燃气项目技术设计方案学案.doc

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技术设计方案 PAGE  PAGE 33 技术设计方案 一、LNG气化站工艺流程 1、工艺流程简述 LNG采用集装箱式储罐贮存,通过公路运至LNG气化站,在卸车台处由专用的卸车增压器对集装箱式储罐进行增压,利用压差将LNG卸入低温储罐内。非工作条件下,储罐内LNG贮存温度为-162℃,压力为常压;工作条件下,储罐增压器将储罐内压力增高到0.6Mpa(以下文中如未加说明,压力均为表压)。增压后的低温LNG自流进入空温式气化器,与空气换热后发生相变转化为气态NG并升高温度,气化器出口温度比环境温度约低10℃,当空温式气化器出口的天然气温度在-5℃以下时,须使用水浴式加热器升温,最后经调压(调压器出口压力为0.40MPa)、计量、加臭后进入输配管网送至终端用户。 工LNG气化站工艺流程简??? 2、卸车 (1)卸车工艺及其参数确定 卸车工艺通常采用的方式有:槽车自增压方式、压缩机辅助增压方式、设置专用卸车增压器方式、LNG低温泵卸车方式等等。 根据本站的设计规模以及LNG运输的实际情况,设计采用设置专用卸车增压器方式。利用卸车增压器给集装箱式储罐增压至0.6MPa,利用压差将LNG通过液相管线送入LNG低温储罐。当卸车进入结束阶段,集装箱式储罐内的低温NG气体,利用BOG气相管线进行回收。 卸车工艺管线系统包括LNG液相管线、NG气相管线、气液相连通管线、安全泄放管线和氮气吹扫管线以及若干低温阀门。 (2)卸车口数量确定 本LNG气化站日供气量为8.5×104Nm3,折算LNG约142m3。考虑将来汽化站供气规模进一步扩大,设计布置2个装卸口,可使2台槽车同时进行装卸作业。 3、贮存增压 (1)贮存增压工艺及参数确定 LNG在-162℃贮存时为常压,运行时需要对LNG储罐进行增压,以维持其向外供液所必须的压力(0.55~0.60Mpa)。 当LNG储罐压力低于升压调节阀设定的开启压力时,升压调节阀自动开启,LNG进入储罐增压器,气化为NG后通过储罐顶部的气相管返回到储罐内,使储罐气相压力上升;当LNG储罐压力高于设定压力时,升压调节阀自动关闭,储罐增压器停止工作,随着罐内LNG的排出,储罐压力又逐渐下降。通过升压调节阀的开启和关闭,从而使得LNG储罐压力维持在设定的压力范围内。 (2)储罐增压系统组成 储罐增压系统由储罐增压器(空温式气化器)及若干控制阀门组成,系统主要包括: 储罐增压器(空温式气化器)400Nm3/h共4台,每2台储罐共用一台储罐增压器; 自力式升压调节阀共4只(DN40); 其他低温阀门和仪表。 4、气化加热 (1)工艺及参数确定 本设计采用空温式汽化器和水浴式加热器相结合的串联流程,夏季采用空温式汽化器即可使出站气体温度达到设计要求;冬季气温较低,必须使用水浴式加热器对空温式汽化器出口的低温天然气进行增热,以使出站气体温度符合设计要求。 本LNG汽化站最大小时供气量为4350Nm3/h。考虑40%的富裕量,汽化器总的设计汽化能力按6000Nm3/h考虑。 (2)汽化及增热系统组成 空温式气化器分为强制通风和自然通风两种,本工程设计采用自然通风空温式气化器。自然通风空温式气化器需要定期切换除霜。考虑到本工程的用气性质(工业用气),设计选用8台空温式气化器,分2组设置(每组4台),轮换使用,单台设计汽化量为1500Nm3/h。在两组空温式气化器的入口管道上均设有气动低温切换阀,正常工作时两组气化器通过气动低温切换阀进行切换使用,夏季每6小时切换一次;冬季每4小时切换一次。此外,当汽化器出口NG温度低于0℃时,自控系统低温报警,此时气动低温切换阀动作,切换使用空温式气化器。 水浴式加热器根据热源不同,可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。根据本站设计规模,并考虑经济因素,本设计采用热水加热式,利用锅炉产生的热水给低温NG加热。水浴式加热器设计流量为6000Nm3/h,共1台。在冬季NG出口温度低于5℃时,自控系统低温报警并启动水浴式加热器。 5、 BOG工艺 (1)BOG来源 由于吸热或压力变化造成LNG的一小部分蒸发为气态(Boil Off Gas),本工程中BOG气体包括: 1)LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体。 2)LNG卸车操作时由于储罐压力、气相容积变化产生的蒸发气体: a.储罐接收的LNG与储罐内原来贮存的温度较高的LNG接触产生的蒸发气体。 b.接收LNG的储罐因气相容积相对减少而产生的蒸发气体。 c.接收LNG的储罐在压力较高时进行减压操作产生的气体

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