LNG點(diǎn)供(氣化站)工藝設(shè)計(jì)與運(yùn)行管理及設(shè)備解說

1、.LNG( 液化天然氣 ) 已成為目前無(wú)法使用管輸天然氣供氣城市的主要?dú)庠椿蜻^渡氣源，也是許多使用管輸天然氣供氣城市的補(bǔ)充氣源或調(diào)峰氣源。LNG 氣化站憑借其建設(shè)周期短以及能迅速滿足用氣市場(chǎng)需求的優(yōu)勢(shì)，已逐漸在我國(guó)東南沿海眾多經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、 能源緊缺的中小城市建成， 成為永久供氣設(shè)施或管輸天然氣到達(dá)前的過渡供氣設(shè)施。國(guó)內(nèi)LNG 供氣技術(shù)正處于發(fā)展和完善階段，本文擬以近年?yáng)|南沿海建設(shè)的部分LNG 氣化站為例，對(duì)其工藝流程、設(shè)計(jì)與運(yùn)行管理進(jìn)行探討。1 LNG 氣化站工藝流程11 LNG 卸車工藝LNG 通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG 液化工廠運(yùn)抵用氣城市LNG 氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器

2、對(duì)槽車儲(chǔ)罐進(jìn)行升壓(或通過站內(nèi)設(shè)置的卸車增壓氣化器對(duì)罐式集裝箱車進(jìn)行升壓)，使槽車與 LNG 儲(chǔ)罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG 卸入氣化站儲(chǔ)罐內(nèi)。卸車結(jié)束時(shí)，通過卸車臺(tái)氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。卸車時(shí)，為防止 LNG 儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升高而影響卸車速度，當(dāng)槽車中的LNG溫度低于儲(chǔ)罐中LNG 的溫度時(shí)，采用上進(jìn)液方式。槽車中的低溫LNG 通過儲(chǔ)罐上進(jìn)液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進(jìn)入儲(chǔ)罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力，使卸車得以順利進(jìn)行。若槽車中的LNG 溫度高于儲(chǔ)罐中LNG 的溫度時(shí)，采用下進(jìn)液方式，高溫LNG 由下進(jìn)液口進(jìn)入儲(chǔ)罐，與罐內(nèi)低溫LNG 混合而降溫，避免高溫 LNG 由

3、上進(jìn)液口進(jìn)入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導(dǎo)致卸車?yán)щy。實(shí)際操作中，由于目前LNG 氣源地距用氣城市較遠(yuǎn)，長(zhǎng)途運(yùn)輸?shù)竭_(dá)用氣城市時(shí)，槽車Word 專業(yè)資料.內(nèi)的 LNG 溫度通常高于氣化站儲(chǔ)罐中LNG 的溫度，只能采用下進(jìn)液方式。所以除首次充裝 LNG 時(shí)采用上進(jìn)液方式外，正常卸槽車時(shí)基本都采用下進(jìn)液方式。為防止卸車時(shí)急冷產(chǎn)生較大的溫差應(yīng)力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應(yīng)當(dāng)用儲(chǔ)罐中的LNG 對(duì)卸車管道進(jìn)行預(yù)冷。同時(shí)應(yīng)防止快速開啟或關(guān)閉閥門使 LNG 的流速突然改變而產(chǎn)生液擊損壞管道。12 LNG 氣化站流程與儲(chǔ)罐自動(dòng)增壓LNG 氣化站流程LNG 氣化站的工藝流程見圖1。圖 1 城市 LNG 氣化站

4、工藝流程儲(chǔ)罐自動(dòng)增壓與 LNG 氣化靠壓力推動(dòng)， LNG 從儲(chǔ)罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然氣后供應(yīng)用戶。隨著儲(chǔ)罐內(nèi) LNG 的流出，罐內(nèi)壓力不斷降低， LNG 出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常供氣操作中必須不斷向儲(chǔ)罐補(bǔ)充氣體， 將罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)，才能使 LNG 氣化過程持續(xù)下去。儲(chǔ)罐的增壓是利用自動(dòng)增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實(shí)現(xiàn)的。 當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力低于自動(dòng)增壓閥的設(shè)定開啟值時(shí)， 自動(dòng)增壓閥打開，儲(chǔ)罐內(nèi) LNG 靠液位差流入自增壓空溫式氣化器 (自增壓空溫式氣化器的安裝高度應(yīng)低于儲(chǔ)罐的最低液位 )，在自增壓空溫式氣化器中 LNG 經(jīng)過與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣， 然后氣態(tài)天

