液化天然气技术讲义(5.6)复件

液化天然气技术与应用张增刚2014年7月第5章液化天然气（LNG）接收站一、LNG接收站的功能及构成1、功能：接收海上来气，转供特定用户*储存能力大，可兼做调峰和应急气源2、构成：

LNG船专用码头、快速连接/脱卸装置、LNG管道、LNG储罐、LNG再气化装置、输气设备、计量设备、压力控制站、BOG回收装置、控制系统、安全保护系统、维修保养系统二、LNG接收站工艺流程1、*直接输出式工艺流程特点：BOG用压缩机增压送至站外2、*再冷凝式工艺流程BOG的处理：增压后送入再冷凝器，与LNG罐泵出的LNG换热后被冷却液化成LNG，如果没有足够LNG冷却，则被压缩至高压管网或烧掉

BOG处理的先后顺序：①船罐转移②再液化③进管网④燃烧掉三、LNG储罐1、全容式储罐结构（以16万m³为例）构成：平底双壁圆柱形，内罐：9%镍钢，外罐：预应力钢筋混凝土，罐顶设悬挂式绝热支撑平台，内外罐间用膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维或泡沫玻璃砖绝热保温。国际上14万m³以下的储罐日蒸发率≤0.08%三、LNG储罐1、全容式储罐结构（以16万m³为例）

2、建造3、技术特性：设计压力29KPa（内）-1.5KPa（外）

设计温度：-165℃~65℃

工作容积：160000m³

日蒸发率：0.05%4、液位、压力、温度的控制四、LNG气化器1、开架气化器：以海水为热源，进、出温差≤7℃2、浸没燃烧气化器：加热气化器、在开架气化器维修或增量调峰时与开架气化器并联运行、备用设备消耗燃气五、LNG接收站操作方式1、正常输出操作

无卸船作业操作，有卸船作业操作2、零输出操作停止向站外供气的状态。不安排卸船。若卸船时输出停止，则卸船应同时停止。3、备用操作用少量的LNG循环保护系统的冷状态，BOG→燃料六、LNG卸船作业程序

较复杂七、LNG储罐储运过程中的影响因素1、翻滚：事故

预防措施：①恰当的进液方式②温度监控③密度监控④蒸发率监控2、压力、初始充满率的影响因素①时间增加，罐内压力增大②小于合理充满率范围（70-90%），充满率越小，安全储存时间越短③环境温度越高，安全储存时间越短，蒸发率越大④保冷性能⑤含N2量及外界大气压八、LNG接收站站址的选择九、海上LNG接收站简介

1、浮式接收站：浮动储存和再气化，不受水深的限制

2、可转换的LNG运输船

3、重力基座型接收站

4、平台式接收站第6章液化天然气（LNG）储配站一、LNG储配站的功能及构成1、功能：城镇燃气

LNG供气站、气化站、卫星站、分布式供气站、储存站、储配站

5000m³以下接收（卸车）→储存→气化→调压、计量、加臭→管网2、构成（*根据使用功能分区）生产区：

卸（装）车区、储存区、气化区、调压计量加臭区

辅助区：

消防设施区、锅炉设施区、变配电室、中央控制室、办公区二、LNG储配站工艺流程1、工艺流程分类自增压（气相）式、低温泵（液相）工艺流程联合方式2、自增压（气相）式工艺流程

2001年日本引进，多数储配站采用工艺流程说明卸车过程：对槽车气相增压，△P≥0.5MPa

增压器气化过程：LNG出罐→空温式气化器（相变、升温）

出站NG温度≥5℃，水浴式气化器调压、计量过程：调压装置、流量计加臭过程：四氢噻吩（THT）、自动控制、随动

《城镇燃气加臭技术规程》CJJ/T148子流程：增压：

LNG储罐出液前的增压降压：BOG的泄放降压：BOG的泄放*LNG储罐在储存LNG过程中，罐内温度一般在-140～162℃，尽管对储罐进行了绝热保冷处理，但外界环境的热量还是会进入储罐内，使少量LNG气化成蒸发气体（BOG）。随着BOG的不断增加，罐内气相空间压力不断增大，当增大到一定数值时必须及时将其泄放以降低压力，否则将危及到储罐的安全。为此，在储罐BOG气相管上设置降压调节阀，完成降压操作。倒罐：留20%余液自增压（气相）式工艺流程特点①工艺流程简单、可靠②节能效果显著③成本低3、低温泵（液相）式工艺流程升压快、流量大泵需进口、费用高、消耗电能三、LNG储配站主要设备设施1、LNG真空粉末绝热储罐总体要求：较高强度、耐低温性、加工性、价格低易采购结构：多为立式、双层、内罐0Cr18Ni9、外罐16MnR、夹层绝热材料（珠光砂）抽真空特点：双层结构；保冷措施得当；工艺操作维修方便，安全可靠；运输灵活，安装方便几项重要参数

