大型LNG站建站项目申请报告

日照中能燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告成都城市燃气设计研究院有限公司五月日照中能燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告审核：余祖强项目负责人：胡铜林工艺专业：胡铜林土建专业：荣彬电气专业：韩波仪表专业：杜宇瑀给排水专业：陈康经济专业：刘亮目录TOC\o"1-2"\h\z\u目录 1前言 2第一章 项目名称及申报单位 51.1项目名称 51.2申报单位 51.3申报单位概况 5第二章 项目基本情况 62.1项目供气范围 62.2项目期限 62.3LNG供气方案 62.4工程范围 62.5项目建设重要内容 62.6项目建设规模 72.7项目重要技术经济指标及投资来源 7第三章 发展规划、产业政策及行业准入 83.1拟建项目区域总体规划概况 83.2拟建项目与相关产业政策的关系 103.3拟建项目与行业准入关系 12第四章 项目建设方案 134.1供气用户 134.2供气规模 134.3总图运送 134.4总平面布置 144.5工艺设计 164.6工艺设备选型 224.7配管设计 274.8保冷防腐设计 324.9自动控制 334.10公用工程 42第五章 项目选址及土地运用 495.1项目选址及用地方案 495.2土地运用合理分析 495.3地质灾害影响分析 51第六章 资源综合运用 526.1资源运用方案 526.2本项目气源 536.3运用天然气的优越性 536.4资源合理运用 55第七章 节能 577.1能耗指标及能耗分析 577.2节能措施 58第八章 环境保护 598.1项目对生态环境的影响 598.2环境保护措施 608.3特殊环境影响 61第九章 劳动安全与工业卫生 629.1重要危害因素分析 629.2重要防治措施 629.3劳动安全卫生机构及设施 63第十章 天然气价格 64第十一章 人力资源配置与项目实行进度 6611.1人力资源需求 6611.2项目建设工期 67第十二章 工程项目招标初步方案 6812.1招标范围及招标内容 6812.2招标初步安排 6812.3招标形式 6812.4招标方式 6812.5评标专家来源 6912.6招标程序和招标基本情况表 69第十三章 投资匡算及经济评价 7013.1投资估算 7013.2资金筹措 7213.3财务评价 7313.4财务评价指标及结论 78第十四章 社会影响分析 8014.1社会影响与社会效益 8014.2社会环境适应性分析 8014.3社会可行性 80第十五章 研究结论 8315.1方案总体描述 8315.2结论 8315.3建议 84附表1流动资金估算表 85附表2利润与利润分派表 86附表3总成本费用估算表 87附表4项目投资钞票流量表 88附表5财务计划钞票流量表 89附图-1：区域位置图附图-2：总平面布置图附图-3：带控制点的工艺流程图附件：液化天然气（LNG）销售和购买意向书前言随着国民经济的快速发展，调整能源结构、改善大气质量等问题已引起政府和社会各界的广泛关注。城市燃气作为城市基础设施的重要组成部分，不仅关系到城市人民的生活质量、自然环境和社会环境，还关系到城市经济和社会的可连续发展，是国民经济中具有先导性、全局性的基础产业。天然气作为一种清洁、高效、环保、价廉的能源越来越受到人们的青睐。山东亚太森博浆纸有限公司（以下简称“亚太森博”）是由新加坡金鹰国际集团旗下亚太资源集团控股的大型制浆造纸合资公司，也是目前中国最大的制浆公司，现有总投资150亿元人民币。亚太资源集团还将追加投资300亿元人民币，建设亚太森博浆纸三期项目，届时亚太森博总投资额将累计达成450亿元人民币。为积极响应国家和日照市政府节能减排、低碳环保、实现可连续发展的战略规定，亚太森博正全力推动天然气替代重油的“天然气直供项目”，预计2023年天天用气30万方，2023年起天天用气可达60万方以上。“天然气直供项目”得到日照市委、市政府的密切关注和大力支持。项目实行后，亚太森博可望每年运用天然气（清洁能源）替代重油（非清洁能源）数十万吨，减少二氧化硫等污染气体排放96%以上，以实际行动贯彻贯彻市政府“还日照一片蓝天”的倡议和规定，从主线上实现清洁生产。中能集团有限公司（以下简称“中能集团”）长期以来与中石油、中石化、中海油保持非常密切的合作关系，与亚太森博结成战略合作伙伴。经充足研究和考察，中能集团具有实力和能力保障亚太森博稳定、不间断的天然气用气需求，保证亚太森博“天然气直供项目”顺利实行。为此，双方已于2023年12月签署《合作意向书》，双方约定，亚太森博自行建设专用天然气管道，由中能集团管理维护运营；中能集团在日照市投资建设LNG调峰储备站。2023年4月，由中能集团的全资子公司——青岛中能通用燃气有限公司和中国国储能源化工集团股份公司的全资子公司——上海中油公司集团有限公司共同出资在日照成立了日照中能燃气有限公司，由日照中能燃气有限公司为亚太森博“天然气直供项目”配套建设一座LNG调峰储备站，该工程项目建成后，不仅能满足亚太森博在冬季管道天然气气源局限性的情况下的天然气需求，还可在日照市天然气供应紧张季节起到调峰作用。为了进一步做好亚太森博浆纸的能源保障工作，减少燃烧重油对环境的影响。