LNG天然气供气工程方案

1、LNG天然气能源供气方案1. 项目介绍现阶段我国天然气供应日趋紧张，个别高峰时间段，出现供不应求状态，为了保障居民生活用气、缓解燃气公司管道天然气供气不足现象，燃气公司通过LNG液化调峰站增加高峰气体供应，保障居民生产、生活用气。1.1建设依据燃气公司提供的基础数据（高峰时每小时用气量约2000n3，高峰时间段每天5小时）。1.2遵循的主要标准、规范城镇燃气设计规范GB50028-93（2006版）；建筑设计防火规范GBJ16-87（ 2001版）；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92工业金属管道工程施工及验收规范GB50235-97;现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范

2、GB50236-981.3建设原则1、严格执行国家及相关部委制定的有关标准和规范，设计上以安全、质量、可靠为首要 考虑前提。2、在满足技术先进可靠，生产工艺简单，生产稳定的前提下，尽可能节约投资。3、坚持节能的原则，做好能源的综合利用，提高效率，力求取得良好的经济效益、社会 效益和环境效益。4、建设上应满足消防设计要求。1.4建设规模按照现有数据2000n3/h的用气量配置一套50n3LNG储罐、3000n3的汽化器、减压系统 按照50n3的储罐大小配置相应的土建要求。2. 技术方案2.1设计范围及设计规模设计范围：本气站包括LNG卸车、储存、储槽增压、气化设施、BOG/EA（气化设备、调 压

3、部分等用气供应站。详细设计（施工图设计）。设计规模为：储存LNG规模：液态50立方米（合计气态为30000立方米；）使用规模为：每小时最大用气规模设计为2000 m3/小时。设计特点；撬装设备分别为卸车增压撬、储罐增压撬、加热调压计量撬、。其他部分用管路连接。LNG撬装气化站简介本方案采用本公司设计研发的LNG撬装站技术，主要设备均成撬，主要分为储罐撬、卸车 增压撬、储罐增压撬、调压撬。采用撬装化、模块化的设备进行成套，此种技术、设计、设备较传统厂站设计、采购、安 装方式有很大不同，有以下显著特点：a. 集成度高：撬装装置的集约性决定了此类产品设计和生产须充分利用有限的空间去达 到最佳的配置效

4、果，因此撬装装置结构紧凑，比传统的安装方式可减少占地。b. 可靠性咼：撬装设备的生产、组装在工厂内完成，相对于现场来说组装环境情况良好， 可以充分利用设备制造商工厂的先进生产设备和先进检测设备。c. 节约投资：撬装化的生产方式使 LNG站的批量化生产成为了可能，批量化生产可降低撬装设备的成本，包括组成设备的购置成本、材料使用量的节约成本、安装成本，为最终的用户节约了投资。d. 缩短建设周期：撬装设备将使现场的安装量减到最小，大大缩短了项目建设周期。e. 安装简便：撬装气化站的系统化设计将使各撬装设备模块的现场安装和组对极为简便。f .操作简便：撬装设备的设计、生产的可控制性，可充分简化其操作程

5、序，有利于运营 中的安全生产。2.2 LNG天然气站工艺设计及设备2.2.1 工艺设计LNG采用LNG槽车贮存，通过公路运至LNG气化站，在卸车台通过卸车台设置的卧式专用 卸车增压器对贮槽增压，利用压差将 LNG送至低温LNG储罐储存。非工作条件下，贮槽内LNG 贮存的温度为-162 C,压力为常压；工作条件下，增压器将贮槽内的 LNG增压到0.6MPa （以 下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG进入主空温式气化器，与空气换热后转 化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低 10C，压力在0.65MPa,当空温式气化器出 口的天然气温度达不到5C以上时，通过水浴式电加热器升温，最

6、后经调压、计量、加臭、加 增效添加剂混配均匀后进入分输管网送至各个用气点。（大足站只设计调压系统）卸车工艺初次卸车利用卸车增压器将槽车槽罐增压至 0.6MPa,正常运行时由压力稳定在0.6MPa常 温NG给槽车增压，利用压差将LNG通过液相管线送入低温储罐。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、氮气吹扫管线以 及若干低温阀门。布置1个装卸口进行装卸作业。储存工艺LNG储罐储存参数为常压、-162 C,但由于LNG液体蒸发会导致储罐压力整体上升，一般 维持在0.6MPA左右；（压力上升）由于LNG不断蒸发，会缓慢的导致储罐压力上升，当达到储罐的最高工作压 力0.785M