5、然氣流入儲(chǔ)罐內(nèi)， 將儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。利用該壓力將儲(chǔ)罐內(nèi) LNG 送至空溫式氣化器氣化，然后對(duì)氣化后的天然氣進(jìn)行調(diào)壓 (通常調(diào)至 0 4MPa) 、計(jì)量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣。在夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達(dá)15 ，直接進(jìn)管網(wǎng)Word 專業(yè)資料.使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季時(shí)氣化器出口天然氣的溫度(比環(huán)境溫度低約10 )遠(yuǎn)低于 0而成為低溫天然氣。為防止低溫天然氣直接進(jìn)入城市中壓管網(wǎng)導(dǎo)致管道閥門等設(shè)施產(chǎn)生低溫脆裂，也為防止低溫天然氣密度大而產(chǎn)生過大的供銷差，氣化后的天然氣需再經(jīng)水浴式天然氣加熱器將其溫度升到10 ，然后再

6、送入城市輸配管網(wǎng)。通常設(shè)置兩組以上空溫式氣化器組，相互切換使用。當(dāng)一組使用時(shí)間過長(zhǎng)，氣化器結(jié)霜嚴(yán)重，導(dǎo)致氣化器氣化效率降低，出口溫度達(dá)不到要求時(shí)，人工(或自動(dòng)或定時(shí) )切換到另一組使用，本組進(jìn)行自然化霜備用。在自增壓過程中隨著氣態(tài)天然氣的不斷流入，儲(chǔ)罐的壓力不斷升高， 當(dāng)壓力升高到自動(dòng)增壓調(diào)節(jié)閥的關(guān)閉壓力(比設(shè)定的開啟壓力約高10%) 時(shí)自動(dòng)增壓閥關(guān)閉，增壓過程結(jié)束。 隨著氣化過程的持續(xù)進(jìn)行，當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力又低于增壓閥設(shè)定的開啟壓力時(shí)，自動(dòng)增壓閥打開，開始新一輪增壓。2 LNG 氣化站工藝設(shè)計(jì)21 設(shè)計(jì)決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益當(dāng)確定了項(xiàng)目的建設(shè)方案后，要采用先進(jìn)適用的LNG 供氣流程、安全可靠地向用戶

7、供氣、合理降低工程造價(jià)、提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益， 關(guān)鍵在于工程設(shè)計(jì) 1 。據(jù)西方國(guó)家分析， 不到建設(shè)工程全壽命費(fèi)用1 的設(shè)計(jì)費(fèi)對(duì)工程造價(jià)的影響度占75 以上，設(shè)計(jì)質(zhì)量對(duì)整個(gè)建設(shè)工程的效益至關(guān)重要。影響 LNG 氣化站造價(jià)的主要因素有設(shè)備選型(根據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定 )、總圖設(shè)計(jì) (總平面布置、占地面積、地形地貌、消防要求等 )、自控方案 (主要是儀表選型 )。Word 專業(yè)資料.通常，工程直接費(fèi)約占項(xiàng)目總造價(jià)的70% ，設(shè)備費(fèi)又占工程直接費(fèi)的48 50 ，設(shè)備費(fèi)中主要是LNG 儲(chǔ)罐的費(fèi)用。 2 氣化站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)至今我國(guó)尚無(wú) LNG 的專用設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)，在LNG 氣化站設(shè)計(jì)時(shí)，常采用的設(shè)計(jì)規(guī)范為：

