分输站及LNG气化站的建设方案

分输站及LNG气化站的建设方案本工程中分输站及LNG气化站建设站址为及交口处。分输站、LNG气化站及生产辅助设施布置在一个地块内，总用地面积约31亩（不含代征地及退让绿化面积）。1.分输站工艺设计方案1.1分输站工艺流程简介上游高压天然气气经5km的高压管线（4.0MPa）进入分输站内，经过滤、计量后分两路（4.0MPa）出口，一路为高压出口（给玻璃厂使用），另一路经过过滤、复核计量，并经高中压调压撬二级调压至0.35MPa且加臭处理后进入城市管网供应天然气。其主要流程框图如下：1.2分输站工艺设备及站内管道设计方案根据建设方需满足的功能要求，分输站设计时将其功能分为两个主要功能区，一为上游气源分输计量区，其主要满足的功能为贸易结算计量及上下游管道清管球收发。其二为城市管网用气的计量调压区，主要功能是为满足城市管道用气的压力调节及计量功能。贸易计量装置的设计应根据输气流量的最大量来进行确定，并考虑远近期的具体情况进行设计，其计量表的设计应考虑表具校准并至少备用有一路。收发球装置应根据上下游管道的管径及操作的安全方便进行设计。建议贸易计量装置采用橇装型设计，其具体设计应跟上游供应过滤计量一级调压二级调压玻璃厂气源计量城市中压管线4.0MPa预留城市高压管线商详细商定相关细节，本方案暂不对其进行详细叙述。另进站气体的除尘净化处理设施的设置问题，也应与上游供应商详细商定相关细节，本方案亦暂不对其进行详细叙述。城市管网用气的计量调压装置的设计也应根据城市用气的高峰最大量来进行确定，并考虑远期近期的实际情况来进行设计。调压设施根据目前进站管道的压力（4.0MPa）的实际情况应选用二级调压器，并应对减压阀及其后的管道进行电伴热以保护管道及阀体不至于受到因减压导致气体温度降低所带来的不良影响。建议建设方将城市用气的计量装置设置在高压段，如此可与上游的计量表具有较好的对照性，并根据远近期的使用流量的情况，建议将城市用气的计量调压装置按照2015年的流量进行设计，并采用三路设计，其中每一路的设计流量为11000Nm3/h，并预留一路旁通。调压设施也分为3路设计，与上述计量装置相对应。其主体设备应建议采用橇装式设计。城市燃气的加臭装置设计将与LNG气化站的出站气体加臭一并考虑。考虑到2020年的用量比较大，本工程建议在城市用气的计量调压区预留调压计量装置的安装扩容安装位置。在高压管道进出站处设置切断阀门，考虑到本工程用地较充裕，并不宜再站外另行征地另设阀井或阀室的实际情况，故将高压管道的切断阀室设在本工程站内靠近围墙处。分输站内的所有安全放散管道应集中到站内放散总管集中放散。1.3分输站主要设备及选型1）一、二级高压天然气过滤器过滤器采用筒形二级过滤器，要求天然气中的机械杂质含量小于5μm,过滤总效率应大于98%以上。且两级过滤后的气质必须满足所配置的流量计和调压器的精度要求。过滤器本体需包含高压放散及安全阀，排污阀（双阀）；过滤器进、出口压差就地显示和远传计算机输出信号。过滤器应拆卸和检修方便，倘若一级过滤器选用立式结构，应设置安装起吊吊环。进站净化装置应具有双重分离功能：第一级内置高效旋风分离器，可分离50μm以上的杂质，第二级滤芯材质为不锈钢或纤维滤料过滤，可分离5.0μm以上的杂质和油水。装置的总过滤效率应在98%以上，过滤器应有较大的脏物容积及较小的阻力损失，以延长检修周期，减少维修费用，该装置应具有很高的可靠性及安全性。2）调压器调压器设计选择通过流量不小于设计流量的要求；按照参数的要求选择。调压器的选择要求体积细小、易于安装及检查、维修方便、操作宁静、设计简单，且符合本工程技术文件中所列出的调压器的要求标准及规范；在给定的最大和最小值范围内工作，同时其材质要具有耐腐蚀和防冲刷功能。同时所有的调压设备应有良好的设备密封性能。调压器主要部件材料的基本要求，均要满足ASTM标准中的材料，其次是满足调压器制造厂技术规范的材料，其化学成分及物理性能和质量至少相当于ASTM标准，能抗大气及天然气的腐蚀且应使用寿命长；承压部件所采用材料应根据有关标准提供化学成份分析和机械性能试验证书。