受日照中能燃气有限公司委托，成都城市燃气设计研究院有限公司组织编制了《日照中能燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告》，于2023年5月完毕编制。在编制过程中，得到了日照市相关政府部门和企事业机构的大力支持，亚太森博和日照中能燃气有限公司也提供了详实的资料并提出了宝贵意见，在此表达感谢。项目名称及申报单位1.1项目名称日照中能燃气有限公司LNG调峰储备站工程1.2申报单位项目申报单位名称：日照中能燃气有限公司注册地：中国山东省日照市1.3申报单位概况日照中能燃气有限公司是青岛中能通用燃气有限公司和上海中油公司集团有限公司各出资50%在日照市注册的具有独立法人的有限责任公司，注册资金2023万元人民币。中能集团是一家国内领先的天然气清洁能源运营公司，拥有19家子公司，总资产超过25亿元。目前已在山东省投资7家子公司，投资总额超过10亿元，产业遍布济南、青岛、淄博等地。其中，2023年与中石油、山东省天然气投资公司合资组建山东省天然气运用有限公司。2023年在淄博市投资组建中能晟通天然气运用公司，建设大型液化天然气（LNG）储备站（一期工程建设2座5000立方米LNG储罐）。2023年，在淄博市投资组建中能绿博公司，建设1.5亿m³/年LNG液化厂。中国国储能源化工集团股份公司在建和投入运营的LNG液化工厂供应量可达350万立方米/天。项目基本情况2.1项目供气范围本项目供气范围为：山东亚太森博浆纸有限公司。山东亚太森博浆纸有限公司是一家由亚太资源集团控股的大型现代化浆纸合资公司，现总投资150亿元。亚太资源集团还将追加投资300亿元人民币，建设亚太森博浆纸三期项目，届时亚太森博总投资额将累计达成450亿元人民币。公司一期工程2023年5月开工建设，2023年10月正式竣工投产,总投资37亿元，现年产漂白硫酸盐阔叶木浆31.5万吨、高档白卡纸板17万吨。该工程是国家“九五”、“十五”规划重点建设项目，也是当时国家计委重点支持的“充足运用国内外两种资源、两种资金、两个市场发展制浆造纸样板项目”。2.2项目期限项目期限：30年。2.3LNG供气方案本项目采用LNG作为亚太森博的供气气源，LNG经调峰储备站气化后经天然气直供管道通过厂区调压站调压后由厂区中压管网供用气设备使用。2.4工程范围本项目工程范围为日照中能燃气有限公司LNG调峰储备站。2.5项目建设重要内容本工程建设LNG调峰储备站1座，占地23亩，供气能力一期1.5×104Nm3/h，二期3.0×104Nm3/h。站内设8台150立方米LNG储罐，生产调度中心，配电室及发电机室、消防泵房及景观式消防水池。2.6项目建设规模LNG站：储存量规模：61万m3高峰小时流量：一期1.5×104Nm3/h；二期3.0×104Nm3/h2.7项目重要技术经济指标及投资来源2.7.1重要技术经济指标项目重要技术经济指标项目单位数量备注用气量年供气总量万立方米8100计算月平均日供气量万立方米60高峰小时流量立方米30000重要工程项目LNG调峰储备站座1指标进站价格（含税）元/Nm33.8投资回收期（税后）年8.63内部收益率（税后）％12.09工程建设投资万元6564.70工程总投资万元6741.442.7.2投资来源本工程建设投资为6564.70万元，其中50%为银行贷款，其余为公司自筹。发展规划、产业政策及行业准入3.1拟建项目区域总体规划概况（一）城市规划区范围城市规划区范围为日照市区所有行政管辖的区域，由东港区、岚山区组成，总面积1915.098平方公里（含前三岛0.298平方公里）。（二）规划期限近期：至2023年，远期：至2023年，远景：2023年以后。（三）城市性质与规模1、城市性质：新亚欧大陆桥东方桥头堡，临港工业和海滨旅游业发达的阳光城市。２、城市规模：规划人口规模。规划日照市区城市建成区近期2023年规划人口为90万人，远期2023年规划人口为120万人，远景2023年以后人口按照180万人控制。城市建设用地规模。近期（2023年）106.2平方公里；远期（2023年）139.6平方公里；远景（2050年）小于198.0平方公里。(四)城市用地布局结构1、远期。规划拟定“双城一区”的轴向分片布局结构。双城即主城区、岚山城区，一区即市区北部的海滨旅游区。主城区（涉及主城西区、主城北区、主城南区），是日照市域中心区；岚山城区是日照重要临港工业发展区，以港口运送、临港工业、居住等职能为主；北部海滨旅游区重要满足海滨旅游业发展的需要，在加强保护的前提下参照世界海滨旅游发展的模式逐步开发运用。2、远景。涛雒镇、巨峰镇、快乐镇形成相向发展态势，并最终形成主城区和岚山城区之间另一新城区。日照市由“双城一区”逐步发展为“三城一区”，日照南北分片发展的框架基本形成。三城分别承担不同功能：主城区作为全市政治、经济、文化中心，它包含了日照经济开发区、日照高新技术产业园区、大学科技园、山海天旅游度假区等功能片区，其中，日照经济开发区位于主城区南部，东接石臼港区，是我市重要的临港工业和先进制造业基地；岚山城区以大港口带动临港工业发展，是日照产业发展的长期热点；涛雒城区作为日照远景发展的新城区，重要满足港后工业连续发展的需要，着重安排现代加工制造业并为岚山北部大工业提供生活居住用地；北部海滨旅游区滩平沙细、水清浪稳，有岩礁、港湾、海岛、山丘、林地等世界海滨最典型的自然风貌，具有发展滨海旅游业得天独厚的优越自然条件。