8、GB 50028 93城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范 (2002 年版 )、GBJ 16 87建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范 (2001 年版 )、GB 50183 2004 石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范、美國(guó) NFPA 59A 液化天然氣生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝卸標(biāo)準(zhǔn)。其中GB50183 2004 石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范是由中石油參照和套用美國(guó)NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來(lái)自NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)。由于NF-PA 59A 標(biāo)準(zhǔn)消防要求高，導(dǎo)致工程造價(jià)高，目前難以在國(guó)內(nèi)實(shí)施。目前國(guó)內(nèi) LNG 氣化站設(shè)計(jì)基本參照GB 50028 93 城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范(2002 年版 )設(shè)計(jì)，實(shí)踐證明安全可行。23 LNG 儲(chǔ)罐的

9、設(shè)計(jì)儲(chǔ)罐是 LNG 氣化站的主要設(shè)備，占有較大的造價(jià)比例，應(yīng)高度重視儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)。23 1 LNG 儲(chǔ)罐結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)LNG 儲(chǔ)罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲(chǔ)罐、地上金屬儲(chǔ)罐和金屬 / 預(yù)應(yīng)力混凝土儲(chǔ)罐 3 類。地上 LNG 儲(chǔ)罐又分為金屬子母儲(chǔ)罐和金屬單罐2 種。金屬子母儲(chǔ)罐是由 3 只以上子罐并列組裝在一個(gè)大型母罐(即外罐 )之中，子罐通常為立式圓筒形，母罐為立式平底拱蓋圓筒形。子母罐多用于天然氣液化工廠。城市LNG 氣化站的儲(chǔ)罐通常采用立式雙層金屬單罐，其內(nèi)部結(jié)構(gòu)類似于直立的暖瓶，內(nèi)罐支Word 專業(yè)資料.撐于外罐上，內(nèi)外罐之間是真空粉末絕熱層。儲(chǔ)罐容積有50m3 和 100m3 ，多采用 100m3儲(chǔ)

10、罐。對(duì)于 100m3立式儲(chǔ)罐，其內(nèi)罐內(nèi)徑為3000mm ，外罐內(nèi)徑為 3200mm ，罐體加支座總高度為17100mm，儲(chǔ)罐幾何容積為105 28m3 。23 2 設(shè)計(jì)壓力與計(jì)算壓力的確定目前絕大部分 100m3立式 LNG 儲(chǔ)罐的最高工作壓力為0 8MPa 。按照GB 150 1998 鋼制壓力容器的規(guī)定，當(dāng)儲(chǔ)罐的最高工作壓力為0 8MPa時(shí)，可取設(shè)計(jì)壓力為084MPa 。儲(chǔ)罐的充裝系數(shù)為095 ，內(nèi)罐充裝 LNG 后的液柱凈壓力為0 062MPa ，內(nèi)外罐之間絕對(duì)壓力為5Pa，則內(nèi)罐的計(jì)算壓力為 1 01MPa 。外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定內(nèi)罐與絕熱材料，同時(shí)與內(nèi)罐形成高真空絕熱

11、層。作用在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負(fù)壓。所以外罐為外壓容器，設(shè)計(jì)壓力為-0 1MPa 。23 3 100m3LNG儲(chǔ)罐的選材正常操作時(shí) LNG 儲(chǔ)罐的工作溫度為 -162 3 ，第一次投用前要用 -196 的液氮對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行預(yù)冷 2 、3 ，則儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)溫度為 -196 。內(nèi)罐既要承受介質(zhì)的工作壓力，又要承受LNG 的低溫，要求內(nèi)罐材料必須具有良好的低溫綜合機(jī)械性能，尤其要具有良好的低溫韌性，因此內(nèi)罐材料采用0Crl8Ni9 ，相當(dāng)于ASME( 美國(guó)機(jī)械工程師協(xié)會(huì) )標(biāo)準(zhǔn)的 304 。根據(jù)內(nèi)罐的計(jì)算壓力和所選材料，內(nèi)罐的計(jì)算厚度和設(shè)計(jì)厚度分別為11 1mm 和 12

