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1、液化天然气（LNG）气化站运行操作手册液化天然气（LNG）气化站运行操作手册上海清泰液化天然气有限公司编制二零零五年八月第 74 页公司简介上海清泰液化天然气有限公司是一家致力于液化天然气（LNG）事业发展、集投资开发与工程建设于一体的专业化公司，伴随着中国LNG产业发展而成长。公司汇集一批在LNG产业领域里从事理论研究和工程实践的先行者，围绕LNG资源进口、储运、终端利用和技术研发开拓业务，为促进国家能源结构变革、提高能源综合利用效率、保护生态环境而进行着努力和探索。上海清泰公司奉行“真诚合作、协调发展”的企业精神，不断追求先进的项目管理模式，努力打造清泰品牌。清泰公司愿与燃气界同行一起努力
2、，共同推动中国LNG产业发展，为LNG在中国的广泛普及应用作出积极贡献。联系方式：上海清泰液化天然气有限公司公司地址:上海浦建路145号强生大厦1602室联系电话:021-50899290，50899291传真号码:021-50899293目 录公司简介0目 录1第一章 天然气与液化天然气（LNG）知识41.1 天然气知识41.1.1 天然气组成41.1.2 天然气燃烧特性51.1.3 天然气的储运61.2 LNG基本性质81.2.1 LNG组分91.2.2 LNG物性数据91.2.3 LNG特点10第二章 LNG气化站工艺介绍112.1 气化站工艺流程112.1.1卸车工艺122.1.2 贮
3、存增压工艺122.1.3 气化加热工艺132.1.4 BOG处理工艺132.1.5 安全泄放工艺142.1.6 计量加臭工艺142.2 气化站布置152.3 LNG气化站主要设备152.3.1 LNG储罐152.3.2 空浴式气化器162.3.3 水浴式加热器162.3.4 缓冲罐162.3.5 加臭装置172.4 工艺操作流程172.4.1 卸车工艺操作流程172.4.2 装车工艺操作程序182.4.3 贮罐首次出液气化工艺操作程序182.4.4 立式低温贮罐运行操作规程192.4.5 水浴式加热器操作规程202.4.6 加臭机操作规程212.4.7 燃气锅炉操作规程212.4.8 氮气瓶组
4、操作规程222.4.9 二氧化氯发生器操作规程222.4.10 消防水泵操作规程222.4.11 柴油机操作规程232.5 安全操作注意事项242.6 设备巡检242.7 故障处理24第三章 消防263.1 消防设施263.2 消防安全管理263.2.1 消防安全管理制度263.2.2 灭火救援273.2.3 消防器材管理制度283.3 操作要求283.4 操作注意事项28第四章 自控304.1 控制系统304.2 主要设备304.2.1 记录仪304.2.2 闪光报警系统304.3自控说明314.3.1 紧急停车314.3.2 供氮314.3.3 流量计量314.3.4 加臭控制314.4.