其发展应张扬特色、严格保护，采用低密度簇状开发模式,以休闲、度假、观光、会议等功能为主，建设世界一流的海滨旅游地。(五)产业布局规划重要涉及如下产业区：1、岚山产业区：重点发展钢铁及配套、石油化工和精细化工、能源、木材加工、水产品精深加工、粮油加工、港口物流等产业；2、涛雒产业区：重点发展港口物流及其加工业，粮油加工、水产加工等产业。3、日照经济开发区：重点发展汽车发动机及配件、能源、浆纸、粮油食品加工、纺织服装、精细化工、造船及配件、港口物流等产业。4、日照主城综合片区：重点发展商务服务、商贸服务、旅游会展、文化体育、科技信息、物流、房地产业、金融保险等产业。5、日照高新技术产业园区：电子信息、生物技术、新材料等高新技术产业、汽车零部件、都市型工业和农产品精深加工等产业。6、北部滨海旅游区：重点发展滨海旅游、休闲度假等产业。(六)港口规划发展思绪：把港口作为加快发展的核心战略资源，大力推动“港城一体化、港带一体化、港桥一体化、陆海一体化”进程，完善提高港口功能，增强综合竞争力，打造我国重要的大宗散货进出口中转基地、华东地区重要的杂货进出口中转基地、亚欧大陆桥东端区域性集装箱转运中心，形成现代化、国际化枢纽港和物流中心。日照港共规划港口岸线28.8km，分石臼、岚山两个港区，规划泊位253个，港口能力的总容量超过6亿吨。石臼港区是以煤炭、铁矿石、粮食、水泥等大宗散货和集装箱运送为主的综合性枢纽港区。岚山港区是为腹地经济发展和后方临港工业服务的综合性港区，以石油及液体化工品、大宗干散货运送为主，兼顾粮食、钢铁、木材等散杂货运送，预留远期发展集装箱运送功能。（七）综合交通规划充足发挥日照市的区位优势，以港口为枢纽，以高速公路、干线公路为骨架，以铁路为增长点，以区内道路为依托，形成综合海运、陆路、航空等多种运送方式全方位协调的现代化、立体化、高速化的综合交通体系，形成两大港区（石臼港区、岚山港区）、四条高速（同三高速、日东高速、岚枣高速、日潍高速）、五条铁路（兖石铁路、日黄铁路、日连盐铁路、坪岚铁路、两港联系铁路）、六条国省（G204、S342、S341、S335、S222、S220）的对外交通体系。强化港口集疏运体系,建设石臼港区、岚山港区铁路联系工程;石臼港区、岚山港区各规划建设三条疏港路;岚山港区规划建设管道走廊。规划建设日（照）黄（岛）沿海铁路，满足日黄铁路用地需求，促进日照港、青岛港合理协调发展。依托青岛、烟台、威海城际轨道交通，预留日照至青岛城际轨道交通线位和场站用地。规划预留日照、连云港港口联系铁路通道，保证未来日照港、连云港合理协调发展，满足中国东、中、西三大地区以及亚欧大陆铁路交通联系需要。强化港口集疏运体系,建设石臼港区、岚山港区铁路联系工程;石臼港区、岚山港区各规划建设三条疏港路;岚山港区规划建设管道走廊。(八)生态体系规划在带形城市的发展模式下，生态环境的保护极为重要，为此建立了滨海河口湿地、山林地等生态保护区，及河流生态哺育区，划定了禁建区，以形成“港城一体、组团发展、绿带隔离、轴向延伸”的可连续发展结构。3.2拟建项目与相关产业政策的关系国家发展改革委员会制定的《天然气运用政策》中将天然气运用顺序分为四类，即优先类、允许类、限制类、天然气发电。分类如下：第一类：优先类城市燃气：1、城乡（特别是大中城市）居民炊事、生活热水等用气；2、公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等）用气；3、天然气汽车（特别是双燃料汽车）；4、分布式热电联产、热电冷联产用户；第二类：允许类城市燃气：1、集中式采暖用气（指中心城区的中心地带）；2、分户式采暖用气；3、中央空调；工业燃料：4、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目；5、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中环境效益和经济效益较好的以天然气代煤气项目；6、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；天然气发电：7、重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区，建设运用天然气调峰发电项目。天然气化工：8、对用气量不大、经济效益较好的天然气制氢项目；9、以不宜外输或上述一、二类用户无法消纳的天然气生产氮肥项目；建设LNG调峰储备站不仅可认为亚太森博提供优质天然气，还可在日照市天然气供应紧张季节起到调峰作用提供天然气，并且有助于实现能源结构优化和能源供应多元化，有助于节约能源、减少污染排放。因此本项目的天然气运用形式属于优先类，投资建设LNG调峰储备站项目符合国家有关能源和环保产业政策，属于国家提倡发展项目。3.2.1能源供应现状目前亚太森博重要以重油为重要能源。城市环境污染重要是由现状城市能源消费结构中燃煤、燃油占有绝大部分导致的。在城市发展的今天，环境污染和能源运用率低等一系列问题与城市的建设目的相抵触，优质能源的运用势在必行。