12、 0mm 。作為常溫外壓容器， 外罐材料選用低合金容器鋼16MnR ，其設(shè)計(jì)厚度為 10 0mm 。Word 專業(yè)資料.234 接管設(shè)計(jì)開設(shè)在儲(chǔ)罐內(nèi)罐上的接管口有：上進(jìn)液口、下進(jìn)液口、出液口、氣相口、測(cè)滿口、上液位計(jì)口、下液位計(jì)口、工藝人孔8 個(gè)接管口。內(nèi)罐上的接管材質(zhì)都為0Cr18Ni9 。為便于定期測(cè)量真空度和抽真空，在外罐下封頭上開設(shè)有抽真空口(抽完真空后該管口被封閉 )。為防止真空失效和內(nèi)罐介質(zhì)漏入外罐，在外罐上封頭設(shè)置防爆裝置。23 5 液位測(cè)量裝置設(shè)計(jì)為防止儲(chǔ)罐內(nèi) LNG 充裝過量或運(yùn)行中罐內(nèi)LNG 太少危及儲(chǔ)罐和工藝系統(tǒng)安全，在儲(chǔ)罐上分別設(shè)置測(cè)滿口與差壓式液位計(jì)兩套獨(dú)立液位測(cè)量裝

13、置4 ，其靈敏度與可靠性對(duì)LNG 儲(chǔ)罐的安全至關(guān)重要。在向儲(chǔ)罐充裝LNG 時(shí)，通過差壓式液位計(jì)所顯示的靜壓力讀數(shù)， 可從靜壓力與充裝質(zhì)量對(duì)照表上直觀方便地讀出罐內(nèi) LNG 的液面高度、體積和質(zhì)量。當(dāng)達(dá)到充裝上限時(shí)，LNG 液體會(huì)從測(cè)滿口溢出，提醒操作人員手動(dòng)切斷進(jìn)料。儲(chǔ)罐自控系統(tǒng)還設(shè)有高限報(bào)警(充裝量為罐容的 85 )、緊急切斷 (充裝量為罐容的 95 )、低限報(bào)警 (剩余 LNG 量為罐容的 10)。236 絕熱層設(shè)計(jì)LNG 儲(chǔ)罐的絕熱層有以下3 種形式：高真空多層纏繞式絕熱層。多用于LNG 槽車和罐式集裝箱車。正壓堆積絕熱層。這種絕熱方式是將絕熱材料堆積在內(nèi)外罐之間的夾層中，夾層通氮?dú)?，?/p>

14、常絕熱層較厚。廣泛應(yīng)用于大中型LNG 儲(chǔ)罐和儲(chǔ)槽，例如立式金屬 LNG 子母儲(chǔ)罐。Word 專業(yè)資料.真空粉末絕熱層。 常用的單罐公稱容積為100m3 和 50m3 的圓筒形雙金屬 LNG 儲(chǔ)罐通常采用這種絕熱方式。在 LNG 儲(chǔ)罐內(nèi)外罐之間的夾層中填充粉末 (珠光砂 )，然后將該夾層抽成高真空。通常用蒸發(fā)率來(lái)衡量?jī)?chǔ)罐的絕熱性能。目前國(guó)產(chǎn) LNG 儲(chǔ)罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù) 0 3。237 LNG 儲(chǔ)罐總?cè)萘績(jī)?chǔ)罐總?cè)萘客ǔ０磧?chǔ)存3d 高峰月平均日用氣量確定。同時(shí)還應(yīng)考慮氣源點(diǎn)的個(gè)數(shù)、氣源廠檢修時(shí)間、氣源運(yùn)輸周期、用戶用氣波動(dòng)情況等因素。對(duì)氣源的要求是不少于 2 個(gè)供氣點(diǎn)。若只有1 個(gè)供氣點(diǎn)，則