5、5 消防32第五章 电气33第六章 安全管理346.1 安全管理制度346.1.1 安全防火“十大禁令”346.1.2 防火、防爆安全规定346.1.3 生产区安全管理规定356.1.4 气化站安全管理规定356.1.5 气化站巡回检查制度356.1.6 交接班管理制度366.1.7 安全保卫制度366.2 气化站设备管理安全规程37第七章 LNG气化站应急预案387.1危险分析387.1.1 来自天然气的危险387.1.2 来自LNG的危险387.2 风险控制397.2.1 对可能产生超压的设备管线设置安全泄压系统397.2.2 设置紧急事故切断系统397.2.3 设置可燃气体报警设施397
6、.2.4 临时高压消防水系统397.2.5 高倍数泡沫系统397.2.6 配备移动式小型干粉灭火器397.3. 事故应急预案397.3.1 天然气泄露397.3.2 天然气着火407.3.3 LNG储罐根部阀之前大量泄露407.3.4 LNG储罐泄露着火407.4 应急救护417.4.1触电救护417.4.2严重冻伤急救41第八章 专业相关知识428.1 电气知识428.1.1 变配电装置428.1.2 防雷电，防静电与保护接地438.1.3 电气防火和防爆458.1.4 安全操作方法458.2 压力容器及其运行468.3 安全附件488.3.1 安全阀488.3.2 爆破片498.3.3 常
7、用阀门508.4 灭火的基本常识528.4.1 灭火的基本方法528.4.2 初起火灾的扑救538.4.3 义务消防队的建设和管理548.4.4 灭火材料588.4.5 常用消防器材灭火器61第九章 安全学习习题集69一、选择题69二、判断题73三、填空题73四、问答题73第一章 天然气与液化天然气（LNG）知识1.1 天然气知识近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。中国是开发利用天然气资源最早的国家。新中国成立后，天然气产业有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。但从全世界看
8、，中国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%，特别是天然气在能源结构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。随着中国国民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的发展前景。中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用
9、，这将为天然气产业的发展创造良好环境。1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。在中有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区
10、别。1、根据化学组成的不同分类（1）干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。（2）湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、丁烷等气体。2、根据天然气的来源分类（1）纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。（2）油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起打出，气油比（m3/t）一般在20500范围内。这种气体中含有60%90%的甲烷，10%40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。（3）凝析气田气：是含有容易液化的丙
11、烷和丁烷成分的富天然气。这种气体通常含有甲烷85%90%，碳三到碳五约2%5%。可采用压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。（4）矿井气口从井下煤层抽出的矿井气，习惯称为矿井瓦斯气。1.1.2 天然气燃烧特性天然气最主要的成分是甲烷，基本不含硫，无色、无臭、无毒、无腐蚀性，具有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，目前已成为众多发达国家的城市必选燃气气源。城市燃气应按燃气类别及其燃烧特性指数（华白数W和燃烧势CP）分类，并应控制其波动范围。华白数W按式（1）计算：（1）式中：W华白数，MJ/m3（kcal/m3);Qg燃气高热值，MJ/m3/（kcal/m3）；d燃气相对密度（
12、空气相对密度为1)。燃烧势CP按式2计算：（2）（3）式中：CP燃烧势；H2燃气中氢含量，%（体积）；CmHn燃气中除甲烷以外的碳氢化合物含量，%（体积）；CO燃气中一氧化碳含量，%（体积）；CH4燃气中甲烷含量，%（体积）；d燃气相对密度（空气相对密度为1）；K燃气中氧含量修正系数；O2燃气中氧含量，%（体积）。城市燃气的分类应符合表的规定。 城市燃气的分类（干，0，101.3kPa）表类别华白系数W,MJ/m3（Kcal/m2）燃烧势CP标准范围标准范围人工燃气5R22.7 (5430)21.1(5050)24.3(5810)9455966R27.1 (6470)25.2(6017)29.
