燃气场站工程培训讲座-CNG与LNG场站工程.ppt

《燃气场站工程培训讲座-CNG与LNG场站工程.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃气场站工程培训讲座-CNG与LNG场站工程.ppt（97页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、,2011年03月25日,燃气场站工程培训讲座,2,前言提高职业素养是公司的需要，是自身的需要。遇到困难，一次解决一个，路越来越宽，一次躲避一个，永远都困难重重。注意学习的方法，学以致用，实践出真知，在工作中总结，在工作中实践。不要迷信权威，不要迷信权利，有自己的见解。一知半解是大忌，尽可能拓宽自己的知识面。有意向做工程建设、加气站、LNG站运营管理的同志请用心学习，必有用处。,3,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用

2、设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,第一部分 CNG应用工程,燃气场站工程培训讲座,4,5,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,6,第一章 概述一、燃气工程的分类常规工程：居民用气；公福用气；市政燃气管道等。站场工程：分输站/门站；长输/高压管道；高中压调压站；LP

3、G、LNG、CNG、L-CNG储配站、气化站、混气站、供气站、加气站等。本讲座重点：CNG、LNG各种场站工程。,第一章 概述,7,二、燃气工程四原则安全原则：尽可能预测工程建设以及使用过程可能存在的危险因素，从而采取措施防范、消除危险或避开危险。可靠原则：尽可能预测工程投入使用后可能存在的客观条件变化导致项目使用要求发生变化的因素，采取相应的处理措施，保证使用或供气的平稳。经济原则：以最少的投资满足最大的使用需求。合理原则：在保证安全、可靠、经济的基础上，尽可能提升工程的总体协调性。,第一章 概述,8,三、工程基本建设程序从计划建设到建成投产，一般要经过决策、实施和投产三个阶段。决策过程：项

4、目建议书、可行性研究报告。实施过程：初步设计、施工图设计、施工投产过程：联合试车、验收、试运行。,第一章 概述,9,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,10,第二章 CNG供气站一、简介CNG供气站是CNG站中最简单的一种。是以CNG作为城镇燃气气源的一种燃气供应方式。流程：以车载CNG作为供应气源，通过卸车台进入减压装置，

5、把CNG压力调整到管网压力，经过计量加臭后进入燃气输配管网，供应用户。例如郑州登封、安飞、龙湖；南阳一储掺混站。组成部分是：回车场地、调压计量系统。,第二章 CNG供气站,11,二、工艺流程CNG气瓶车通过公路运输到达城镇CNG供气站，通过供气站的高压管和快装接头卸气。CNG首先进入一级换热器加热，再进入一级调压器减压，之后依次经过二级换热器、二级调压器、三级调压器，将压力调至城镇管网运行压力。经计量、加臭后进入城镇输配管网。可以利用CNG气瓶车调峰。,第二章 CNG供气站,12,三、注意事项日供应量3万方以下，运输半径250Km以内，有稳定的CNG供应点。随着供气规模的扩大，由于受拖车数量、

6、运距等条件制约，CNG输送方式的经济性与可靠性逐步降低。CNG供气站节流降温非常严重，必须有配套的热源供应。CNG气瓶车可以作为调峰用的储气设施。,第二章 CNG供气站,13,四、典型工艺流程图,14,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,15,第三章 CNG加气子站一、分类方法常规站：天然气管道取气，主要为出租车、公交车加气

7、。母站：天然气线管道取气，主要为槽车供气。子站：槽车从母站运来天然气，主要为出租车、公交车加气。三种站的区别主要在于气源及供气对象。根据动力系统的不同，可分为传统机械式子站、液压平推式子站、液压活塞式子站。,第三章 加气子站,第三章 加气子站,16,二、工艺流程储气槽车从加气母站接受压缩后的洁净天然气，通过子站压缩机，将储气槽车内的压缩天然气经由售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）进行充装或向储气设施充装。售气系统也可经由储气设施向车载气瓶（出租车或公交车）进行充装。,17,三、组成工艺部分：卸车台、动力装置、储气设施、售气系统。土建部分：变压器室、配电间、仪表控制间等生产用房；售气机棚、设备