15、儲(chǔ)罐總?cè)萘窟€要考慮氣源廠檢修時(shí)能保證正常供氣。24 BOG 緩沖罐對(duì)于調(diào)峰型 LNG 氣化站，為了回收非調(diào)峰期接卸槽車的余氣和儲(chǔ)罐中的BOG(Boil Off Gas ，蒸發(fā)氣體 )，或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖?，常在BOG加熱器的出口增設(shè)BOG 緩沖罐，其容量按回收槽車余氣量設(shè)置。25 氣化器、加熱器選型設(shè)計(jì)25 1 儲(chǔ)罐增壓氣化器按 100m3 的 LNG 儲(chǔ)罐裝滿 90m3 的 LNG 后，在 30min 內(nèi)將 10m3 氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的 0 4MPa 升壓至工作狀態(tài)的 06MPa 進(jìn)行計(jì)算。據(jù)計(jì)算結(jié)果，每臺(tái)儲(chǔ)罐選用 1 臺(tái)氣化量為 200m3/h 的空溫式氣化器為儲(chǔ)罐增壓，

16、LNG 進(jìn)增壓氣化器的溫度為 -162 3，氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫度為-145 。設(shè)計(jì)多采用 1 臺(tái) LNG 儲(chǔ)罐帶 1 臺(tái)增壓氣化器。也可多臺(tái)儲(chǔ)罐共用1臺(tái)或1組氣化器增壓，通過閥門切換，可簡(jiǎn)化流程，減少設(shè)備，降低造價(jià)。Word 專業(yè)資料.25 2 卸車增壓氣化器由于 LNG 集裝箱罐車上不配備增壓裝置， 因此站內(nèi)設(shè)置氣化量為300m3/h的卸車增壓氣化器， 將罐車壓力增至 0 6MPa 。LNG 進(jìn)氣化器溫度為 -162 3 ，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145 。253 BOG 加熱器由于站內(nèi) BOG 發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣，故BOG 空溫式加熱器的設(shè)計(jì)能力按此進(jìn)行計(jì)算

17、，回收槽車卸車后的氣相天然氣的時(shí)間按30min計(jì)。以 1 臺(tái) 40m3 的槽車壓力從0 6MPa 降至 0 3MPa 為例，計(jì)算出所需 BOG 空溫式氣化器的能力為240m3/h。一般根據(jù)氣化站可同時(shí)接卸槽車的數(shù)量選用 BOG 空溫式加熱器。通常BOG 加熱器的加熱能力為500 1000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時(shí)，將 BOG 用作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)。254 空溫式氣化器空溫式氣化器是 LNG 氣化站向城市供氣的主要?dú)饣O(shè)施。氣化器的氣化能力按高峰小時(shí)用氣量確定， 并留有一定的余量， 通常按高峰小時(shí)用氣量的1 315 倍確定。單臺(tái)氣化器的氣化能力按2000m3

18、/h計(jì)算， 24 臺(tái)為一組，設(shè)計(jì)上配置 2 3 組，相互切換使用。25 5 水浴式天然氣加熱器當(dāng)環(huán)境溫度較低，空溫式氣化器出口氣態(tài)天然氣溫度低于5 時(shí)，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式天然氣加熱器，對(duì)氣化后的天然氣進(jìn)行加熱5 、6 。加熱器的加熱能力按高峰小時(shí)用氣量的1315 倍確定。25 6 安全放散氣體 (EAG)加熱器Word 專業(yè)資料.LNG 是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點(diǎn)溫度為 -161 5，常壓下儲(chǔ)存溫度為 -162 3，密度約 430 kg/m3。當(dāng) LNG 氣化為氣態(tài)天然氣時(shí)，其臨界浮力溫度為 -107 。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度高于-107 時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄

19、走。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度低于-107 時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣重，低溫氣態(tài)天然氣會(huì)向下積聚，與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設(shè)置 1 臺(tái)空溫式安全放散氣體加熱器，放散氣體先通過該加熱器加熱，使其密度小于空氣， 然后再引入高空放散。EAG 空溫式加熱器設(shè)備能力按100m3 儲(chǔ)罐的最大安全放散量進(jìn)行計(jì)算。 經(jīng)計(jì)算， 100m3儲(chǔ)罐的安全放散量為500m3/h，設(shè)計(jì)中選擇氣化量為500m3/h的空溫式加熱器1 臺(tái)。進(jìn)加熱器氣體溫度取 -145 ，出加熱器氣體溫度取 -15 。對(duì)于南方不設(shè) EAG 加熱裝置的 LNG 氣化站，為了防止安全閥起跳后放出的低溫

