lng气化站工艺流程图共16页

lng气化站工艺流程图共16页内容摘要：

B 50028— 93《城镇燃气设计规范》 (2020 年版 )、 GBJ 16— 87《建筑设计防火规范》 (2020 年版 )、 GB 50183— 2020《石油天然气工程设计防火规范》、美国 NFPA— 59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。 其中 GB 50183— 2020《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国 NFPA— 59A 标准起草的，许多内容和数据来自 NFPA— 59A 标准。 由于 NFPA— 59A 标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。 目前国内 LNG 气化站设计基本参照 GB 50028— 93《城镇燃气设计规范》 (2020 年版 )设计，实践 证明安全可行。 2． 3 LNG 储罐的设计 储罐是 LNG 气化站的主要设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设计。 2． 3． 1 LNG 储罐结构设计 LNG 储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属 /预应力混凝土储罐 3 类。 地上 LNG 储罐又分为金属子母储罐和金属单罐 2 种。 金属子母储罐是由 3 只以上子罐并列组装在一个大型母罐 (即外罐 )之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。 子母罐多用于天然气液化工厂。 城市 LNG 气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐 上，内外罐之间是真空粉末绝热层。 储罐容积有 50m3和 100m3，多采用 100m3储罐。 对于 100m3立式储罐，其内罐内径为 3000mm，外罐内径为 3200mm，罐体加支座总高度为 17100mm，储罐几何容积为 105． 28m3。 2． 3． 2 设计压力与计算压力的确定 目前绝大部分 100m3 立式 LNG 储罐的最高工作压力为 0． 8MPa。 按照 GB 150— 1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为 0． 8MPa 时，可取设计压力为 0． 84MPa。 储罐的充装系数为 0． 95，内罐充装 LNG 后的液柱净压力为 0． 062MPa，内外罐之间绝对压力为 5Pa，则内罐的计算压力为 1． 01MPa。 外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。 作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。 所以外罐为外压容器，设计压力为 0． 1MPa。 2． 3． 3 100m3LNG 储罐的选材 正常操作时 LNG 储罐的工作温度为 162． 3℃ ，第一次投用前要用 196℃ 的液氮对储罐进行预冷 [ 3]，则储罐的设计温度为 196℃。 内罐既要承受介质的工作压力，又要承受 LNG 的低温 ，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用 0Crl8Ni9，相当于 ASME(美国机械工程师协会 )标准的 304。 根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11． 1mm 和 12． 0mm。 作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢 16MnR，其设计厚度为 10． 0mm。 2． 3． 4 接管设计 开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔 8 个接管口。 内罐上的接管材质都为0Cr18Ni9。 为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口 (抽完真空后该管口被封闭 )。 为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。 2． 4 BOG 缓冲罐 对于调峰型 LNG 气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体 )，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在 BOG加热器的出口增设 BOG 缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。 2． 5 气化器、加热器选型设计 2． 5． 1 储罐增压气化器 按 100m3的 LNG 储罐装满 90m3的 LNG 后，在 30min 内将 10m3气相空间的压力由卸车状态的 0． 4MPa 升压至工作状态的 0． 6MPa 进行计算。 据计算结果，每台储罐选用 1 台气化量为 200m3/h 的空温式气化器为储罐增压， LNG 进增压气化器的温度为 162． 3℃ ，气态天然气出增压气化器的温度为 145℃。 设计多采用 1 台 LNG 储罐带 1 台增压气化器。 也可多台储罐共用 1 台或 1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。 2． 5． 2 卸车增压气化器 由于 LNG 集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为 300m3/h 的卸车增压气化器，将罐车压力增至 0． 6MPa。 LNG 进气化器温度为 162． 3℃ ，气态天然气出气化器温度为 145℃。 2． 5． 3 BOG 加热器 由于站内 BOG 发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故 BOG 空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按 30min计。 以 1 台 40m3的槽车压力从 0． 6MPa 降至 0． 3MPa 为例，计算出所需 BOG 空温式气化器的能力为 240m3/h。 一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用 BOG空温式加热器。 通常 BOG 加热器的加热能力为 500～ 1000m3/h。 在冬季使用水浴式天然气加热器时，将 BOG 用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。 2． 5． 4 空温式气化器 空温式气化器是 LNG 气化站向城市供气的主要气化设施。 气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的 1． 3～ 1． 5倍确定。 单台气化器的气化能力按 2020m3/h 计算， 2～ 4 台为一组，设计上配置2～ 3 组，相互切换使用。 2． 5． 5 水浴式天然气加热器 当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于 5℃ 时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气 化后的天然气进行加热 [ 6]。 加热器的加热能力按高峰小时用气量的 1． 3～ 1． 5 倍确定。 2． 5． 6 安全放散气体 (EAG)加热器 LNG 是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为 161． 5℃ ，常压下储存温度为 162． 3℃ ，密度约 430 kg/m3。 当 LNG 气化为气态天然气时，其临界浮力温度为 107℃。 当气态天然气温度高于 107℃ 时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。 当气态天然气温度低于 107℃ 时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。 为了防止安全阀放空 的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置 1 台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。 EAG 空温式加热器设备能力按 100m3储罐的最大安全放散量进行计算。 经计算， 100m3储罐的安全放散量为 500m3/h，设计中选择气化量为 500m3/h 的空温式加热器 1 台。 进加热器气体温度取 145℃ ，出加热器气体温度取 15℃。 对于南方不设 EAG 加热装置的 LNG 气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温 LNG 气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储 罐放散管接入集中放散总管放散。 2． 6 调压、计量与加臭装置 根据 LNG 气化站的规模选择调压装置。 通常设置 2 路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。 计量采用涡轮流量计。