3.2.2天然气运用与相关政策关系我国产业结构战略性调整，是根据我国经济发展状况，充足考虑世界科学技术加快发展和国际经济结构加速调整的趋势，着眼于全面提高国民经济整体素质和效益，增强综合国力和国际竞争力。能源、通讯等基础设施是国民经济整体素质和综合国力的重要体现和现代化限度的重要标志，是在市场经济条件下政府进行规划和给予支持的重点，基础设施的完善为一系列产业发展提供了市场。“十一五”期间我国能源发展以“有序发展煤炭、积极发展电力、加快发展石油天然气、大力发展可再生能源”为方向。本项目与国家加快发展石油天然气能源政策是相一致的。运用天然气后可从主线上改善环境污染，可解决影响经济社会发展特别是严重危害人民健康的重点突出问题。天然气的运用是从源头防治污染，坚决改变先污染后治理、边治理边污染的状况。同时天然气工程的发展也给工业、商业等其他行业的发展提供了重要保证。3.3拟建项目与行业准入关系我国目前引导外资投资方向为“完善法律法规和政策，形成稳定、透明的管理体制和公平、可预见的政策环境。引导外资更多地投向高技术产业、现代服务业、高端制造环节、基础设施和生态环境保护……”城市燃气工程是城市重要基础设施之一，对于加快国民经济发展、调整能源结构、提高人民生活质量、改善大气环境起着重要作用，是国家能源发展规划的重要内容之一。经计算，本项目近期日用气量为30×104Nm3/d；二期建成之后用气量60×104Nm3/d。本项目投资额大，回收期长。项目建设方案4.1供气用户亚太森博燃气用户重要有：1.生产用户：重要是厂区内工业公司生产设备和生产过程作为燃料用气；2.生活用气：厂区内食堂炊事、生活用热水的用气；4.2供气规模4.2.1用气规模根据建设方提供的基础资料，经计算，本项目近期日用气量为30×104Nm3/d；二期建成之后用气量60×104Nm3/d，年用气时间大约在4个半月左右。4.2.2高峰用气量根据亚太森博浆纸有限公司和日照中能燃气有限公司提供的用气数据和用气规律，最终拟定本项目的高峰小时用气量为：一期1.5×104Nm3/h，二期3.0×104Nm3/h。4.3总图运送4.3.1设计依据1.日照中能燃气有限公司设计委托书2.设计中重要采用的规范、规程《城乡燃气设计规范》GB50028-2023；《建筑设计防火规范》GB50016-2023；《石油天然气设计防火规范》GB50183-2023。4.3.2站址选择项目选址日照经济技术开发区，位于拉萨路以东、哈密路以南（中石化分输站附近）。距离城市建成区较近，站区附近水、电、通讯等设施较完善，并且站区附近有高压线可依，场站与周边的安全距离较容易控制。站址符合总规规定。4.4总平面布置4.4.1总平面布置原则根据场地基本技术条件和工艺流程的需要，在满足防火、安全、卫生、环保规定的前提下，综合考虑各项辅助设施的功能，合理进行布置。力求做到功能分区明确，工艺流程通顺，运送方便，管线短捷，节约用地，减少投资。站区的总平面布置保证站内与站外设施的安全间距以及站内各建、构筑物之间的安全距离符合规范规定。总图设计原则如下：1）本项目总图设计根据站区的地理位置、建设规模、交通运送、气象等条件，本着有利生产、方便管理、保证安全、保护环境，结合场地建设的具体情况，并参照国内外同类设计先例的经验进行布置。2）本站场重要介质为天然气（属于甲类火灾危险性物品），因此在总图布置设计上，需强调安全，严防火灾事故发生，对局部事故或初期火灾应具有快速处置能力。4.4.2总平面布置简介本站占地面积约23亩，总平面分区布置，即分为生产区和辅助区，各区的关系为既分工明确，又互相联系。站内运用消防通道、人行道路、绿地把各功能区分隔开，保证各主体部分安全，同时，又运用道路使之互相联系，便于操作管理。布置方案力求交通组织顺畅，站容美观，能满足站场的功能规定及站内站外的防火间距规定。具体介绍如下：1）生产区布置生产区由工艺装置区、储罐区、放散区及卸气区组成，本工程在站址的南面布置储罐区、工艺装置区及放散区，此位置处在最小频率风向的上风侧，对其他分区相对影响较小，在站址的西南部布置卸气区，方便拖车进出站。2）辅助区布置辅助区由辅助生产用房、消防水池及门卫值班室组成，位于站区的北侧，靠近道路。总平面布置时，在满足安全间距的前提下，将辅助生产用房尽量靠近生产区布置，可以减少与生产区相关联的管线的工程量，同时方便管理。辅助区与生产区位置上相对隔开，功能上互相联系。3）道路、围墙、及出入口布置生产区周边设4m宽消防车道，转弯半径不小于15m，满足消防车通行的需要；拖车卸气区设较大回车场，方便车辆倒车就位。本工程围墙后退用地红线1米位置布置。站区共设两个对外出入口。4）绿化本工程沿站内道路两侧在不影响埋地管线施工及检修的前提下栽种常绿乔木或灌木，辅助用房及工艺装置区周边空地则种植草皮，尽量减少裸露地面，为给职工发明一个良好的生产和生活环境，绿地率为19.4%。详见“总平面布置图”。4.4.3竖向布置本工程站址平整后地势平坦,由于对外交通及站区排水的需要,采用平坡式竖向布置，生产区由站内坡向站外道路，辅助区由站内坡向站外道路。4.4.4管线综合本工程有天然气、热水、给排水、电缆等多种埋地管线，在管线综合布置时，与总平面布置、竖向布置统一考虑，各种管线的线路力求短捷，并使管线之间、管线与建（构）筑物之间在平面及竖向上互相协调，紧凑合理，有利厂容。在管线布置发生矛盾时，管径小的让管径大的，压力管让自流管，易弯曲的让不易弯曲的，工程量小的让工程量大的，检修次数少的、方便的让检修次数多的、不方便的。