7、PA时，安全阀开启，自动泄压。（压力下降）由于终端持续供气，导致储罐压力下降，此时需要开启储槽增压器，对储罐 进行增压，以满足对终端设备的正常供气，一般增压到0.6MPA后停止增压。气化加温工艺考虑到环保节能与经济效益，主气化器选用空浴式气化器。通过低温LNG与大气换热，实 现LNG的气化、升温（LNG温度不小于0C）。在冬季大气温度较低时，本设计采用水浴式加热器过热。（特别是北方地区）BOGT 艺一、BOG源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体（Boil Off Gas），本工程中BOG体包 括：1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生

8、的蒸发气体注入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体卸车时注入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体槽车内的残余气体二、BOGT艺及参数确定BOG勺处理采用减压排出方式。BOG%体为低温状态，经加热器加热至不小于气温- 10C后，进入BOGS压装置，减压后 送入城市管网用气。安全泄放工艺天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120 C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、

9、 EAG加热器、放散管组成。低温放散NG经过EAG加热器进行集中加热后，通过放散管高点排放，EAG加热器采用300Nmh空温式加热器；常温放散NG直接排出。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。安全阀设定开启压力0.785Mpa。在一些可能会形成密闭的液体管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。2.2.2 LNG天然气站主要工艺设备1）储存设备：储存设备为1台50m LNG低温贮槽，最高工作压力为 0.785MP&2） 主气化设备：本系统主气化设备为1台空温式气化器，单台气化3000Nm3/h ，压力3.0MP&3） 卸车设备

10、：卸车增压器为1台300Nn3/h卧式空温式增压器，最高工作压力 3.0MP&4） 贮槽自增压设备：本系统贮槽自增压设备为1台空温式气化器，气化量为300NriYh， 最高工作压力3.0MP&5） 气化复热设备：当冬天温度较低时，可利用1台蒸汽加热器复热，保证出口温度不低于+5C,设计复热量为3000NrrYh。6） BOG理设备：气化站BOG%化器采用空温式气化器，设计流量100Nmh，设计压力 为 3.0MP&7）EAG设备：泄放的低温天然气，经过 EAGto热器加热后，排放到大气中。加热器采用 空温式气化器，设计流量为100NrrYh，设计压力为3.0MP&8）调压设备：采用进口调压器调

11、压，模式为 1+1。9）计量设备：采用气体涡轮流量计，量程比 1： 16,精度为1.5级，流量计表头为机械的字轮显示。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，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。 主路数量为1台，流量3000m3/h,采用“ 1+0”型式（大足加气站不考虑计量）10）加臭设备。（大足加气站不考虑计量）2.3加臭剂设备2.3.1现场条件：燃气种类及组分：液化天然气管道压力为：0.1-0.2 Mpa燃气流量：2000m3/h2.3.2产品的主要配置和技术性能：产品名称：燃气加药装置（又名 WJ系列微量控制

12、加药机）产品用途：向燃气管道加入臭味剂，使燃气具有典型的臭味，以便及时发现燃气泄漏，防 止发生中毒及爆炸事故。向燃气管道加入助燃剂，使燃气具有高热值，以便及代替乙炔气及丙烷，以节省能源。产品型号： WJP1-3X 2-A0.5/1.6B60/0.8S产品主要技术性能：产品的控制系统可同时接收三路 420mA然气流量信号，随燃气流量变化，按比例自动 连续加药。通过频率设置可保证燃气流量在最大与最小范围内，都能保持加臭和助燃剂浓度均 匀稳定，精确度= 5%具有自动、手动两种运行模式：在系统硬件上考虑了手动和自动的兼容性，自动、手动运行模式任意切换。手动运行指在没有燃气流量信号输入的条件下，由操 纵

13、人员设置控制系统的运行参数定量加药。安装在现场的设备部分为整体防爆、隔爆设计。隔爆性能经机械工业部低压防爆产品 质量监督检测中心检测合格，取得了防爆合格证，防爆等级满足门站一区防爆要求。防爆标志 donCT6并在设备显著位置标有防爆标志。配置两台隔加药泵。适应燃气流量范围广；能够满足燃气流量为2000m3/h的燃气加臭 运行。配置60L计量储药罐，可储存臭剂50公斤助燃剂配置270L计量罐，可储存163公斤该产品的控制系统以研祥牌工控机为核心，组成一个完整的自动测控系统。有系统工 作画面可视性强、泵的工作状态及瞬时管道流量等功能。并通过改变画面功能设置，可实现多 路控制、泵工作状态转换。配备打

14、印机，具有数据打印功能，可打印当班累积加药量及运行数据。打印时间可在 24小时的任意时间段设置定时、实时打印功能，可通过打印功能输出各种历史数据及运行曲 线图表。系统具有输出短路自动保护、出现异常时自动停机同时报警的功能。设备运行数据可通过RS485远传至上微机，格式为 ASC的通讯协议。计量罐具有玻璃管液位显示、计量标定功能。计量罐为不锈钢制造的常压容器，上下焊接封头工艺，外表为抛光处理工艺，罐的最大额定工作压力为0.05Mpa。顶部设有呼吸罐， 底部设有排污阀。设计独特的散流式汽化器，具有扩散流体使加药剂迅速汽化的功能。掺混均匀，无残 留臭剂在燃气管线内，并可有效防止堵塞事故发生。由于臭剂