20、LNG 氣液混合物冷灼傷操作人員，應(yīng)將單個(gè)安全閥放散管和儲(chǔ)罐放散管接入集中放散總管放散。26 調(diào)壓、計(jì)量與加臭裝置根據(jù) LNG 氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通常設(shè)置2 路調(diào)壓裝置，調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器。計(jì)量采用渦輪流量計(jì)。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計(jì)量泵為動(dòng)力，根據(jù)流量信號(hào)將加臭劑注入燃?xì)夤艿乐小?7 閥門與管材管件選型設(shè)計(jì)271 閥門選型設(shè)計(jì)Word 專業(yè)資料.工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送LNG 的壓力和流量要求， 同時(shí)必須具備耐 -196 的低溫性能。常用的LNG 閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓調(diào)節(jié)閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門材料為0Cr18Ni9 。

21、27 2 管材、管件、法蘭選型設(shè)計(jì)介質(zhì)溫度 -20 的管道采用輸送流體用不銹鋼無(wú)縫鋼管(GB/T14976 2002) ，材質(zhì)為 0Cr18Ni9 。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無(wú)縫沖壓管件 (GB/T 12459 90) 。法蘭采用凹凸面長(zhǎng)頸對(duì)焊鋼制管法蘭(HG 20592 97) ，其材質(zhì)為 0Cr18Ni9 。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片，材質(zhì)為 0crl8Ni9 。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，材質(zhì)為0Crl8Ni9 。介質(zhì)溫度 >-20 的工藝管道，當(dāng)公稱直徑 200 mm時(shí)，采用輸送流體用無(wú)縫鋼管 (GB/T8163 1999) ，材質(zhì)為 20 號(hào)鋼；當(dāng)公稱徑 >

22、;200mm時(shí)采用焊接鋼管 (GB/T 3041 2001) ，材質(zhì)為 Q235B 。管件均采用材質(zhì)為20 號(hào)鋼的無(wú)縫沖壓管件 (GB/T 12459 90) 。法蘭采用凸面帶頸對(duì)焊鋼制管法蘭(HG20592 97) ，材質(zhì)為 20 號(hào)鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HG20629 97) 。LNG 工藝管道安裝除必要的法蘭連接外，均采用焊接連接。低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復(fù)合聚乙烯絕熱管殼進(jìn)行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。273 冷收縮問題LNG 管道通常采用奧氏體不銹鋼管，材質(zhì)為0crl8Ni9 ，雖然其具有優(yōu)異的低溫機(jī)械性能，但冷收縮率高達(dá)0 003 。站區(qū) LNG 管道在常

23、溫下安裝，在低Word 專業(yè)資料.溫下運(yùn)行，前后溫差高達(dá) 180 ，存在著較大的冷收縮量和溫差應(yīng)力，通常采用“門形”補(bǔ)償裝置補(bǔ)償工藝管道的冷收縮。28 工藝控制點(diǎn)的設(shè)置LNG 氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運(yùn)行參數(shù)采集和自動(dòng)控制、遠(yuǎn)程控制、聯(lián)鎖控制和越限報(bào)警?？刂泣c(diǎn)的設(shè)置包括以下內(nèi)容：卸車進(jìn)液總管壓力；空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；水浴式天然氣加熱器出氣管壓力與溫度；LNG 儲(chǔ)罐的液位、壓力與報(bào)警聯(lián)鎖；BOG 加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出站流量；加臭機(jī) (自帶儀表控制 )。29 消防設(shè)計(jì)LNG 氣化站的消防設(shè)計(jì)根據(jù)CB 50028 93 城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范 (2002年版 )LPG 部分