4.4.5总图构筑物作法总图构筑物一般作法为：1、站内车道作250厚C25混凝土道路与站外道路相接;；2、人行道和工艺装置区做50厚混凝土彩色砌块面层；3、站区设砖砌实体围墙；站区大门设电动自动伸缩门；4、站内适当位置设砖砌排水沟。4.4.6总图重要工程量及技术经济指标总征地面积15333.3米2(合约23亩）净用地面积14506.2米2（合约21.76亩）总建筑面积1299.24建筑物基地面积703.07米2容积率0.09%绿地率19.4%电动伸缩门（宽8米）2座平开式钢制大门（宽4米）3座其余指标详见“总平面布置图”4.5工艺设计4.5.1概述LNG调峰储备站从功能上由LNG储存、LNG气化、调压计量三部分功能，当冬季管道气源局限性的情况下，为调整能源结构，使用天然气，LNG调峰储备站可以作为浆纸厂的供气站，供气站设计概念图见图4-1。BOG压缩机BOG压缩机BOG气化器BOG气化器低温泵LNG储罐空温式气化器装卸台LNG槽车低温泵LNG储罐空温式气化器装卸台LNG槽车加臭装置加臭装置次高压管网调压、计量次高压管网调压、计量图4-1供气站工艺设计概念图4.5.2功能及设计规模（1）功能本工程为了尽快实现亚太森博区供气，新建一座LNG调峰储备站作为调峰补充气源站。（2）设计规模本工程LNG调峰储备站的用气规模：30万Nm³/d，储存天数按2天计，经计算需要60万Nm³,实际储存规模61万Nm³调峰储备站重要设计规模及参数如下：储存量规模： 61万m³高峰小时流量：30000m³/小时（一期1.5万）本工程选用5000Nm³/hLNG气化器14台，分两组，每组7台，两组交互使用；本工程按以上规模一次设计，业主可根据市场发展情况分期实行。4.5.3LNG调峰储备站工艺流程4.5.3.1工艺流程简述LNG槽车将液化天然气运至调峰储备站，在卸车台通过卸车增压气化器对槽车储罐增压（考虑装车功能），运用压差将LNG送至调峰储备站的低温LNG储罐。非工作条件下，储罐内LNG的储存温度为-162℃，压力略高于常压；工作条件下，储罐增压器将槽车储罐内的LNG增压到0.40MPa（气相空间表压）以上，调峰供气时，立式储罐中的LNG运用静压差进入低温泵，加压至次高压A，增压后的低温LNG流入主空温式气化器，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℃。冬季当空温式气化器出口温度达不到5℃工艺流程详见“带控制点的工艺流程图”。4.5.3.2卸车工艺LNG槽车卸车工艺常采用的方式有：槽车自增压方式、槽车自增压/压缩机辅助方式、站内设立卸车增压器方式、低温烃泵卸车方式等等。本站设计工艺为站内卸车增压器方式卸车。低温槽车中的LNG在0.1MPa（本节压力如未加说明，均为表压）、-162℃条件下，运用站内卸车增压气化器给槽车储罐增压至0.6MPa，运用压差将LNG送入LNG储罐。卸车工艺管线涉及液相连接管线、气相连接管线、气液连通管线。卸车完毕，回收槽车内的高压BOG气体；此外，气液连通管线用于回收液相软管段的LNG，在必要情况下（开车和每次卸车之前），也可以运用储罐BOG对液相管道进行预冷。卸车工艺管线涉及液相管线、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。根据调峰储备站日供气量和储存周期，本调峰储备站布置4个装卸口，其中一个带鹤管装车功能。4.5.3.3储存增压工艺1.储存方式的选择目前，国内外常用的LNG低温储罐有常压储存，子母罐带压储存及真空绝热罐带压储存三种方式。采用哪种储存方式，重要取决于储存量的大小，结合本站特点储存规模为1200m³，储罐可选真空绝热罐带压储存，否则将增长较大投资。对此无需再做比较2.储存增压工艺LNG储罐正常工作时的储存参数为0.40～0.6MPa、-145℃，运营时随着储罐内LNG的不断排出，压力不断减少。因此需要对LNG储罐进行增压，以维持其最低0.4本站增压系统由储罐增压气化器（空温式气化器）及若干控制阀门组成，系统重要涉及：储罐增压器（空温式气化器）300Nm³/h；其他低温阀门和仪表。4.5.3.4LNG加压工艺LNG加压工艺采用美国TC-34ACD浸润型离心泵，这种全浸润型的泵优于一般的立式泵，泵和电机完全浸没于LNG中，运营可靠，起动迅速，必需气蚀余量很低。此外，全浸润型的泵采用干膜润滑，没有传动轴的密封问题，不会有LNG因密封不严而泄漏。而一般的立式泵，采用惰性气体密封，在惰性气体压力局限性时，会导致传动轴处LNG泄漏，影响运营及站区安全。本站设计流量为15000Nm³／h（二期3万Nm³／h），折合10.71t／h（二期21.42t／h），即液态流量约为25m³／h。可选用2台泵，1开1备（二期增长2台泵，2开2备），每台泵LNG额定流量为25m³4.5.3.5气化加温工艺本设计采用空温式和水浴式相结合的串联、并联流程，有两种气化方式：①夏季使用自然能源，即单独采用空温式气化器完毕气化和升温过程；②冬季用主空温式气化器气化，热水水浴式加热器进行增热升温；空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，强制通风因换热面积较小，价格较自然通风便宜，还可减少结霜、延长除霜的切换时间，但因设备外面有风罩，不能手工除霜，并且因使用风扇要消耗电能，运营费用比自然通风高一些。