8、棚；营业房、值班室、卫生间等辅助用房；电气自控部分：变压器、低压配电柜、自控系统。,第三章 加气子站,18,四、子站动力装置一般情况，子站只配置一台动力装置。子站动力装置与母站、标准站压缩机相比，进口压力范围比较广（2.520Mpa）。传统机械式子站：CNG进入汽缸，活塞直接对CNG加压。技术成熟，零部件多，日常维护费用较高。液压平推式子站：液压泵将液压油推入槽车，从而将CNG推出。专用槽车，通用性差，液压油难以避免挥发。液压活塞式子站：液压油对活塞加压，活塞对CNG加压。新技术，油气不接触，零部件少。,第三章 加气子站,19,五、典型工艺流程图,20,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二

9、章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,21,第四章 标准型CNG加气站一、简介加气母站与标准站有类似的工艺流程和设备。只是母站的压缩机通常排量较大，具备向槽车供气的功能。但是其它设备与标准站基本一致，因此，统称为标准型加气站。加气对象根据接口分为两种：车载气瓶接口（公交车、出租车等），槽车接口。两种接口互不通用。需要不同的加气设备。某些标准站加装充装柱后即可向槽车供

10、气，此类标准站也称之为小母站。一些母站除向槽车供气外，还可向出租车和公交车加气。,第四章 标准型CNG加气站,22,二、标准型CNG加气站工艺流程从管道中取气，经调压计量系统过滤、调压、计量，进行压缩、干燥（有不同次序），干燥后的压缩天然气进入储气设施，经由售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）或储气槽车充气，或由压缩机直接通过售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）或储气槽车充气。,第四章 标准型CNG加气站,23,三、标准型CNG加气站组成工艺部分：调压计量设备、脱水装置、压缩机、储气设施、缓冲罐、回收罐、售气系统（包括向储气槽车充装的充装柱）。土建部分：生产用房（压缩机间、变压器室、配电间、仪

11、表控制间）；设备棚（售气机棚、设备棚）；辅助用房（营业房、值班室、卫生间）。冷却系统：空冷、水冷、混冷几种基本方式。电气自控部分：变压器、低压配电柜、自控系统等。,第四章 标准型CNG加气站,24,四、净化干燥系统脱水介质：分子筛，气体分子可以通过，水分子很难通过。通过干燥气体并进行加热后可以进行再生。低压脱水：压缩机进口脱水，脱水压力低，脱水效果不好，对压缩机保护效果好。中压脱水：压缩机的中间级出口处脱水，脱水压力稍高，脱水效果稍好，对压缩机保护效果一般。高压脱水：压缩机末级出口脱水，脱水压力高，脱水效果好，对压缩机无保护作用。,第四章 标准型CNG加气站,25,五、储存系统小气瓶组：容积4

12、0-80L，40个-200个，接口多，安全系数低，目前很少使用。大气瓶组：容积500L以上的，每组36个，国外应用较多。储气罐：容积2m3左右，有立式卧式。储气井：每井可存气500m3。井深越150200m。目前储气井应用比较广泛，储气瓶组由于容量小接口多已经很少使用，临时性储气可以使用储气罐，长期使用一般采用储气井。,第四章 标准型CNG加气站,26,六、压缩机压缩机组包括压缩机和驱动机。压缩机是压缩系统，也是整个加气站的心脏。不同厂商生产的压缩机结构形式都不一样。用于天然气的压缩机基本上都是活塞往复式压缩机。小型站采用V型或W型，中型站采用L型，大型站采用D型。驱动机可分为两类，一是电机，

13、用的最多，最方便；二是天然气发动机，主要用于偏远缺电地区，或气田附近，可降低加气站的运营成本。,第四章 标准型CNG加气站,27,七、典型工艺流程图,第二部分 LNG应用工程,燃气场站工程培训讲座,28,29,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,30,第一章 LNG常识一、LNG物性LNG是将天然气冷却到-162进行液化并储

14、存于常压状态（0.1MPa）的，处于液化状态的天然气。气态体积与液态体积比为600：1，LNG密度425kg/m3。LNG无嗅、无味、无腐蚀性、无毒，在封闭的环境中，当LNG挥发时会引起窒息。LNG安全性能远比常用的燃料如汽油、丙烷、丁烷等要好，而且更加稳定。在液化时汞、硫化物、湿气、重烃等分离净化常规天然气相比LNG更加环保。,第一章 LNG常识,31,二、LNG成分,第一章 LNG常识,32,三、LNG与常规燃料的物性对比,第一章 LNG常识,33,四、LNG发展历史,第一章 LNG常识,34,五、2000年各国LNG产量,第一章 LNG常识,35,六、我国天然气发展概况天然气产业中长期发