24、進(jìn)行。在 LNG 儲(chǔ)罐周圍設(shè)置圍堰區(qū)， 以保證將儲(chǔ)罐發(fā)生事故時(shí)對(duì)周圍設(shè)施造成的危害降低到最小程度。在LNG 儲(chǔ)罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng)，噴淋強(qiáng)度為 0 15 L/(s ·m2) ，噴淋用水量按著火儲(chǔ)罐的全表面積計(jì)算，距著火儲(chǔ)罐直徑1 5倍范圍內(nèi)的相鄰儲(chǔ)罐按其表面積的50 計(jì)算。水槍用水量按GBJ 16 87 建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范 (2001 年版 )和 GB 50028 93 城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范 (2002年版 )選取。3 運(yùn)行管理Word 專業(yè)資料.31 運(yùn)行基本要求LNG 氣化站運(yùn)行的基本要求是： 防止 LNG 和氣態(tài)天然氣泄漏從而與空氣形成爆炸性混合物。消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件，按規(guī)范要

25、求對(duì)LNG 工藝系統(tǒng)與設(shè)備進(jìn)行消防保護(hù)。防止 LNG 設(shè)備超壓和超壓排放。防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對(duì)工藝系統(tǒng)的危害及對(duì)操作人員的冷灼傷。32 工藝系統(tǒng)預(yù)冷在 LNG 氣化站竣工后正式投運(yùn)前，應(yīng)使用液氮對(duì)低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和工藝管道進(jìn)行干燥、 預(yù)冷、惰化和鈍化。 預(yù)冷時(shí)利用液氮槽車閥門的開啟度來(lái)控制管道或設(shè)備的冷卻速率 1 /min 。管道或設(shè)備溫度每降低 20 ，停止預(yù)冷， 檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設(shè)備的位移。預(yù)冷結(jié)束后用 LNG 儲(chǔ)罐內(nèi)殘留的液氮?dú)饣蟠祾?、置換常溫設(shè)備及管道，最后用 LNG 將儲(chǔ)罐中的液氮置換出來(lái)，就可正式充裝 LNG 進(jìn)行供氣。33 運(yùn)行管理與安全保護(hù)33 1 LNG

26、 儲(chǔ)罐的壓力控制正常運(yùn)行中，必須將LNG 儲(chǔ)罐的操作壓力控制在允許的范圍內(nèi)。華南地區(qū)LNG 儲(chǔ)罐的正常工作壓力范圍為03 0 7MPa ，罐內(nèi)壓力低于設(shè)定值時(shí)，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行增壓。增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定，增壓上限由自增壓閥的自動(dòng)關(guān)閉壓力確定，其值通常比設(shè)定的自增壓閥開啟壓力約高 15 。例如：當(dāng) LNG 用作城市燃?xì)庵鳉庠磿r(shí)， 若自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為 0 6MPa ，自增壓閥的關(guān)閉壓力約為0 69 MPa ，儲(chǔ)罐的增壓值為009MPa 。Word 專業(yè)資料.儲(chǔ)罐的最高工作壓力由設(shè)置在儲(chǔ)罐低溫氣相管道上的自動(dòng)減壓調(diào)節(jié)閥的定壓值 (前壓 )限定。當(dāng)儲(chǔ)罐最高工作壓

27、力達(dá)到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時(shí)，減壓閥自動(dòng)開啟卸壓， 以保護(hù)儲(chǔ)罐安全。 為保證增壓閥和減壓閥工作時(shí)互不干擾，增壓閥的關(guān)閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊，應(yīng)保證0 05MPa 以上的壓力差。考慮兩閥的制造精度，合適的壓力差應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。33 2 LNG 儲(chǔ)罐的超壓保護(hù)LNG 在儲(chǔ)存過程中會(huì)由于儲(chǔ)罐的“環(huán)境漏熱”而緩慢蒸發(fā)(日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)03 )，導(dǎo)致儲(chǔ)罐的壓力逐步升高，最終危及儲(chǔ)罐安全。為保證儲(chǔ)罐安全運(yùn)行，設(shè)計(jì)上采用儲(chǔ)罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報(bào)警手動(dòng)放散、 安全閥起跳三級(jí)安全保護(hù)措施來(lái)進(jìn)行儲(chǔ)罐的超壓保護(hù)。其保護(hù)順序?yàn)椋?當(dāng)儲(chǔ)罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時(shí)，減壓調(diào)節(jié)閥自動(dòng)打開泄放氣態(tài)天然氣

