脱除了气体的杂质，因此 LNG 作为燃料 燃烧时所排放的烟气中 S02 及 NOx 含量很少。因此被称为清洁能源， 广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气，减少了大气污染，有利于经 济与环境的协调发展。 3、LNG 接收站的工艺系统 28 LNG 通常由专用运输船从生产地输出终端运到目的地接收站，经再 气化后外输至用户。目前，已形成了包括 LNG 生产、储存、运输、接收、 再气化及冷量利用等完整的产、运、销 LNG 工业体。 31 LNG 接收站工艺漉程 LNG 接收站一般由接收港和站场两部分组成，其工艺方案可分为直 接输出式和再冷凝式两种，主要区别在于根据终端用户压力要求不同， 在流程中是否设有再冷凝器等设备。后者的工艺流程见图 l。 图 1 LNG 接收站工艺流程 由图 l 可知，LNG 接收站一般由 LNG 卸船、储存、再气化外输、 蒸发气处理、防真空补气和火炬放空 6 部分工艺系统(有的终端还有 冷量利用系统)组成。为了能够平稳、安全的运转，必须要有高度可*的 控制系统。 3.1.1 LNG 卸船系统 29 LNG 运输船*泊码头后，经码头上卸料臂将船上 LNG 输出管线与岸 上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵(潜液泵)将 LNG 输送到终 端的储罐内。随着 LNG 不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维 持其值一定，将岸上储罐内一部分因冷损气化产生的蒸发气加压后经回 流管线及回流臂送至船上储罐内。 LNG 卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作， 各承担 50的输送量。当一根终管出现故障时，另一根母管仍可工作， 不致使卸船中断。在非卸船期问，双母管可使卸船管线构成一个循环， 便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使 LNG 蒸发 量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分 LNG 来冷却需保冷的 管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上 LNG 对卸料 臂等预冷，预冷完毕后再将卸船量逐步增加至正常输量。 卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析 LNG 的组成、密 度及热值。 3.1.2 LNG 储存系统 LNG 低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导人， 例如储罐绝热层、附属管件等的漏热、储罐内压力变化及输送泵的散热 等，故会引起储罐内少量 LNG 蒸发。正常运行时。罐内 LNG 的日蒸发率 约为 0.06-0.08。卸船时，由于船上储罐内输送泵运行时散热、 船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及 LNG 液体与蒸发气的置换等， 30 蒸发气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提 高此时储罐内的压力。接收站的储存能力可按下式计算，即： Vs=Vt+nQ-tq 式中： Vs储存能力,m3； VtLNG 运输船船容,m3； n连续不可作业的日数,d； Q平均日输送量,m3d； t卸船时间，h； q卸船时的输送量，m3d。 一般说来，接收站至少应有 2 个等容积的储罐。一般都在 lOl04m3 以 上，直径达 70 多米。 3.1.3 LNG 再气化/外输系统 储罐内 LNG 经罐内输送泵加压至 1MPa 后进入再冷凝器，使来自储 罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的 LNG 可根据不同用户要求， 分别加压至不同压力。一般情况是一部分 LNG 经低压外输泵加压至 4.0MPa 后。进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运 行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在 需要增加气量调峰时并联运行；另一部分 LNG 经高压外输泵加压至 31 7MPa 后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋 蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压天然气(外 输气)经计量设施分别计量后输往用户。 为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设 有回流管线。当 LNG 输送量变化时，可利用回流管线调节流量。在停止 输出时，可利用回流管线打循环，以保证泵处于低温状态。 3.1.4 蒸发气处理系统 储罐顶部的蒸发气先通过压缩机加压到 1MPa 左右，然后与 LNG 低 压泵送来的压力为 1MPa 的过冷液体换热，冷凝成 LNG。此系统应保证 LNG 储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压力取决于罐内气相(蒸 发气)的压力。