①静态蒸发率：≥1/2有效容积、静置热平衡、

24h，自然蒸发损失的低温液体质量

100m³储罐的静态蒸发率≤0.3%/d

测量方法：湿式气体流量计法、气体质量流量计法、称量法参数的意义：检测内罐低温钢材的强度、焊缝的牢固程度、夹层的保冷效果②真空度：负表压封结真空度：50m³＜V≤100m³：≤5Pa10m³＜V≤50m³：≤3Pa

测量方法：直接测量法、间接测量法技术特性2、LNG气化器①空温气化器：环境气化器，从大气中取热构成：

传热管焊接而成，分气化部分和加热部分星形翅片，铝合金

最大气化量时的出口设计温度：

大气环境温度-10℃特点：结构简单，传热效率高；运行节能；自动操作②水浴气化器热水、远程加热器构成：壳体+换热管壳体走热水，管程走LNG③常用于空温式气化器后续的升温，要求：出口NG温度≥5℃

大型LNG储配站还可用蒸气式气化器③增压器④气化器传热面积：3、LNG低温泵

①作用：增压输送LNG②类型：

活塞泵：流量小、扬程高离心泵：流量大、扬程不高达到高扬程使用多级离心泵③结构：

离心泵：全浸润型（潜液泵）和非全浸型潜液泵：泵体和电机浸没于LNG中，干膜润滑，没有传动轴的密闭问题，外壳采用真空夹套保冷4、调压设备①按1.2-1.3倍的正常供气量确定供气能力在20-80%运行安全放散，超压切断②工作原理③影响调压器通过能力的因素：阀孔的面积、阀门前后压力降及燃气的性质④配置：

1+0；1+1；2+0；2+1；其他5、计量设备①分类容积式膜式表、罗茨流量计、湿式流量计速度式平叶轮式（涡轮流量计）、文丘里流量计流体振动式涡街式流量计、射流式流量计压差式节流式、动压头式、水力阻力式、离心式、动压增益式和射流式膜式计量表：民用户罗茨流量计：民用户及有波动的小工业用户涡轮流量计：在一定条件下，叶轮转速与气体体积流量成正比，测出叶轮转速就可求得流量②计量设备的选择与配置注意事项对于LNG储配站的计量设备，应根据供气规律（间断供气还是连续均衡供气）、供气对象（居民用户还是工业用户）及供气量的大小、流量计的结构特点及使用说明书等因素综合选定。不论对于哪一种流量计，合理的流量范围通常在其额定流量的20%-80%之间。同时，流量计的公称压力应高于计量介质的最高工作压力不论罗茨流量计还是涡轮流量计，其进气端均应设置过滤器，过滤器的过滤精度应满足流量计说明书的要求。为了保证计量的准确性，有的流量计前、后应安装一定长度的直管段，如涡轮流量计。但有的流量计前后就不要求有直管段，如罗茨流量计，该流量计宜垂直安装，上进下出。LNG储配站属易燃易爆场所，所选流量计应满足防爆的要求。6、加臭设备①组成：加臭机储罐、加臭泵、加臭管线、加臭喷嘴、控制系统②工艺流程7、工艺管道及阀件①工艺管道

低温管道：0Cr18Ni9，设计温度-196℃，设计压力≥1.6MPa

安装前的检验常温管道②阀门低温阀门：长轴截断阀、球阀、紧急切断阀、增压阀、降压阀、安全阀、止回阀8、蒸发气体（BOG）储罐

①作用：

回收卸车余液和管道内的气相天然气回收储罐产生的BOG

进入前需要加热

②设置BOG储罐的必要性卸车结束，槽车储罐内压力0.1~0.3MPa站外管网压力较高（≥0.1-0.3MPa）：余液气相进入BOG储罐；站内储罐BOG不断进入升压，高于站外管网时外输。有时站内锅炉用站外管网压力较低（＜0.1-0.3MPa）：进入站外管网，不设BOG储罐站外管网压力很高：经济技术分析后确定四、LNG储配站安全技术监控系统1、工艺控制点及相关参数2、主要安全技术监控系统①紧急切断系统紧急切断阀、调压器切断阀、紧急切断按钮②储罐液位监控系统高、低液位报警切断20-90%（体积分数）③空温气化器出口气体温度监控系统