13、0(6923)108631107R32.7 (7800)30.4(7254)34.9(8346)12172128天然气4T18.0 (4300)16.7(3999)19.3(4601)2522576T26.4 (6300)24.5(5859)28.2(6741)29256510T43.8 (10451)41.2(9832)47.3(11291)33313412T53.5 (12768)48.1(11495)57.8(13796)40368813T56.5 (13500)54.3(12960)58.8(14040)414094液化石油气19Y81.2 (19387)76.9(18379)92.7
14、(22152)48424922Y92.7 (22152)76.9(18379)92.7(22152)42424920Y84.2 (20113)76.9(18379)92.7(22152)464249注：6T为液化石油气混空气，燃烧特性接近天然气。1.1.3 天然气的储运天然气是以气态燃用，但储运方式有管输天然气、压缩天然气、液化天然气等多种形式。另外，目前还在发展天然气水合物。1. 压缩天然气（CNG）压缩天然气（CNG）是通过压缩机加压的方式，将天然气压缩至容器，增加容器存储体积的天然气运输方式。一般情况下，天然气经过几级压缩，达到20MPa的高压，在用气时在经减压阀降压使用。在20MPa高
15、压下，天然气的压缩比可以达到276。CNG在生产和利用过程中成本相对较低，能耗低。但是由于采用笨重的高压气瓶，导致CNG单车运输量比较小，运输成本高。因此，一般认为该种方式只适合为距离气源地近、用气量小的城市供应燃气。CNG项目的特点：与LNG相比，设备相对简单、投资少；与管道天然气相比要灵活，因为管道一旦建设好以后，无法根据市场的需要发生转移。2. 液化天然气（LNG）当天然气在大气压下，冷却至约-162时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。LNG体积约为同量气态天然气体积的1/625，密度在450kg/m3左右。可见液化天然
16、气具有较大的气液，便于运输。另外，由于LNG的燃点及爆炸极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好。LNG项目包括液化工厂、低温储槽和再气化工厂的建设。液化和再气化工厂的经济可行性由年产量和最高供气量决定。由于LNG所以低温液体，其生产、储运及利用过程中都需要相应的液化、保温和气化设备，投资额高。这种运输形式只有在规模发展较大时才具有合理的经济性能。3. 管输天然气（PNG）管输天然气是通过管道直接将天然气输运到用户点的一种运输方式，主要针对气源地用户或与气源地通过陆地相连的国家之间天然气运送。管道长度对于PNG方式有一定要求。对于距离气源地较远的地区，只有当用气量较大时才会具有较好经济性。由
17、于海底管道的建造和维护费用高，当天然气的海上运输距离较长时，将会倾向于采用LNG船运输。与LNG项目不同，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。管道基本建设投资是影响项目经济可行性的主要决定因素。基本建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数的变化而变化。天然气井口价格也对PNG项目的经济可行性有较大影响。当天然气的进口价格一定时，运输距离是决定其贸易方式的主要因素。如果输送距离高于临界点，LNG项目将更加可行。据英国BP公司提供数据，管道天然气和液化天然气运输成本运输距离的临界值大致在40005000公里间。4. 其他技术除了上述三种已经成熟的天然气存储技术，各国还在积极探
18、寻其他更经济有效方式。其中包括天然气水合物（NGH ，Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）和吸附天然气（ANG，Adsorption Natural Gas）等。天然气水合物资源是世界能源开发的下一个主要目标。海底的天然气水化物资源丰富，其开发利用技术已成为一个国际能源领域的热点。天然气水合物是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、pH值等）下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99的天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。在标准状况下
19、，1单位体积的气水合物分解最多可产生164单位体积的甲烷气体。但是根据目前的发展来看，该技术距离工业应用的成熟水平还有一定的距离。吸附天然气技术是利用一些诸如活性炭等多孔性固体物质对气体的吸附特性进行储气。由于这种新型的储气方式也要求在一定的压力作用下（通常为3MPa-4MPa）方能最大限度地提高气体附量（如在储存压力为3.5 MPa时，理论储气量可达其容积体积的150倍），因此从一定意义上讲，该储存方式同属压力储存。但由于储存压力较CNG大为降低，因此容器重量相应减轻，安全性相对提高。当储气容器的改良同样是减轻车辆无效载重、提高空间利率、减缓容器内外壁腐蚀等部题的最根本方法。目前该技术的关键
20、部分：吸附剂以及热能储存器的开发已有了较大进展。作为天然气储存的一种方式，由于单位存储介质的吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模的应用。目前只有少数机构可以将其应用到天然气汽车上。1.2 LNG基本性质天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为83，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）多存储在温度为162、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化
21、的。预处理主要包括的清除，以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程， 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80
22、 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有所不同，如新疆广
23、汇液化工厂出厂LNG温度约为162，压力为常压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为145，压力为0.35MPa。1.2.1 LNG组分新疆广汇和中原绿能LNG工厂生产LNG的组分如下：组分分子式体积含量mol%新疆广汇中原油田甲烷CH486.2395.857乙烷C2H612.772.936丙烷C3H80.34280.733异丁烷C4H100.201正丁烷C4H100.105异戊烷C5H120.037正戊烷C5H120.031已烷C6H140.009庚烷C7H160.003辛烷C8H180.003氮N20.65500.0851.2.2 LNG物性数据新疆广汇LNG的物性如下：分子量： 17.