使用喷淋水化霜，自然通风就可满足设计规定，因此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，本工程设计选用14台气化器切换使用，7开7备，单台设计流量5000Nm³/h。在两组空温式气化器的入口均设有手动低温截止阀和气动紧急切断阀，正常工作时两组空温式气化器通过手动开关低温闸阀进行切换，夏季切换周期为6小时/次；冬季切换周期为4小时/次。当出口温度低于0ºC时，系统可低温报警并手动切换空温气化器，当温度继续骤减，系统将自动启动热水水浴式气化器，将空温式气化器出口气体加热至5ºC以上。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、电加热式等等。本工程考虑投资经济及可行性，选用双进口15000+1200Nm³/h热水水浴式加热器2台。当冬季NG出口温度低于5ºC时，低温报警并启动热水水浴式加热器，低温NG进入热水水浴式加热器气相进口。4.5.3.6BOG工艺BOG来源：由于吸热或压力变化导致LNG的一部分蒸发为气体（BoilOffGas），本工程中BOG气体涉及：1）LNG储罐吸取外界热量产生的蒸发气体；2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体；3）进入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体；4）卸车时储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体；5）储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体；6）槽车储罐内的残余气体。低温真空粉末绝热储罐日静态体积蒸发率一般为0.3％，这部分气化了的气体如不准时排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。此外，在进行卸车操作时，一方面需要从储罐的顶部进液管喷洒LNG液体以对储罐进行预冷，此操作初期会产生较多的BOG气体，同样需要及时排出。根据本工程的LNG储存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的解决采用复热稳压输出方式。排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需加热、调压后并入用气管网。为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的关闭压力以及储罐的最高工作压力，该降压调节阀的启动压力可设定为高于升压调节阀的关闭压力，且低于储罐设计压力，一般比升压调节阀的关闭压力高约10%～15%。自动排出的BOG气体为高压低温状态，因此需设立BOG加热器。BOG加热器用于加热低温NG，选用一台2400Nm³/h空温式加热器和一台热水水浴式加热器。当冬季NG出口温度低于5ºC时，低温报警并启动热水水浴式加热器，保证冬季NG出口温度不低于5ºC，气体加热后经BOG压缩机压缩至此高压后进入用气管网。4.5.3.7计量加臭工艺根据本站规模，设立2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器，其性能参数如下：进口压力：P1=1.7MPa出口压力：P2=1.6MPa额定通过流量：Q=30000+2400Nm³/h选用流量：Q=40000Nm³/h调压精度：±1%台数：2台（1开1备）出站流量计量选用涡轮流量计，为输配系统的生产运营提供过程参数和累计参数。本站加臭装置以隔阂式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入燃气管道中。加臭装置中设隔阂式计量泵2台，计量筒1个和控制系统1套，加臭剂采用四氢噻吩，加臭量按照《城乡燃气设计规范》规定的加臭剂含量指标进行计算。4.5.3.8安全泄放工艺安全泄压系统重要由安全阀、安全阀出口支管、手动放空支管、放空总汇集管、EAG加热器、阻火器、放散塔组成。根据放散介质的不同，本站内可分为三种不同的安全阀，依次为低温弹簧封闭全启式安全阀、低温弹簧封闭微启式安全阀和常温弹簧封闭全启式安全阀。在每个LNG储罐的内槽及外槽上设立爆破片。为保证储罐安全运营，设计上采用储罐自减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定启动值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达成压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未启动时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运营安全。对于最大工作压力0.60MPa的LNG储罐，设计压力为0.66MPa，减压调节阀的设定启动压力为0.60MPa，储罐报警压力为0.61MPa，安全阀启动压力为0.63MPa。