储罐中设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及 欠压值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开 关进行相应动作。以控制储罐气相压力。 在低温下运行的蒸发气压缩机，对人口温度通常有一定限制。往复 式压缩机一般要求为-80160，离心式压缩机为-80160。为 保证人口温度不超限(主要是防止超过上限)。故要求在压缩机人口设蒸 发气冷却器，利用 LNG 的冷量保证人口温度低于上限。 3.1.5 储罐防真空补气系统 32 为防止 LNG 储罐在运行中产生真空，在流程中配有防真空补气系统。 补气的气源通常为蒸发器出口管汇引出的天然气。有些储罐也采取安全 阀直接连接通大气的做法，当储罐产生真空时，大气可直接由阀进入罐 内补气。 3.1.6 火炬放空系统 当 LNG 储罐内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超过泄 放阀设定值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生 诸如翻滚现象等事故时，大量气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施 捧泄。 4 LNG 接收站的主要设备 4.1 卸科臂 通常根据终靖规模配置效根卸料臂及 1 根蒸发气回流臂，二者尺寸 可同可异，但结构性能相同。如若尺寸相同则可互用。 卸料臂的选型应考虑 LNG 卸船量和卸船时间，同时根据栈桥长度、 管线距离、高程、船上储罐内输送泵的扬程等，确定其压力等级、管径 及数量。蒸发气回流臂则应根据蒸发气回流量确定其管径等。 为了保证卸料臂的旋转接头在低温下有良好的密封性能而采用双重 密封结构，同时可在工作状态时平移和转动；为了安全。每台 LNG 卸料 臂必须配备紧急脱离装置。臂内 LNG 设计流速一般为 l0ms。蒸发器 33 回流臂的流速设计值为 50ms。LNG 卸料臂的材质主要为不锈钢和铝合 金。制造直径一般在 40.64cm 以下。 4.2 LNG 储簟 LNG 储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式与地下式两类，通常 为平底双壁圆柱形。储罐内壁与 LNG 直接接触，一般采用含镍 9的合 金钢。也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土，外壁为碳钢或预应力 混凝土。壁顶的悬挂式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制 成。簟内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。 LNG 储罐又有单容(单封闭)罐、双容(双封闭)罐及全容(全封闭)罐 3 种 型式。 单容罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，用于防止在主 容器发生事故时 LNG 外溢扩散。该型储罐造价最低，但安全性稍差、占 地较大。与单容罐相比，双容罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一 层高度与罐壁相近，并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙，全容储罐 是在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，即使 LNG 一旦泄露也只能 在混凝土外罐内而不致于外泄，还可防止子弹击穿、热辐射等。这 3 种 型式的储罐各有优缺点。选择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、 占地面积、场址条件、建设周期及环境等因素。 地下储罐全部建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连 续地中壁。地下储罐主要集中在日本。抗地震性好，适宜建在海滩回填 34 区上，占地少。多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较好。安全性 最高。 气相空间设计压力是常压、低温大型储罐的重要参数，尤其对接收 站储簟更为重要。随着科学技术的进步，这类储簟的气相空间设计压力 正逐年提高。尤其是薄膜罐，由于其固有结构特点，可采用较高的设计 压力。 储罐所有开口均应选择在罐顶，避免 LNG 由接口处泄漏。此外，还 应采用措施防止在某些情况下由于液体分层及储罐漏热而引起的翻滚现 象。例如，考虑到运输船待卸的 LNG 与终端储罐内已有 LNG 的密度差， 可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。如待卸 LNG,密度大于储罐 内已有 LNG 密度，月采用簟顶进液口。反之刚采用罐底进液口。 4.3 LNG 输送泵 终端储罐内均设有输送 LNG 的潜液泵。LNG 泵是站内输送 LNG 的关 键设备，由于 LNG 温度低,易汽化,易燃易爆，因此 LNG 泵有许多独特结 构。要求低温下轴封可*，以便将泄漏的可能性减少到最低程度；为防 止处于气一液平衡状态进料的 LNG 在泵内气化，保持泵内 LNG,与