24、3气化温度： 162.3（常压1.053bar）临界温度： 82.5液相密度： 440kg/Nm3气相密度： 0.75 kg/Nm3（15.5）燃点： 650热值： 8700kcal/Nm3气化潜热： 0.51MJ/Kg（121Kcal/Kg）运动粘度： 12.072106m2/s燃烧势： 45.18CP华白数： 54.23MJ/m3爆炸极根 上限 15.77 下限 4.911.2.3 LNG特点1. 天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输。2. 储存效率高、占地少、投资省。3. 建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展。4. LNG可作为优质清洁
25、的车用燃料，有效减少汽车尾气排放对大气的污染，应用前景广阔。5. LNG的气化过程，释放出大量的冷量，有很高的综合利用价值。6. LNG生产使用较液化石油气更为安全可靠。其燃点为650，比汽油高230，爆炸极限为515，气相密度为0.772kg/Nm3左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引起爆炸。7. 当LNG气化与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到明火、火星即可发生爆炸，一旦爆炸将会酿成较大事故。8. LNG火灾灭火后在未切断可燃气体的气源或易燃可燃液体液源的情况下，遇到火源或高温将发生复燃、复爆。故LNG一旦燃烧，只有在完全切断气源或有非常可行、可靠的安全措施的情况下，方
26、可灭火，否则只能在安全保护下让其安全燃烧掉。否则，将引起复燃，复爆，造成更大的损失。9. LNG在液化过程中已经脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，是一种十分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。另外，与其他能源形式相比，使用天然气的经济性也强。能源种类价格单位热值同等热值比较（元/10000kcal）工业用煤400元/吨5500kcal/kg0.73柴油4600元/吨10302kcal/kg4.47瓶装液化气70元/15kg11650kcal/kg4.01工业用电0.6元/千瓦时860kcal/千瓦时6.98民用电0.5元/千瓦时860kcal/千瓦时5.81天然气到户价2.8元/m38
27、900kcal/m33.15第二章 LNG气化站工艺介绍2.1 气化站工艺流程广汇LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。非工作条件下，贮槽内LNG贮存的温度为-162，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流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10，压力在0.35Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度达不到5以上时，通过水浴式加热器升温。最后经加臭、计量后进入输配
28、管网送入各类用户。流程可见下图：序号名称作用备注1低温储罐LNG的储存一般体积40150m32储罐增压器使储罐内压力升高，实现LNG流向空浴式气化器3空浴式气化器将LNG气化成气态，向管网供应4水浴式加热器空浴式气化器出口的天然气温度达不到要求时，使用该设备加热冬季或雨季空浴式气化器出口的天然气温度达不到5以上时，还必须使用水浴式加热器，使其温度达到15。5BOG储罐储罐静置过程中，由于漏热将有部分LNG气化，形成BOG。为了防止储罐内压力过高，将BOG输送到BOG储罐。6BOG加热器使BOG在进入BOG储罐之前的加热6EAG加热器用于蒸发气放散前的加热，避免天然气放散温度低，密度高，不易散去
29、7排气筒用于天然气的放散8加臭装置天然气本身无味，需要在出站前加入臭剂，便于用户检漏和安全使用2.1.1卸车工艺采用槽车自增压方式。集装箱贮槽中的LNG在常压、-162条件下，利用自带的增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站低温贮槽。另外，卸车进行末段集装箱贮槽内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。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。2.1.2 贮存增压工艺在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162，所以在运
30、行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.350.40MPa的压力，保证LNG的输出量。中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。工艺流程图如下图。当LNG贮槽压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过贮槽顶部的气相管进入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，贮槽压力下降。通过调节阀的开