28、； 當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈， 罐內(nèi)壓力繼續(xù)上升， 達(dá)到壓力報(bào)警值時(shí)，壓力報(bào)警，手動(dòng)放散卸壓；當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈且手動(dòng)放散未開啟時(shí)，安全閥起跳卸壓，保證LNG 儲(chǔ)罐的運(yùn)行安全。對(duì)于最大工作壓力為0 80MPa 的LNG 儲(chǔ)罐，設(shè)計(jì)壓力為 0 84MPa ，減壓調(diào)節(jié)閥的設(shè)定開啟壓力為076MPa ，儲(chǔ)罐報(bào)警壓力為0 78MPa ，安全閥開啟壓力為080MPa ，安全閥排放壓力為 0 88MPa 。33 3 LNG 的翻滾與預(yù)防LNG 在儲(chǔ)存過程中可能出現(xiàn)分層而引起翻滾，致使 LNG 大量蒸發(fā)導(dǎo)致儲(chǔ)罐壓力迅速升高而超過設(shè)計(jì)壓力7 ，如果不能及時(shí)放散卸壓，將嚴(yán)重危及儲(chǔ)罐的安全。大量研究證明，由于以下原因引起L

29、NG 出現(xiàn)分層而導(dǎo)致翻滾：Word 專業(yè)資料.儲(chǔ)罐中先后充注的LNG 產(chǎn)地不同、組分不同而導(dǎo)致密度不同。先后充注的 LNG 溫度不同而導(dǎo)致密度不同。先充注的 LNG 由于輕組分甲烷的蒸發(fā)與后充注的LNG 密度不同。要防止 LNG 產(chǎn)生翻滾引發(fā)事故，必須防止儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG 出現(xiàn)分層，常采用如下措施。將不同氣源的 LNG 分開儲(chǔ)存，避免因密度差引起LNG 分層。為防止先后注入儲(chǔ)罐中的LNG 產(chǎn)生密度差，采取以下充注方法：a槽車中的 LNG 與儲(chǔ)罐中的 LNG 密度相近時(shí)從儲(chǔ)罐的下進(jìn)液口充注；b 槽車中的輕質(zhì)LNG 充注到重質(zhì) LNG 儲(chǔ)罐中時(shí)從儲(chǔ)罐的下進(jìn)液口充注；c槽車中的重質(zhì) LNG 充注到輕質(zhì)

30、 LNG 儲(chǔ)罐中時(shí)，從儲(chǔ)罐的上進(jìn)液口充注。儲(chǔ)罐中的進(jìn)液管使用混合噴嘴和多孔管，可使新充注的LNG 與原有 LNG充分混合，從而避免分層。對(duì)長(zhǎng)期儲(chǔ)存的 LNG ，采取定期倒罐的方式防止其因靜止而分層。33 4 運(yùn)行監(jiān)控與安全保護(hù)LNG 儲(chǔ)罐高、低液位緊急切斷。 在每臺(tái) LNG 儲(chǔ)罐的進(jìn)液管和出液管上均裝設(shè)氣動(dòng)緊急切斷閥，在緊急情況下，可在卸車臺(tái)、儲(chǔ)罐區(qū)、控制室緊急切斷進(jìn)出液管路。在進(jìn)液管緊急切斷閥的進(jìn)出口管路和出液管緊急切斷閥的出口管路上分別安裝管道安全閥，用于緊急切斷閥關(guān)閉后管道泄壓。氣化器后溫度超限報(bào)警， 聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管。 重點(diǎn)是對(duì)氣化器出口氣體溫度進(jìn)行檢測(cè)、 報(bào)警和聯(lián)鎖。 正常操作時(shí)， 當(dāng)達(dá)到額定負(fù)荷時(shí)氣化器的氣體出口溫度比