15、具有腐蚀性，设备与THT接触的罐体、管线、阀门部分全部为不锈钢制成， 具有良好的防腐性能。设备的管线配备高精度逆止阀，耐高压力、保压持久、耐腐蚀无泄漏。设备配置一套专用气体上料装置，利用氮气瓶或压缩空气，将物料桶中的药剂密封自 动加入计量罐内。现场工作条件：供电：控制器220V 50H AC,设备现场380V 50H AC;控制器与设备间的供电电缆：4棵规格为4X 1.5mm2控制器与设备间的电缆连接方式：控制器为接线端子、设备为防爆接线盒；加臭点宜设置在调压、计量设备之后的水平钢质燃气管道上，开孔应当在设备安装前 由用户完成，规格为DN20PN1.6配法兰球阀；设备工作环境极限温度：-300

16、C+450C设备基础：不小于1000X 2000平整坚实的地面； 设备占地面积900X 1800;设备安装位置要求：通风良好的室内或有遮阳遮雨设施的室外安装。2.4.控制系统PLC（大足加气站不考虑）本燃气站通过设计的PLC自控系统与监控的站控系统可以实现：燃气站运行工艺数据实 时监测与控制、天然气流量计量监测与添加剂耗量计量系统监测、安全超限报警与应急锁定等 功能。并且运行数据可通过SCADAK统的RTU终端通讯远传至监控中心，实现24小时监控及 运行调度管理。全部气接收均在气化站内。由低温槽车运输，经过卸车、储存、气化、计量、加臭等工艺 过程送入燃气管网至各个用气工位。为保证本站安全、稳定

17、的运行，提高工作效率，本站的相关运行参数采用就地及控制室显 示，并通过站控系统对生产过程进行监视和控制。控制室控制系统采用点对点数显仪表形式， 通过控制盘可监视气化站运行的过程。在满足安全生产的前提下，站内仪表系统设计以满足工艺要求为原则，在控制室内集中显示现场一次仪表的远传信号及泄漏报警信号。PLC自动控制系统由现场一次仪表（传感器、变送器）、自控设备，加控 制中心的PLC 可编程控制器和交换机、上位工控机及相关的编程软件、应用软件组成。控制系统按功能 划分为三个区域和一个控制中心，三个区域是LNG储罐区、气化加热区和调压计量区。除各 区域有大量的现场就地仪表显示外，自控 系统对大量的运行工

18、艺参数实现远程显示、记录、控制和报警，可大大提高 系统运行的安全性、可靠性，也可 大量的减轻操作人员的工作负担。 各区域的监控参数主要包括：探LNG储罐区：LNG罐的压力、液位；进站天然气的液相压力和气相压力；罐区环境温度， 紧急切断阀阀门阀位。探 气化加热区：空温气化器的出口天然气温度；水浴式气化器的进出水温度；水浴式气化器后的天然气温度、压力；空温气化器进口紧急切断阀门阀位。探调压计量、加臭区：出站天然气的压力、流量。探控制中心：由PLC控制柜、天然气泄漏报警主机操作员站、管理员站,工控机等控制 设备组成。通过控制中心可 实现对现场的仪器仪表、阀门运 行状态和运行工艺参数的设定、 操作、控

19、制、自动记录、报警等。为了提高控制系统的可靠性，设置了操作员站和管理员站两 台上位工控计算机，两机组成冗余结构，当一台计算机出现故障时另一台自动管故障机的全部功能，确保数据的完整和控制的可靠。控制盘主要显示参数:项目位置现场显示控制室显示报警压力1#汇流排压力NG调压后温度NG出站温度流量流量计泄漏LNG流 排调压计量加臭加药区设置断电延时30min的UPS在系统短时间停电时能为仪表系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防雷及防止过电压，在仪表及控制盘内电源进线处设有电涌保护器。在现场可能发生燃气泄漏的场所设置工作稳定，使用寿命长，误报率低的催化燃烧型泄漏检测装置，在燃

20、气泄漏时向控制室发出声光报警信号。仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。2.5消防设计本项目不设专职消防队，由技术员负责气化站安全运行管理。 主要消防任务由公司内部和 城市消防系统完成。本项目的消防任务是防火防爆，扑灭站区内零星火灾，控制生产装置及储罐区的初起火灾， 保护着火部位及其邻近区域，以避免灾害、保证人民群众的生命财产的安全，并最大限度的减 少损失。2.51设计依据建筑设计防火规范（GB50016-2006城镇燃气设计规范（GB50028-2006爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92建筑物防雷设计规范（GB50057-94水喷雾灭火系