15、展规划，2002至2020年，天然气基础设施2200亿元。建设万公里的天然气管线。建成千万吨规模的液化天然气接收站，形成年进口5000万吨(近700亿立方米)规模的接收设施。使我国天然气消费在一次能源消费结构中的比例从现在的2.97%提高到12%。建造30多艘大型LNG运输船，形成百万吨规模的液化天然运输能力。西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰线等主线2.1亿公里。,第一章 LNG常识,36,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章

16、LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,37,第二章 中国天然气市场概况一、中国天然气市场现状2020年中国天然气缺口将达到500亿到900亿立方米。天然气存在的缺口，我国将主要采取海上LNG(液化天然气)进口和陆路管道天然气进口的方式解决，同时积极开发其他替代能源。目前总体趋势是：管道建设尚需发展，西气东输单线运行，调峰、事故、备用气源未考虑。国内LNG生产不是气源不足，就是运输跟不上。下游市场开发建设过快，严重供不应求。,第二章 中国天然气市场概况,38,二、可替代的其它能源液化天然气（LNG）气态天然气经过净化分离、压缩升

17、温、冷冻处理、节流膨胀得到-162的液态天然气，体积缩小600倍。世界液化天然气的发展从1970年占天然气总量5.9上升到2001年的22，预计2010年增加到35，2020年可能到50。2004年全球LNG生产能力14820万吨，贸易量13180万吨。（1吨LNG相当与1400标方）,第二章 中国天然气市场概况,39,压缩天然气（CNG）从零星气田开采出来或从管道上取出的天然气进行压缩至1525MPa，装车运往需要的地方。1995年10月新疆鄯善首次在国内将压缩天然气运用到城镇燃气供应上。CNG更多的应用是作为汽车燃料煤层气煤层气是从煤矿井里抽采出来的甲烷含量占85以上的气体，是一种洁净、高

18、热值、非常规天然气。相应热值在8000Kcal/标方以上。可管道运输、压缩运输、液化运输。煤层气的潜在储量为3000万亿立方，中国35万亿立方，与天然气储量相当。,第二章 中国天然气市场概况,40,二甲醚用煤气化生成一氧化碳和氢气，催化合成甲醇，甲醇脱水生成二甲醚。分子式：CH3OCH3，分子量46，热值14200Kcal/标方，6900Kcal/kg，储存压力1.35Mpa。使用压力等级与LPG相同，灶具可以通用。二甲醚作为替代能源的应用前景广阔，可以替代LPG作为罐装民用、燃气轮机、分布式供电、供热的燃料。目前国家正在制定相关的标准和政策以推广应用。,第二章 中国天然气市场概况,41,天然

19、气水合物天然气水合物又称可燃冰，大量存在于海底表层以及某些高原的地表下层，开采出来后可以提取天然气。地球上水合物大约含有7.210145.61018方天然气。有关学者认为每100立方甲烷水合物中含有1万方甲烷气体。氢气具体做法是在电解槽中利用直流电电解水得到氢气。电解水制取氢气的技术已经非常成熟，目前存在的问题是耗电费用太贵。氢气是目前所有燃料中最清洁、环保的。,第二章 中国天然气市场概况,42,三、LNG供应保障我国政府就LNG的进口与澳大利亚、马来西亚、印尼等主要的LNG生产国以及国际上主要的LNG供应商进行了广泛的合作，并且在LNG气源保障和进口的方面取得了可喜成果。尤其在2006年下半

20、年取得了较快的进展，国内能源企业与国际上的LNG供应国和供应商签署了重要的LNG供应保障协议。2004年12月18日中海油完成对澳大利亚西北大陆架天然气项目权益的收购，在中国液化天然气合资公司中获得了25%的权益。西北大陆架天然气项目的合作伙伴已签订了为期25年的液化天然气供应合同，并将于2006年开始向位于广东的中国第一个液化气接收终端供应液化天然气。,第二章 中国天然气市场概况,43,2006年9月20日中海油与印尼东固天然气田签署的福建LNG项目260万吨（37亿Nm3）气源供应协议正式生效。2006年10月5日、6日和10日中海油已分别与全球液化天然气领域中的苏伊士、道达尔以及壳牌东方