调压器须根据有关标准在制造厂出厂前进行下列试验：壳体试验、密封性能试验、调压试验、流量试验、流量特性试验、压力特性试验及连续运行试验，并提供有关的证明及证书，包括详细的试验报告和试验设备说明；3）超压自动紧急切断装置超压自动紧急切断装置是指设置于每级调压器之前位置的组件。它在出口压力高于指定参数的上限的情况下，能在指定时间切断上游之供气，以保证下游的组件不致损坏。该装置为自助式切断装置，即单依靠天然气来驱动或控制的装置。在下游超压的情况下，能不靠天然气本身以外的能量进行止流操作，过程必须在最短时间完成（小于等于1秒），操作过程必须顺畅，不得有任何卡阻及异动；同时要具有手动还原功能。4）安全放散阀安全放散阀必须能在本文件指定的技术参数下正常及有效的操作。采用先导式安全放散阀，应保证主阀在达到整定压力时自动开启，安全放散阀在各种工况都能达到额定排量；安全放散阀必须是全封闭式和全启式，在安全放散阀的排气侧要求密封严密所排出的气体全部通过放散管排出，泄漏量应满足下列规定:密封试验压力的96％的整定压力不许泄漏；安全放散阀的阀体可以是截止阀形式，或满足本技术要求的其它形式，阀端采用法兰连接，法兰应与阀体一同铸造或锻造；安全放散阀应在每路调压装置上独立安装，其流量应大于每路最高流量的10%；5）流量计气体流量计设计、制造和安装应符合ISO、ANSI、ASME、AGA9等有关标准的要求；同时该计量系统要适合天然气贸易交接计量现场使用；同时还包括流量计算机系统及温度、压力变送器；计量精度要满足门站对计量的要求。流量计算机应具有流量数据处理、归档、存储及保护功能，必须具备日流量归档功能，要求可以计量数据，并通过通讯协议远程读、写组分数据，具备自检和自诊断功能，能分析出现场电噪声、声噪及高流速的影响程度，具备自标定功能。气体流量计在离开制造厂之前必须经过质量检验部门的检验，交付买方以前应按中国计量法和中国质量监督部门授权的检测单位进行检验、校准、标定。以上设备选型均应满足本工程的压力流量要求，关键设备可由建设进行招标采购后交由橇装设备制造厂商进行橇装集成。2．LNG气化站工艺技术方案2.1LNG气化站工艺流程简介LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至本工程LNG气化站内，在卸车台通过专用卸车增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至低温LNG立式储罐储存。贮槽内的LNG通过专门设置的储罐增压器将贮槽内的LNG增压。增压后的低温LNG，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℃，当空温式气化器出口的天然气温度达不到0℃以上时，通过水浴式电加热器升温，最后经调压、计量、加臭后送入站外管网。灌瓶工艺为利用储罐与钢瓶的压差将储罐内的LNG压入低温LNG钢瓶内。操作过程中的产生的蒸发气体（BOG）通过专用的BOG加热器将其温度升高后也经调压、计量、加臭后送入站外管网。流程框图如下：LNG钢瓶2.2LNG气化站工艺参数及流程详述2.2.1工艺参数（1）设计压力150m³低温储罐工作压力0.8MPa空温式气化器设计压力1.6MPa空温式气化器出口压力0.6MPa（2）设计温度LNG部分设计温度-196℃LNG空温式气化器后设计温度-20℃～+60℃NG水浴式复热器后设计温度+5℃（3）设计流量LNG空温式气化器小时供气量4000Nm³/h2.2.2工艺流程详述卸车流程——由液化天然气（LNG）槽车或集装箱罐车运送来的液化天然气，槽车或集装箱罐车由自增压系统或站区专用罐车增压系统升压至约0.4～0.7兆帕，利用压差通过卸车口将车内的液体送进LNG储罐储存备用。LNG的计量采用站内地磅进行计量。气化流程——LNG储罐内的液化天然气通过储罐自增压器将储罐内压力增压至0.6兆帕左右，液态LNG经低温管道送至空温式气化器进行气化。