21、统设计规范（GB50129-952.52消防给水系统消防给水系统由消防喷淋系统、消防给水管网及消火栓等组成。消防用水量根据城镇燃气设计规范GB50028-2006规定，本站在同一时间内的火灾次数按一次考 虑，其消防用水量按储罐区一次消防用水量确定，储罐区消防用水量按其储罐固定喷淋装置和 水枪用水量之和计算。本项目采用 150立方储罐，经计算消防水量要求1500m3容量。全站消防水管网气化站内设置环状消防水管网，消防水管道上设置消火栓，并在罐区周围设置消防器材箱 （箱内配置消防水枪及水带）。室外消火栓系统站区共计设置室外消火栓5台，管道采用球墨给水铸铁管橡胶圈柔性连接。室外消火栓采 用地上式，安

22、装参见国标 88S162- 6。2.53罐区、气化区及辅助设施的消防1）储罐防雷设施储罐围堰中必须有防雷设施、储罐必须有导静电设施2）储罐冷却储罐冷却采用固定水喷淋装置。3）灭火器装置根据建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90 ）关于小型灭火器的配置要求，在储罐区、气化区、卸车台、变配电间及辅助用房等建构筑物单体内设置一定数量的手提式干粉灭火器和手推式干粉灭火器，以 保证补救初期火灾和零星火灾。2.6仪表选型261温度计根据工艺操作控制要求设置温度测量点一体化温度变送器选WZPK-246型隔爆型铠装铂热电阻，附保护套管。温度变送器主要技术参数如下：工作电压24VDC输出信号：2线制，4-2

23、0 mA输出；带本地显示；适应温度：-4070 C； 防护等级：IEC IP65;防爆等级：隔爆型。2.6.2压力表压力表分为低温压力表、低温远传压力表、常温压力表、常温报警压力表四种。根据所测 压力处压力及介质工况的不同选用压力表型式。选用原则：正常使用的测量范围在静压下不超过测量上限的3/4，不低于测量上限的1/4，在波动压力下不应超过测量上限的 2/3，不低于 测量上限的1/3。压力变送器选用EJA系列智能压力变送器，EJA压力变送器为两线值，4-20 mA输出信号。 EJA压力变送器主要技术参数如下：工作电压：24V.DC;输出信号：2线制，4-20 mA输出；数字通讯：BRAIN协议

24、加载在4-20 mA的信号上； 精度：0.075级；稳定性：+0.1%量程上限/5年，无漂移；测量元件材质：哈氏合金 C-276；本体材料：CSC14A防护等级：IEC IP67;适用温度：-4085 C； 适用湿度：5100% 防爆等级：隔爆型； 安装形式：引压管集中安装； 可通过手操器对变送器进行设定、监控和维护； 现场显示：变送器本体带现场数字显示，显示精度为0.5级；2.6.3流量计根据用户要求此中不设置。264液位显示装置每个储槽需设置一套液位显示装置， 每套液位显示装置由ITT液位计、压力变送器、压差 变送器、压力表组成。以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。 远传仪

25、表选用 EJA系列智能差压变送器。265泄漏报警器在可燃性气体容易泄漏或汇聚的地方设置隔爆型可燃气体检测变送器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。在可燃性气体容易泄漏或汇聚的地方设置隔爆型可燃气体检测变送器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。可燃气体变送器特点：采用先进的催化燃烧式传感器性能稳定。灵敏可靠使用寿命长体积小超量程限流保护反极性保护可长期连续工作抗中毒性好，抗干扰能力强输出4-20mA标准信号工作电压：24VDC测量范围：0-100%LEL监测误差：小于土 5%防护等级：IP65 工作温度：-2050 C2.7其他设施值班室2.8用地面积根据相关规范要求，LNG储罐和相关设

26、备都需要有一定的安全间距，所以本L-CNG气化站占地面积约？亩（根据设计要求）。三工程造价预算3.1工程服务范围及商务报价本项目的工程造价预算范围；探LNG站工艺专业：管道（含氮气管道）、阀门、低温液相管道保冷采购供货及安装调试；探LNG站自控专业：系统设备材料采购供货及安装调试；探LNG站电气专业：系统设备材料采购供货及安装调试；探防雷防静电专业探LNG站系统预冷、开车投产；探操作运行人员、管理人员的培训服务；探LNG站安全操作规程、安全管理制度的编制服务；探不包括土建专业部分的设备材料采购与施工；不包括土建专业部分和消防部分的设备材料采购与施工；不包括本工程的报建费、消防建审费、锅检所监检费、监理费、工程组织验收费等费用以及其他地方行政收费。报价文件序 号名称型号及规格数量单价（万兀）总价（万元）备注1LNG储