21、贸易公司三大巨头签订了为期25年的LNG现货贸易主合同，预计在2010年前每年将购买2000万至2500万吨（280350亿Nm3）的液化天然气。2006年10月30日上海液化天然气有限责任公司与马来西亚液化天然气第三公司签署了液化天然气购销合同，并准备从2009年开始向上海供应LNG，数量从110万吨(16亿Nm3)起逐年增加，2012年后保证每年供应300万吨(42亿Nm3)液化天然气。,第二章 中国天然气市场概况,44,目前我国有11个沿海省、市、自治区计划建设大型LNG进口项目，其中广东省计划建设两个LNG项目，预计全国会有17个LNG项目进行建设。上海液化天然气项目接收站位于上海国际

22、航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，一期建设规模为年接收能力300万吨(42亿Nm3)，预计2009年建成投产。深圳大鹏年接收能力370万吨(52亿Nm3)的LNG接收站于1999年12月获国家批准立项，2003年12月28日正式开工建设，2006年6月底竣工投产。2006年10月17日珠海高栏港LNG接收站建设已通过国家发改委批准，项目已经全面展开，建成后一期接收能力将达到350万吨(50亿Nm3)，最终的接受能力将达到1200万吨1400万吨（170200亿Nm3）。此外，浙江、福建、江苏等省份的LNG工程也在加紧建设过程中。,第二章 中国天然气市场概况,四、我国LNG接收站一览表,第二章

23、中国天然气市场概况,第二章 中国天然气市场概况,47,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,48,第三章 LNG绝热技术一、LNG相关的技术领域天然气净化技术天然气深冷液化技术LNG贮存运输装卸技术LNG应用技术LNG安全技术LNG技术主要是从空分深冷液化技术基础上发展起来的，目前已经基本成熟。,第三章 LNG绝热技术,49,

24、二、低温绝热分类 普通绝热技术真空粉末绝热技术高真空多层绝热技术真空纤维缠绕绝热技术；,第三章 LNG绝热技术,50,三、普通绝热技术珠光沙粉末堆积（不抽真空）绝热技术：适用于低温液体贮槽，夹层应充干燥气体保护防潮。聚氨酯发泡绝热技术：适用于低温液体管道保冷，宜采用整体发泡，用于LNG必须加阻燃剂，外层需要整体防护。聚乙烯胶板绝热技术：适用于低温液体管道保冷，外层需要整体防护。硬性聚氨脂成型管托：适用于管道安装支撑。上述技术导热系数：0.035W/m.（与岩棉制品相当）,第三章 LNG绝热技术,51,四、真空粉末绝热技术结构形式：以膨胀珍珠岩粉末作为填充材料，且夹层抽成真空的低温绝热技术。适用

25、范围：固定式低温液体贮槽。特点：珠光沙要保持干燥，长期使用会发生珠光沙沉降。主要性能控制指标：真空度（见后表）；漏放气速率（见后表）；,第三章 LNG绝热技术,52,五、高真空多层绝热技术结构形式：以铝箔或镀铝涤纶薄膜作为反热辐射屏，层间夹以隔热纸（玻璃纤维或填炭纸等），且夹层抽成高真空组合而成的低温绝热技术。适用范围：固定式低温液体贮槽，低温液体运输车辆等。主要性能控制指标：真空度（见后表）；漏放气速率（见后表）；,第三章 LNG绝热技术,53,六、真空粉末绝热与高真空多层绝热主要指标1 真空度,第三章 LNG绝热技术,54,第三章 LNG绝热技术,2 漏放气速率,55,七、真空纤维缠绕绝热

26、结构形式：以玻璃纤维棉垫取代珠光沙粉末作为绝热体，且夹层抽成高真空组合而成的低温绝热技术。适用范围：低温液体运输车辆。特点：绝热材料不会发生沉降，价格低。主要性能控制指标：真空度（同前表）；漏放气速率（同前表）,第三章 LNG绝热技术,56,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,57,第四章 LNG通用设备一、LNG储运设备L

27、NG储运设备均为双层结构，内部采用不锈钢（0Gr18Ni9），外层采用碳钢（16Mn），中间采用真空、珠光沙、氮气等绝热方式进行绝热。主要有以下几种LNG固定式储槽LNG撬装罐式集装箱LNG储气瓶LNG槽车,第四章 LNG通用设备,58,二、LNG蒸发器加热式蒸发器：该类蒸发器一般从燃料燃烧、电能、废热等介质获得热源。其形式包括一体式加热蒸发器和远距离加热蒸发器等多种形式。其优点是该类蒸发器的工作能力和操作弹性较大；缺点是消耗能源，操作费用高。无源（常温）蒸发器：该类蒸发器一般从诸如大气、海水或地热水中获得热源。其缺点是气化能力和工作状态受环境条件影响较大，操作弹性小；优点是不消耗额外的能源，