放空系统涉及低温放散系统和常温放散系统，重要由各手动放空支管、安全阀出口支管、汇集管、EAG加热器、阻火器、放散塔组成。4.5.3.9低温放散系统需经EAG加热器加热放空的低温天然气，重要涉及卸车台区、LNG储罐区、低温液相管、增压器区、进主气化器前放空的低温天然气。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，按照规范规定必须进行安全排放，本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、放散管组成。设立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10m高的放散管高点排放，EAG加热器采用1000Nm³/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散管。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警、手动放空、安全阀（并联安装爆破片）保护措施。在一些也许会形成密闭的管道上，设立管道安全阀和手动放散的双重措施。4.5.3.10常温放散系统出主气化器出口放空的常温天然气集中到常温天然气放散总管，无须通过EAG加热器，直接到汇集管上经阻火器、放散塔高点排放。4.6工艺设备选型4.6.1LNG真空储罐根据供气规定、运送能力及未来的发展，按储存2天计算，建设8台150m³低温储罐可以满足供气规定。LNG储罐选用立式LNG金属储罐。重要技术参数如下：最高气相工作压力0.7MPa内胆设计温度-196℃内胆工作温度-162℃物料名称：LNG绝热形式真空粉末外形尺寸ф3700X22280水容积150m³材质内罐材质0Crl8Ni9；外罐材质Q345R接管形式：考虑工艺、安全等因素，拟定所有接管开口均在外罐底部，内罐接管重要涉及：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、上液位计接口、下液位计接口、测满口等，接管材质0Crl8Ni9。安全附件：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。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。4.6.2LNG气化器根据本工程工艺特点，设计采用了空温气化器，共2组，每组7台气化器。空温气化器：空温式气化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。空温式气化器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。气化能力和配置数量的拟定：最大高峰小时气量应达成30000m³/h。由于空温式气化器要定期除霜，定期切换，因此设计选用14台5000Nm³/h气化器切换使用气化器结构形式及材料：由于气化器进口是液化天然气，这就规定气化器的材质必须是耐低温（-196℃）的，目前国内常用的材料为铝合金（F21）；立式，长方体；气化（输送）管路为翅片式。气化器重要工艺参数如下：·设计进口温度/运营进口温度：-196℃/·设计出口温度/运营出口温度：环境温度-10·设计压力：2.5MPa·运营压力：1.6MPa·单台设计流量：5000Nm³/h·满负荷连续运营时间：不大于6小时（夏季）、不大于4小时（冬季）水浴式加热器：数量2台，加热能力为15000+1200Nm³/h。重要工艺参数如下：•设计进口温度/运营进口温度：-196℃/•设计出口温度/运营出口温度：-40～50℃•设计压力：2.5MPa•运营压力：1.6MPa•单台设计流量：16200Nm³/h4.6.3储罐增压气化器为了使储罐中的LNG可以自流进入气化器，必须保证储罐的压力高于气化器。为此设立的储罐自增压气化器，当储罐压力低于设定值时，自升压调节阀启动，LNG进入自增压气化器，气化后的天然气回到储罐顶部，达成储罐增压的目的。本设计考虑设立增压气化器2台，单台气化能力300Nm³/h。重要工艺参数如下：·设计进口温度/运营进口温度：-196℃/-162℃·设计出口温度/运营出口温度：-196℃/-50～·设计压力：1.6MPa·运营压力：0.4～0.6MPa·单台设计流量：300Nm³/h·满负荷运营时间：连续运营4.6.4BOG解决装置BOG（BoilOffGas）是储罐及槽车蒸发气体。低温真空粉末绝热储罐和低温槽车的日蒸发率一般为0.3%，这部分气化了的气体如不准时排出，会使出罐上部气相空间的压力升高。为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。BOG为高压低温气体，低温会对后续设备，如调压器薄膜、密封圈及出站PE管材产生不良影响，因此在设计中设立了BOG加热器，将加热后的BOG送入BOG压缩机增压至1.6Mpa后送入燃气管网。考虑BOG气体产生的连续性及用气的不均匀性，本设计选用一台2400Nm³/hBOG加热器、2台1200Nm³/h的BOG压缩机。考虑项目所在地地处山东，冬季气温较低，故BOG加热器选用空温式BOG加热器和水浴式加热器串联方式。