同时，考虑在冬季环境温度低，空温式气化器无法保证出站天然气的温度，增加一台电加热式NG复热器，将天然气温度升高,保证天然气能够正常直接进入城市管网使用。灌装流程——利用储罐的压力将储罐内LNG压入液化天然气钢瓶中，钢瓶内气相空间的天然气气体通过BOG系统进行回收处理，以保持储罐与钢瓶内的压力差实现LNG钢瓶的灌装。BOG处理流程——储罐平时蒸发出来的少量BOG以及卸车灌瓶等操作过程中产生的BOG气体通过管路收集起来后，至空温式BOG加热器加热，再进入调压计量加臭系统。调压计量加臭系统流程——气化加热后的天然气气体通过调压后将压力降低至0.35MPa左右(BOG系统出口的天然气气体单独调压，出口压力设定为0.38MPa左右)，调压后的气体通过流量计计量由专门设置的加臭机(与分输站加臭一并考虑)加臭，然后进入城市管网。站内设有紧急放空系统（EAG），LNG储罐和管道上的安全排放和放散管汇集到EAG总管，经空温式EAG加热器后，至放散塔排放。气化系统、BOG系统、调压计量加臭系统全部在计算机DCS系统控制下全自动运行，生产过程全部实现自动化操作。2.3LNG气化站设备选型1)LNG储罐本项目确定选用150m³低温储罐3台，可储存天然气约27×104Nm³。其主要技术参数如下表：150米³LNG储罐主要技术参数序号技术参数名称内槽外槽备注01有效容积（m3）100/充满率95％02储存介质LNG珠光砂(夹层)03直径（mm）φ3200φ372004高度（mm）≈22200总高05材质0Cr18Ni916MnR06设计风速（m/s）/20.307设计温度（oC）－196～50-39～5008工作压力（MPa）0.8-0.109设计压力（MPa）0.88-0.110计算压力（MPa）1.38-0.110蒸发率≤2.5‰/d/11内槽射线探伤比例100%RTⅡ级100％UT+100％PTI级内、外容器及其管线进行氦检漏12腐蚀裕量0113焊缝系数10.8514设备总重（t）约5415设备满重（t）约127每台LNG储罐设ITT液位计一套及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。液位计接口管道分别引自内槽的顶部和底部，在外槽侧部位置统一引出，便于安装液位计及压力表。外槽顶部设安全防爆装置，内槽安全装置接自底部气相口，由工艺设计统一考虑。由下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。2）LNG主气化器空温式气化（加热）器一般由蒸发部和加热部构成。蒸发部由端板管连接并排的导热管构成，加热部由用弯管接头串联成一体的导热管组成。空温式气化（加热）器一般由蒸发部和加热部构成。蒸发部由端板管连接并排的导热管构成，加热部由用弯管接头串联成一体的导热管组成，其结构原理图如下所示。主气化器结构原理图目前LNG瓶组气化站使用2000Nm3/h空温式气化器4台，其主要工艺参数如下：运行进口温度：－196℃/≮－162℃运行出口温度：－20℃-50℃/≮（环境温度－10℃）设计压力：1.6Mpa运行压力：0～0.8Mpa单台流量：２000Nm3/h满负荷连续运行时间：≮8小时3）卸车增压器根据本站的供气规模，设计配置1台增压器，设计流量300Nm3/h。卸车增压器选用自然气化空温式气化器，增压器主要由蒸发部构成，设备高度不宜高于罐式集装箱内罐底部高度，采用卧式结构。增压器主要由蒸发部构成，其结构原理图如下所示。卸车增压器结构原理图主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：－196℃/≮－162℃设计出口温度/运行出口温度：－196℃/≮－162℃设计压力：1.6Mpa运行压力：0-0.8Mpa单台设计流量：300Nm3/h满负荷连续运行时间：≮6小时4）LNG储罐增压器根据本站的供气规模，设计配置３台增压器，每台储罐配置１台，单台设计流量200Nm3/h。储罐增压器选用自然气化空温式气化器，压器主要由蒸发部构成，设备高度不宜高于储罐内槽高度，其结构原理同卸车增压器。主要工艺参数如下：设计进口温