LNG站理论知识培训教案

LNG站理论知识培训教案一、相关定义1、什么是天然气？天然气是指动、植物通过生物、化学作用及地质变化作用，在不同地质条件下生成、转移，在一定压力下储集，埋藏在深度不同的地层中的优质可燃气体。2、什么是液化天然气（LNG）？LNG是液化天然气(LiquefiedNaturalGas)的简称。当天然气在大气压下，冷却至约-162摄氏度时，天然气气态转变成液态，称为液化天然气。液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。3、什么是LNG汽化站？液化天然气用汽车运至气化站，在卸车台用卸车增压器给槽车储罐增压，将LNG送入低温LNG储罐储存。LNG通过自增压，将储罐内的LNG送到高效气化器。在气化器中，液态天然气被气化和加热，然后经调压计量、加臭后进入用气终端。在出站气温低于设计要求时，启动水浴式复热器，使出站气温达到设计要求。在极端气温下，启用LNG水浴式汽化器进行汽化。EAG在EAG加热器中加热，通过放散管后直接排到大气中。二、液化天然气的化学物理性能1、成分组成：然气是由多种可燃和不可燃的气体组成的混合气体。以低分子饱和烃类气体为主，并含有少量非烃类气体。在烃类气体中，甲烷占绝大部分（95%）乙烷、丁烷和戊烷含量不多，庚烷以上烷烃含量极少。另外，所含的少量非烃类气体一般有二氧化碳、一氧化碳、氮气、氢气、硫化氢和和水蒸气以及少量的惰性气体。中原油田提供的LNG组分为例(体积%)：甲烷：93.609、乙烷：4.1154、两烷：1.1973；正丁烷：0.2663；异丁烷：0.4261；正戊烷：0.1598；异戊烷：0.1598；其它：0.0662。2、LNG物化特性：无色、无味，平均分子量：17.3（干空气的分子量是28.966）；液相密度：447kg/m3；气相密度：0.772kg/Nmb；沸点-160.490c；燃点：650C；热值：9260Kcal/Nm3；爆炸极限：约5～15%。三、我国LNG气化站的发展现状目前，LNG在亚洲的应用量最大，占全球的78%，其中日本的应用量就占全球的62%，它在六十年代末就开始应用LNG。多年的LNG应用实践和技术积累，为今后LNG事业的发展奠定了坚实的基础。现在，我国也已开始重视LNG项目的建设及应用。广东LNG周转量300万t/a的LNG项目，2000年初已通过国家计委的批准立项。站2000年8月动工，次年8月竣工，现已投用。这是目前我国第一座卫星式LNG站。2001年，中原油田建成了我国第一座生产型的LNG装置，淄博LNG气化站同时建成投产，揭开了中国LNG供气的序幕。目前国内已建成使用的LNG气化站逾30座。随着新疆广汇LNG厂于2004年投产，以及广东沿海LNG接收终端的建成投产，LNG供应在我国将形成南、中、西的供应格局。加之LNG气化工程的关键设备如低温储罐、气化器、低温阀门及运输设备的国产化，可以预见，在未来我国将会迎来LNG气化站建设的高峰。四、LNG气化站介绍1、系统描述LNG气化站系统由卸车、储存、气化、调压、计量、加臭及外输等子系统组成，主要设备包括LNG储罐、LNG卸车台、LNG空温气化器、LNG水浴式气化器、NG水浴式加热器、BOG加热器、EAG加热器、NG调压计量装置、放散塔等（用图片介绍设备）。主要系统组成有:(1)LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进人储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG是采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道(2)储罐自动增压与LNG气化靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过与卒气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流人储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调全O．4MPa)、计量、加臭后，送人城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约lO℃)远低于O℃而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过火的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送人城市输配管网。通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，“出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。在自增压过程中随着气态天然气的不断流人，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10％)时自动增压阀关闭，增压过程结束。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。(3)安全卸放系统：天然气为易燃易爆物质，其安全卸放必须按照相关国家规范要求进行设计，本站采用集中放散的方式。