28、操作费用低。过程蒸发器（冷能利用装置）：过程蒸发器是指那些从另一个热力学或化学过程获得所需热量，或者是利用这样的方式储存和利用LNG的冷量的蒸发器。该种气化器有效利用了过程的冷热能量，但设备投资和操作难度都比较大。,第四章 LNG通用设备,59,三、LNG工艺管线主要管材管件低温管道的管材、阀门均采用不锈钢（0Gr18Ni9）无缝钢管制作。管道主要采用聚乙烯胶板、聚氨酯泡沫、真空绝热管进行绝热。对于LNG低温介质，既可采用柔性的软管，也可采用刚性的管道。前者由于花费高和绝缘的局限性，仅限于应用短距离的装载和卸载，而刚性管道则可用于较长的距离。随着现代海底低温管道设计的出现，LNG的有效运输距离

29、可达32km。在绝热真空管环缝中加进气凝胶绝缘隔层，在产品管道与外部的套管之间形成一种环状空间，并在环状空间内局部充以高效的微细多孔体或超微多孔体材料。在大多数情况下，环状空间受到的压力来自于外部的环境压力，因而该系统起到了支撑的作用，并保持热绝缘，避免了采用昂贵的合金、膨胀膜来产生和保持真空的方法。,第四章 LNG通用设备,60,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章

30、 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,61,第五章 LNG气化站一、LNG气化站工艺流程简述 LNG由低温槽车运至气化站，在卸车台利用储罐增压器对槽车储罐加压，利用压差将LNG送人LNG储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压，然后自流进入空浴式气化器，LNG与空气换热成为气态天然气，经调压计量价臭进入管网，冬季根据环境温度可以使用水浴式加热器气化或者对气化后的低温气体伴热再去管网。槽车内LNG卸完后遗留的天然气与储罐蒸发气(简称BOG)经BOG加热器与空气换热，并入管网。,第五章 LNG气化站,62,二、卸车流程 槽车升压：储罐增压器进液管开启，LNG通过储罐增压器气化进入槽车，槽车

31、压力上升超过储罐压力及沿程阻力损失之和。LNG自流进入储罐。也可采用LNG烃泵提供动力，直接将槽车内LNG压入储罐中。槽车内的残留LNG通过BOG汽化器气化进入BOG管，并入管网。,第五章 LNG气化站,63,三、气化流程 储罐升压：储罐增压器进液管开启，LNG进入并气化，气化的NG（低温）进入储罐，储罐压力升高。储罐出液管开启，LNG自流进入气化器。（当供气量大时，也可采用烃泵作为动力）LNG进入气化器气化，气化器优先采用空温气化器，当环境温度过低时，可采用水浴式伴热或者直接气化。,第五章 LNG气化站,64,四、LNG储存能力计算1、气化站的储存能力参照下式计算：Vs=m Vt+nQ 式中

32、：Vs-储存能力，m3；m-运输船或槽车的台班数 Vt-LNG运输船或槽车单台容积，m3 n-连续不可作业的日数，d；Q-平均日输送量，m3/d（液体）一般说来，接受终端至少应有2个等容积的储罐。例如，供气气化站输气规模为10万Nm3/D，采用的LNG运输槽车容积为35m3，每天2个班次，连续不可作业的日数为7天，则应选用618.3m3的储罐2座。为了方便检修和管理，这样规模的气化站可采用如下储罐设置方案：6座250方储罐，其中一座储罐作为备用量。,第五章 LNG气化站,65,五、气化器气化能力规划气化器气化能力规划的内容主要包括：气化器台数、单台气化器的气化能力、气化器的分组组合方式、用气峰

33、值气化能力调节等内容，气化站的气化器台数一般不少于2台。气化站用多台气化器时往往考虑将气化器分组控制，分组原则是：一组气化器出现故障不应影响气化站的正常供气能力为宜。单台气化器的气化能力和用气峰值气化能力调节应协调综合考虑。单台气化器的气化能力没有特别的限制，用气峰值气化能力调节往往考虑1至2台调峰气化器来解决，主要视用户用气情况和气化站规模而定。气化器能力规划基本没有通用的计算方法，一般视具体情况而定。,第五章 LNG气化站,66,六、LNG气化站布局原则 在LNG气化站选址时必须考虑以下因素：交通要通畅至少应有一条全天候道路与站场相连安全保障措施与工作人员及周围人群安全有关的保障措施（安全

