燃气项目技术设计方案学案.doc

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