安全卸放系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散塔组成。放散系统中的低温NG采用EAG加热器集中加热后，经阻火器后通过放散塔高点排放，EAG加热器采用300Nm3/h空温式加热器；常温NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐火高温陶瓷环，安装在放空总管路。(4)调压计量加臭系统：由过滤、调压和计量、加臭等四部分组成，成撬设计。设备进口压力0.4－0.6MPa，出口压力为0.2MPa，流量为3000+500Nm3/h。调压部分需采用双阀组设计，具备超压切断的模式。计量部分选用高精度、高量程比的涡轮流量计2组（总管路和四氧化三钴项目支管路各一组），配流量计算机，可进行温度、压力补偿。加臭部分，采用计量泵式加臭系统，由流量计瞬时总量控制加臭量。2、系统流程简介由液化天然气(LNG)槽车或集装箱罐车运送来的液化天然气，通过压力卸车口将车内的液体分别送进2台150m3储罐储存备用。储罐接受液体时，槽车或集装箱罐车由站区专用卸车增压系统升压至0.7MPa，通过压差卸液，卸液速度≤2h/车。贮存期间压力一直保持在系统设定的压力值，储罐内压力超过设定值时可自动打开调压阀将气体卸放到BOG加热器加热后进入用气系统。使用时，打开贮罐的自增压系统，系统自动升压，当达到0.5MPa左右的压力时，打开排液阀排放到空温式汽化器(1用1备)进行气化，气化量3000Nm3/h，在冬天气温较低时可使用3000Nm3/h的水浴式加热器，使气体温度达到要求，最后通过天然气加臭装置和调压装置调压至0.2MPa去管网使用；在设备调试期间或者紧急情况下，储罐内LNG可以通过EAG加热器加热后通过放散塔进行放空。系统设有完善的安全系统，所有设备和管路均按照规范要求设有安全放散装置，出现超压时，安全装置自动打开进行卸压。加气站出现泄漏或者火灾时，系统可以自动（或者人工手动）打开或者关闭相应阀门或流程，使系统处于安全状态。3、我厂LNG站的系统技术参数3.1系统设150m3LNG储罐2台，贮存规模18万Nm3天然气。3.2系统设2台3000Nm3/h的空温式气化器，气化及供气能力为3000Nm3/h。3.3系统向管网的供气压力设为0.2MPa，可根据需要进行调整，供气温度不低于5℃。4、我厂LNG站系统主要设备设备配置表序号设备名称型号规格参数数量备注1LNG储罐CFL-150/0.6150m3/0.6MPa2台圣汇制造2LNG气化器VQLNG-3000/1.63000Nm3/h2台台连制造3储罐增压器VZLNG-500/1.6500Nm3/h2台台连制造4卸车增压器撬块VZLNG-300/1.6300Nm3/h1台含卸车撬（台连）5调压计量加臭设施TYQ-3000+500/1.63000+500Nm3/h1套整体撬装，流量计及流量计算机选用美国ABB6LNG水浴式气化器VZLNG-3000/1.63000Nm3/h1台台连制造7NG水浴式加热器VZNG-3000＋500/1.63000＋500Nm3/h1台台连制造8BOG加热器QQ-500/1.6500Nm3/h1台台连制造9EAG加热器QQ-300/1.6300Nm3/h1台台连制造10系统阀门1套11氮气系统1套12电控、仪控系统1套不含站内照明13站区低温、常温管道及保冷材料1套管路、管件、保冷、支架、踏步、防腐等14集中放散塔1套15防雷防静电系统1套不含地网部分16消防喷淋系统1套4.1系统贮存设备本系统贮存设备为2台150m3储罐，其总贮存LNG能力为300m3，最高工作压力为0.6MPa。主要技术参数:项目单位指标（参数）备注容器类别内容器外壳Ⅲ类充装介质LNG工作压力MPa0.6真空设计压力0.76-0.1气压试验压力0.92/计算压力0.85/安全阀开启压力0.63/爆破片爆破压力0．68/有效容积m3150/充满率95%几何容积m3157.965.3（夹层）筒体尺寸mmØ3200×12Ø3700×10直径×厚度设计温度℃-19650日蒸发率≤0.23%/d主体材料0Cr18Ni916MnR焊接接头系数10.85射线无损检测100%RT(A、B类)20%UT+100%PT(A、B类)JB4730-94腐蚀裕度mm01空重Kg54445装载质量Kg127345绝热形式真空粉末绝热真空度Pa≤5外形尺寸mmØ3720×22280直径×长度4.2系统汽化设备本系统主汽化设备为2台空温式汽化器，一用一备，单台汽化量3000Nm3/h，并联使用，高峰时可同时开启两台使用。主要技术参数:名称单位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h3000工作压力MPa0.4－0.6设计压力MPa1.6设计进口温度℃-196运行进口温度℃－162连续工作时间h不小于8出口温度℃不低于环境温度10℃外形尺寸（长×宽×高）mm2780×2496×9000主体材质LF21铝翅片管结构形式立式4.3系统气体加热及水浴式汽化系统考虑冬季环境温度低，在空温式汽化器后设1台水浴式加热器加热能力为3000Nm3/h和1台NG蒸气式水浴加热器加热能力为3000+500Nm3/h，，用于对空温式汽化器未完全气化或温度较低气体的复热。复热后的气体温度不低于5℃，可以直接进入用气管网。主要技术参数:蒸汽水浴式LNG气化器