34、间距）和设施（放散、消防设置）放低温措施将站场可能溢出的LNG控制在站场范围内（围堰）等措施。,第五章 LNG气化站,67,七、储存系统LNG气化站内的储罐通常采用固定罐形式。较小规模的气化站一般采用双层金属储罐：双层抽真空形式和珠光沙粉末保冷储罐。而小型LNG气化站因储存量较小，储罐的容积一般不会太大，因而采用双层抽真空储罐较为合适。储罐中经常与LNG接触的部件及在使用中与LNG或低温LNG（蒸汽）接触的材料在物理和化学性质上适应LNG的要求；所有LNG储罐都必须可以从顶部和底部进液；计算时LNG的密度采用最低储存温度下每立方米的实际重量，但不得低于470Kg/m3；储存系统工艺必须考虑停止

35、使用时LNG储罐进行处理的措施；储罐必须设置能力足够的安全泄放装置。,第五章 LNG气化站,68,八、蒸发器的选型和要求 从蒸发器的特点来看，目前比较适合我国现状的为常温蒸发器，主要是空温式气化器。工艺设计过程中蒸发器的设计压力至少必须等于其供应的LNG的最大压力。对于并联的一组蒸发器，在每台蒸发器的进出口都必须设置截断阀，并且每台蒸发器在截断阀关闭的情况下能够有可靠的安全泄放装置。在LNG储罐周围50米范围内的任何形式的常温蒸发器或加热式蒸发器都必须在液体管线上设置自动截止阀。,第五章 LNG气化站,69,九、BOG回收与EAG处理低温槽车内LNG卸完后，尚有高压低温天然气，为节约资源，增加

36、经济效益，在卸车台设低温气体天然气回收管线。低温槽车内的气体天然气和LNG储罐内蒸发天然气利用压差自流去BOG加热器，与空气换热后，进入BOG储罐，回收利用。天然气为易燃易爆物质，规范要求必须进行安全排放。在温度低于-100左右时，天然气密度重于空气，一旦泄露将在地面聚集，不易挥发。而常温时，天然气密度远小于空气密度，极易扩散。因此，为保证安全，应设置EAG加热器，在事故情况下，对放空的低温天然气(简称EAG)进行集中加热，然后通过放散点高排点放。放散管高出25m内建构筑物2m，且不小于10m。,第五章 LNG气化站,70,十、管道绝热保冷LNG管道需要有良好的保冷材料，以防止热量传人，造成L

37、NG大量气化，尤其对从卸车台至LNG储罐之间的LNG气管道，会造成LNG储存率大大降十低。常用绝热保冷材料有：聚乙烯保冷材料：保冷效果非常优良，经现场实验，管内温度测量为-140C左右，经手触摸，保冷材料表面温度与环境温度无差别。硬性聚氨脂成型管托：由于聚乙烯为软性，在管架或管墩上对管道起不到支撑作用。支撑点可采用硬性聚氨脂成型管托，其保冷效果与聚乙烯无差别，可有效支撑管道。真空管：管道为双层结构，夹层抽真空。聚氨酯发泡绝热技术：适用于低温液体管道保冷，宜采用整体发泡，用于LNG必须加阻燃剂，外层需要整体防护,第五章 LNG气化站,71,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站

38、第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,72,第六章 LNG类加气站一、LNG类加气站简述 加气站类型：以LNG作为气源的加气站分为：LNG加气站、L-CNG加气站、LNG-CNG合建站。受LNG与柴油互换性的影响，加之目前针对NG+柴油的双燃料汽车发动机技术尚未成熟，部分发达国家对NG+柴油双燃料发动机的研制已经生产出试验品，但尚未投入批量生产。因此，加气站对象目前以汽油车为主。我

39、过目前L-CNG和LNG加气站建设数量较少，且以独立的L-CNG或者LNG站为主。美国、韩国等发达国家主要以两者的合建站为主。,第六章 LNG类加气站,73,二、LNG加气流程简述通过卸车台将槽车中的LNG转输到储罐中。储罐中的LNG通过泵加压后由加气机向车载LNG储气瓶供气。在供气前应先给车载气瓶卸压，通过加气机上的回气口回收车载瓶中的气相，同时计量装置对余气进行回收和计量。在加气机上设有独立的流量计分别计量回收气体和加注LNG，以保证加气机的计量精度。,第六章 LNG类加气站,74,三、L-CNG加气流程简述通过卸车台将槽车中的LNG转输到储罐中。储罐中的LNG通过柱塞泵加压至20MPa。