温度变送器、与进口紧急切断阀联锁、5℃以上④

水浴气化器出口气体温度监控系统

5℃以上，热水循环泵⑤

压力监测系统：现场与中央控制室数值一致⑥气体安全放空系统：

储罐产生的BOG、液相封密管段放空前应加热安全阀的放空压力为最高工作压力的1.05~1.0倍，回座压力为最高工作压力的0.8倍⑦可燃气体检测报警系统⑧加臭工艺控制系统依天然气流量→设定加臭量→运行→检测天然气流量→比对→调整加臭量→随动过程加臭剂最小量：20%能察觉；一般20mg/m³《城镇燃气加臭技术规程》CJJ/T148-2010⑨消防系统包括消防水系统、LNG泄漏收集系统、LNG灭火系统消防水系统：消防水池（罐）、消防水泵、管网、喷淋装置、消防栓、水泵结合器、消防水炮等LNG泄漏收集系统：为了控制和抑制LNG泄漏后四处流淌、降低危害防火堤、集液池、气化区卸车区内的导流沟槽LNG灭火系统：

a、小型和零星火灾：干粉灭火器（装置）

b、抑制LNG蒸发速率、辅助灭火：固定式全淹没高倍数灭火装置移动式高倍数灭火装置高倍数泡沫发器的发泡倍数：300-500C、当出现ＬＮＧ冻伤时，立即将冻伤部位浸入41－46℃的热水中，决不可使用干燥加热的方法。五、LNG储配站站址的选择项目应符合城市总体规划和燃气专项规划，符合环境保护的要求。站址应选在城镇边缘或用气负荷区域的边缘。应处于上述区域的全年最小风向的上风侧，且与站外建构筑物、居民区、工业企业的安全防火间距满足国家相关规范的要求。站址应考虑交通便利，以及附近的供水、供电等公用条件。站址应避开油库、铁路桥梁、铁路枢纽、汽车站等主要目标。*站址应避开地震带以及地基凹陷、废弃矿井等不良地带。*站址不得选在陡坡、断层、淤泥等不良地质区域，且站址不受洪水和山洪等的冲刷，站址土壤的地耐力应达到技术要求。站址初步选定后，应组织专业人员对站址方案进行讨论、评估，然后将项目报请相关部门进行手续审批。六、液化天然气（LNG）储配站的相关设计1、总体要求：LNG储配站属重要城镇燃气场站，应符合上述选址原则和城镇燃气规划。在工艺设计时，应重点从工艺流程的技术经济的合理性、预防LNG的危害性出发，强化重点环节的控制。同时LNG储配站应具备卸车、装车、储存、气化、增压、降压、BOG回收、倒罐等基本功能。2重点设计内容1）LNG储罐、空温式气化器、增压器、LNG气体加热器、LNG管道等的设计温度应、设计压力。2）站区应按生产区和辅助生产区分区布置。3）液化天然气（LNG）储罐和储罐区的布置3）气化器、放散总管的设置4）*安全阀的设置：要求单罐容积≥

100m3

的储罐应设置2个或2个以上的安全阀。安全阀与储罐之间应设置截断阀，但截断阀应常开。六、液化天然气（LNG）储配站的相关设计5）紧急切断阀的设置要求6）低温工艺管道（管件）的要求7）防雷、防静电的要求8）LNG储罐的基础设计9）LNG储配站的设计，应严格按相关设计规范执行。对于设计规范标准中没有规定的问题，应组织专家评审后确定，并报相关部门备案。六、液化天然气（LNG）储配站的相关设计3关于LNG储配站防火间距1）总容积不大于2000m3液化天然气气化站的站址选择应符合下列要求：1站址应符合城镇总体规划的要求。2站址应避开地震带、地基沉陷、废弃矿井等地段。液化天然气气化站的液化天然气储罐、集中放散装置的天然气放散总管与站外建、构筑物的防火间距不应小于下表的规定。六、液化天然气（LNG）储配站的相关设计

名称项目储罐总容积（m3）集中放散装置的天然气放散总管≤10>10~≤30>30~≤50>50~≤200>200~≤500>500~≤100