31、启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。2.1.3 气化加热工艺采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0时，低温报警并连锁切换空温气化器。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。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温
32、NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0时，低温报警并手动启动水浴加热器。2.1.4 BOG处理工艺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气体包括： LNG贮槽吸收外界热量产生的蒸发气体 LNG卸车时贮槽由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体 受入贮槽内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体 卸车时受入贮槽内气相容积相对减少产生的蒸发气体 受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体 集装箱式贮槽内的残余气体 本设计采取槽车自压回收方式回收BOG。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不
33、稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器）。2.1.5 安全泄放工艺天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120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、EAG加热器、放散塔组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装
34、在放空总管路上。为了提高LNG贮槽的安全性能，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。安全阀设定压力为贮槽的设定压力0.78Mpa。缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压力。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。管道设计压力为1.0Mpa。2.1.6 计量加臭工艺主气化器及缓冲罐气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采用气体涡轮流量计，计量精度1.5级。量程比大于1 :16，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成
35、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。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。加臭设备为撬装一体设备。根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。具有运行状态显示，定时报表打印等功能，运行参数可设定。2.2 气化站布置气化站可分为两大区域：生产区及辅助生产区。生产区：主要有LNG储罐、空浴式气化器、水浴式加热器、缓冲罐、加臭装置等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。辅助生产区：包括控制室、变配电室、柴油发电机房、消防泵房、消防水池和氮气棚等。根据设计规范要
36、求，生产区与辅助生产区用实体围墙分开。站区对外开有23个大门，生产区只允许LNG槽车进出，不允许无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭。气化站的操作人员进入站内从辅助生产区的大门进出，做到人货分流。生产操作人员进入生产区由辅助生产区与生产区之间的隔墙便门进出，非操作人员不得进入生产区加入城市燃气规范规定。2.3 LNG气化站主要设备2.3.1 LNG储罐本设计确定贮槽采用50m3地上式金属单罐，其结构形式为真空粉末绝热、立式圆筒形双层壁结构，采用四支腿支撑方式。内槽采用耐低温的奥氏体不锈钢0Cr18Ni9-GB4237制成。材料将按压力容器安全技术监察规程，GB150和产品图样规定：制造时应有焊
37、接工艺评定及做焊接试板力学性能检验，同时还将经受真空检漏，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外槽采用压力容器用钢板16MnR-GB6654制成。材料应附材质证明。外槽是为了满足夹层真空粉末绝热要求而设计的保护壳。外槽属于真空外压容器，对外槽的检验除经受0.115Mpa内压气密检查外，还应进行真空检查，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外槽上方安装有外槽安全泄放口，以保证外槽安全。内外槽间安装有内外槽的固定装置，固定装置将满足生产、运输、使用过程强度、稳定性需要及绝热保冷需要。夹层内填装优质专用珠光砂保冷材料用于保冷，同时夹层内还设置抽真空管道。工作介质： LNG操作温度：