40、高压汽化器进行气化。通过加气机向车载CNG储气瓶供气或进入CNG储气设施储存。,第六章 LNG类加气站,75,四、LNG/L-CNG合建站流程简述在LNG加气站的基础上，增加L-CNG设备。共用LNG卸车台、储罐。同时同时充装LNG、L-CNG。,第六章 LNG类加气站,LNG/L-CNG合建站典型流程图,76,77,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第

41、八章 LNG安保措施,目 录,78,第七章 危险性分析 一、LNG危害的特点火灾爆炸危险性大火焰温度高、辐射热强易形成大面积火灾具有复燃、复爆性温度过冷，导致冻伤、机械性能下降二次危害，形成气化云团导致窒息等；,第七章 危险性分析,79,二、LNG的四种危害形式气化超压在某些LNG设备中，由于其组分和密度差异引起分层，导致LNG突然大量蒸发，压力骤升。若压力超过设备的极限承压能力时，会造成设备的损坏和危险介质泄漏，甚至爆炸。低温破坏LNG的储存和操作都是在低温下进行的。因此，一旦发生泄漏，低温会造成材料性能下降，导致更加严重的事故，并对人体造成严重伤害。扩散缺氧虽然天然气毒性较小，但其中通常含

42、有82%98%的甲烷。一旦泄漏，会使空气中的氧气减少，造成人体缺氧窒息等人身伤亡事故。爆炸火灾空气天然气混合物的爆炸极限范围非常窄。如果存在外部火源(火星，火焰等)，极易发生着火燃烧，甚至爆炸。同时，气体燃烧产生的热辐射会对人身及装置造成极大危害。,第七章 危险性分析,80,三、LNG储罐危险分析LNG储罐一般为真空粉末绝热低温储罐，双层结构，内胆材料为不锈钢，外壳材料为碳钢(Q235A、16MnR)。内胆与外壳之间填充绝热介质（珠光砂、抽真空氮气绝热），内胆外面包一层弹性绝热材料以防止珠光砂沉积压实造成绝热性能下降。其最大的危险在于绝热性能下降，因为LNG是低温深冷储存，一旦绝热性能下降，储

43、罐压力剧增，会造成储罐破裂事故。,第七章 危险性分析,81,四、气化器危险分析气化器有冬季使用的水浴式气化器和其他季节使用的空浴式气化器两种。其主要作用是LNG流经气化器换热发生相变，转化为气体并提高温度，经过调压器调至管网压力后进入管网，然后送给用户。因为进入气化器的是液化天然气，在气化之前一旦发生泄漏极易造成火灾爆炸事故。汽化器之前为保冷管道，汽化器之后为常温管道，一旦液相低温LNG进入常温管道，一方面会使常温管道失效，一方面大量气化压力升高造成危险。,第七章 危险性分析,82,五、LNG运输中的分层和涡旋问题LNG是一种多组分混合物，温度和组成的变化会引起密度变化，继而引起分层和涡旋。表

44、面蒸发率剧增(涡旋时的蒸发率比正常状态要大20倍)，引起槽车内压力骤增造成泄漏事故。1971年意大利曾发生过类似事故。处理措施：改善运输槽车内部结构，防止分层和涡旋产生。,第七章 危险性分析,83,六、LNG泄漏问题由于LNG是低温深冷储存，所以它的泄漏一般液化烃有所不同。LNG一旦从储罐或管道中泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。LNG泄漏冷气体在初期比周围空气浓度大，易形成云层或层流。气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间后趋近于一个常数，这时的LNG泄漏

45、到地面上会形成一种液流。,第七章 危险性分析,84,第八章 LNG安保措施 一、总平面布局站址选择及总平面布置均参照石化规有关要求执行。站址应处于全年最小频率风向的上风侧，站内应平坦，通风良好，便于LNG的扩散。距离公共建筑及民用建筑均应符合规范规定。在满足工艺流程的前提下，应合理布置功能分区，储存区、生产及辅助区和办公区应分开设置。综合考虑防火间距、消防车道及防火防爆要求。,第八章 LNG安保措施,85,第一部分 CNG应用工程第一章 概述第二章 CNG供气站第三章 CNG加气子站第四章 标准型CNG加气站第二部分 LNG应用工程第一章 LNG常识,第二章 中国天然气市场概况第三章 LNG绝