38、145最高工作压力： 0.6MPa（表压）液位静压充装系数： 0.95内罐材料： 0Cr18Ni9外罐材料： 16MnR支腿材料： 16MnR绝热材料： 真空粉末绝热夹层抽真空，其封结真空度不低于4Pa。2.3.2 空浴式气化器空温式气化（加热）器的导热管是将散热片和管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162）的，目前国内常用的材料为铝合金（LF21），其结构型式为一般为立式长方体。本工程空温气化（加热）器包括有LNG主气化器、贮槽增压器、BOG加热器、EAG加热器。主要工艺参数LNG主气化器贮槽增压器BOG加热器EAG加热器设计进口温度19619619619
39、6运行进口温度162162162162设计出口温度205019620502050运行出口温度环境温度10162常温常温设计压力1.0Mpa1.0Mpa1.0Mpa1.0Mpa运行压力0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa满负荷连续运行时间6小时4小时4小时2.3.3 水浴式加热器水浴式加热器根据热源不同，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采用热水式，由1台热水炉供应热源。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中的低温NG与热水进行热交换，成为常温NG。导热盘管采用不锈钢(0Crl8Ni9)，筒体采用碳钢，立（卧）式圆筒形。主加温管路主要工艺参数如下： 设计进口温度/运行进口
40、温度：196/162 设计出口温度/运行出口温度：2050/515 设计压力：1.0Mpa 运行压力：0.4Mpa2.3.4 缓冲罐设置缓冲罐的主要目的是为了缓冲经过加温后的BOG气体，稳定出站天然气压力。设计选用1台200m3高压贮槽，主要工艺参数如下：设计温度： -2050设计压力：1.0MPa运行压力：0.4MPa设计水容积：200m3材质： Q235A2.3.5 加臭装置本设计采用沈阳贝尔生产的燃气加臭装置，该装置一体化撬装，型号为RJZ2001B-DD，单泵单路臭剂输出。设备尺寸11008001800mm。该装置配备200Kg臭剂罐，采用电磁驱动隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴
41、入，滴入量控制在1520mg/m3。加臭控制器采用工业单片机，可以根据流量计提供的420mA流量信号控制加臭量，实现根据燃气流量变化的自动控制。控制器上盘安装，需提供220V5V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-41.5mm2铠装电缆3条。2.4 工艺操作流程2.4.1 卸车工艺操作流程1. 确认进液管干线处于冷态，否则应利用上进液（LNG贮罐上进液或罐车上进液）冷气预冷进液管。2. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防止卸车时启动车辆。3. 卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。4. 打开目的罐上下进液阀，确定进液总管压力。5. 连接卸车软管及接地线，检查卸车
42、台阀门启闭状态，保证卸车管路和增压管路畅通，旁路关闭。6. 打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对卸车软管进行氮气吹扫。7. 吹扫完毕，关闭氮气吹扫阀，缓慢打开去卸车增压器液相管阀门对管线进行预冷（以增压器进口法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。其后全开去增压器管路阀门给罐车增压至0.7 Mpa。8. 缓慢打开进液闸阀,对管线进行预冷（以进液管法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液，进液管线压力与贮罐压力差保证在0.2 Mpa以上，但进液管压力不得超过0.65 Mpa9. 卸车过程中，当罐车LNG液位在400mm以上时，罐车压力应保持在0.7 Mpa左右。10.
43、当罐车LNG液位趋近于零位，罐车LNG压力与目的贮罐LNG压力相等时视卸车完毕。11. 向BOG缓冲罐排放罐车内余气后，关闭罐车液相、气相阀门，打开卸车台进液管与BOG管连通阀，关闭BOG去缓冲罐阀门，关闭进液闸阀，打开放空阀，使进液管、BOG管低压余气通过卸车放空管路排出后，拆卸软管及接地线。收回车辆指示牌。12. 关闭进液目的罐进液前阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。13. 卸车时为加快卸车速度可打开目的罐手动BOG阀，或将被充装罐的增压回路与相它罐的增压回路连通，以达到降低罐内压力的目的，以便提高卸车速度。2.4.2 装车工艺操作程序1. 确认进液管干线处于冷态，否则应利用LNG贮罐上进液冷气预冷进液管。2. 接到装车指令后，关闭进出液连通阀，关闭卸车回流阀。3. 打开出液罐下进液阀，按照“贮罐增压工艺操作程序”给出液罐增压至0.5 Mpa，并在装车过程中保持其压力状态。4. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防止装车时启动车辆。5. 连接装车软管及接地线，打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对装车软管进行氮气吹扫。6. 缓慢打开装车台进液闸阀,对管线进行预冷（以进液法兰结霜视为预冷完毕,时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液。7. 装车时为加快卸车速度，罐车BOG应与BOG缓冲罐连通，以降低罐车内压力。8. 当罐车液位指示到900m