46、热技术第四章 LNG通用设备第五章 LNG气化站第六章 LNG类加气站第七章 危险性分析第八章 LNG安保措施,目 录,86,第八章 LNG安保措施 一、总平面布局站址选择及总平面布置均参照石化规有关要求执行。站址应处于全年最小频率风向的上风侧，站内应平坦，通风良好，便于LNG的扩散。距离公共建筑及民用建筑均应符合规范规定。在满足工艺流程的前提下，应合理布置功能分区，储存区、生产及辅助区和办公区应分开设置。综合考虑防火间距、消防车道及防火防爆要求。,第八章 LNG安保措施,87,二、建筑结构站内建构物均应按建筑设计防火规范进行设计，其耐火等级、层数、长度、占地面积、防火间距、防爆及安全疏散均按

47、规范要求进行设计；建构筑物墙、楼板、柱、梁、吊顶的选材和结构均需要满足规范规定的强度、耐火、防爆要求。建构筑物及重要设备的联合平台，均应设置两个以上的安全疏散口；生产装置内的承重钢框架、支座、裙座、管架等按规范要求涂覆耐火层保护，耐火层的耐火极限不低于规范规定的时间。由于LNG的特殊性质，站内建构筑物及重要设备支架除应满足相应的耐火等级外，还要满足抗冷性能。特别是储罐基础、防火堤及挡液堤必须能承受-145以下的低温。,第八章 LNG安保措施,88,三、工艺装置装置均设计成密闭系统，在控制的操作条件下使被加工的物料保持在由设备和管道组成的密闭系统内。在装置的进出口总管上设置紧急切断阀，以杜绝引起

48、火灾爆炸的可能性。在储罐的液相管上设紧急切断阀，每个储罐两个，以便在装置发生意外时切断储罐与外界的通道，防止储罐内的LNG泄漏。储罐内罐设安全放空阀，连通火炬；外罐设泄压设施，放空气体引至高点排放在液相管道的两个切断阀之间设置安全阀，一旦两个切断阀关闭，管道内的液体受热气化时，安全阀自动起跳，以防超压造成事故。气相总管上设紧急放空装置，一旦有误操作或设备超压，安全阀起跳，以保护气相管道的安全。,第八章 LNG安保措施,89,四、泄漏处置措施根据LNG的特殊性质，LNG的泄漏处置是最重要的设施。美国国家标准NFPA 59A液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准明确提出：LNG站内应按规范要求设

49、置拦截区，服务于LNG储灌区、装卸区和生产工艺区。且LNG和可燃制冷剂、储罐防护堤、拦截墙和泄流系统必须采用压实土、混凝土、金属等耐低温材料建造。储罐周围设置防护堤，储罐与防护堤的间距按照储罐液位高度减去防护堤高度计算。在储罐防火堤内设置LNG导流沟和集液池，以防泄漏的LNG接触其他储罐基础。卸车台处另设一集液池，用来收集卸车过程中泄漏的LNG。所有集液池内的LNG均应采取可靠的保护措施，使其安全气化，避免造成危险。,第八章 LNG安保措施,90,五、安全放散站内所有的安全放散气体必须保证泄放安全，如果放散量大，必须经过加热处理之后方可向外放散。放散通过站内设专用放空火炬进行。LNG储罐、BO

50、G储罐、工艺管道及各生产工段的超压泄放气体均引入火炬，避免在站内形成爆炸性混合物。防空或火炬出口之前必须设置加热处理装置。,第八章 LNG安保措施,91,六、火灾探测及DCS联动系统DCS为自动监视控制系统，有异常发生时及时报警并通过ESD(紧急停车)快速切断使各部设备处于安全状态。在储罐区、气化区、卸车台等可能产生天然气泄漏的区域均设置可燃气体浓度监测报警装置，在储罐、气化器等关键设备的适当部位安装火灾探测器；在控制室设有集中报警控制系统，一旦有气体泄漏或发生火灾，能够及早发现并采取措施。设监控系统监控各装置设备的工艺参数(温度、压力、液位等)并能连锁控制，有异常情况时发出警报提醒操作人员及