数量1台，加热能力为2400Nm³/h。按工艺技术规定，在BOG解决装置上需设立进、出气附管、安全放散、压力指示接口。BOG加热器重要工艺参数如下：·设计进口温度/运营进口温度：-196℃/·设计出口温度/运营出口温度：-20～50℃/环境温度·设计压力：1.6MPa·运营压力：0.50～0.60MPa·单台设计流量：2400Nm³/h·满负荷运营时间：连续运营BOG压缩机重要工艺参数如下：·设计进口压力：0.7MPa·设计出口压力：1.7MPa·单台设计流量：1200Nm³/h4.6.5安全放散气体（EAG）加热器EAG空温式加热器设备能力按150m³储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，150m³储罐的安全放散量为重要工艺参数如下：·设计进口温度/运营进口温度：-196℃/≮·设计出口温度/运营出口温度：-20~50℃/大于环境温度·设计压力：常压·运营压力：常压·设计流量：1000Nm³/h4.6.6卸车增压气化器由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设立4台气化量为400m³/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPa。LNG进气化器温度为-162℃，气态天然气出气化器温度为重要工艺参数如下：设计进口温度/运营进口温度：-196℃/-162℃设计出口温度/运营出口温度：-196℃/-162℃设计压力：1.6MPa运营压力：0.6MPa单台设计流量：400Nm³/h满负荷运营时间：连续运营4.6.7调压计量加臭撬本设计采用的燃气加臭装置，该装置与计量部分一体化撬装，该装置配备臭剂罐，采用电磁驱动隔阂式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴入，滴入量控制在15～20mg/m³。加臭控制器采用工业单片机，可以根据流量计提供的4～20mA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220V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-4×1.5mm2铠装电缆1条。涡轮流量计规格：DN350设计压力：2.5MPa介质温度：-5～+15℃环境温度：-29～+50℃精度：1.0级计量范围比：1：20介质：天然气流量计具有温度、压力补偿功能。4.7配管设计根据本工程的特点，调峰储备站工艺配管设计重要内容涉及以下几个方面：a.工艺管线设计：涉及低温及常温下的各种工艺管道、管件及阀门；b.安全泄压、吹扫管线设计：涉及氮气吹扫系统、安全放空系统；c.一次仪表安装及管道设计：涉及测量压力、温度、流量等参数的一次仪表安装，以及气动调节阀执行机构的安装；d.管道支吊架设计；e.保冷（保温）及防腐设计。4.7.1工艺管线设计1）低温工艺管线（1）管道材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9（304），符合GB/T14976-2023《流体输送用不锈钢无缝钢管》。规格涉及DN10、DN15、DN25、DN40、DN50、DN65、DN80。（2）管件材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Cr18Ni9，符合GB/T12459-2023标准的对焊无缝管件（冲压）。（3）法兰采用带颈对焊突面法兰，材质0Crl8Ni9，符合HG20592-2023标准；与法兰相应的紧固件采用专用级双头头螺栓螺母（0Cr18Ni9），应通过冷加工硬化。（4）密封垫片采用金属缠绕垫片，金属材料为0Cr18Ni9，非金属材料为PTFE，垫片为C型带外环（突面法兰）。（5）阀门采用专用低温阀门，应满足输送LNG压力（压力级别PN1.6）、流量规定，且具有耐低温性能（-196℃）。重要涉及：专用长轴截止阀、短轴截止阀、安全阀、止回阀等等，此外还涉及气动低温阀门：紧急切断阀、升压调节阀、减压调节阀及管道压力控制阀等。管道阀门选用按照API标准制造的专用液化天然气用不锈钢阀门，钢号为0Cr18Ni9，液相管段采用长轴式，气相管段采用短轴。阀门与管道间的连接可采用焊接型式连接（DN40及以下承插焊，DN50及以上为对接焊）或法兰连接型式。2）常温工艺管线（1）管道小于DN300管道采用无缝钢管，材质20#，符合GB/T8163-2023《流体输送用无缝钢管》，规格涉及DN50、DN80、DN100、DN150、DN250；大于等于DN300管道采用螺旋缝双面埋弧焊钢管，材质为20＃，符合GB/T3091-2023《低压流体输送用焊接钢管》，规格有DN300、DN600。仪表用短管采用焊接钢管，方便套丝。（2）管件材质20＃，符合GB/T12459-2023标准的对焊无缝管件（冲压）。（3）法兰材质20＃，符合HG20592-2023标准的公制突面带颈对焊钢制法兰；与法兰相应的紧固件采用商品级双头螺栓螺母。（4）密封垫片采用柔性石墨复合垫片，芯板采用低碳钢。（5）阀门应满足输送常温NG压力（压力级别PN1.6MPa）、流量规定，重要涉及：球阀、安全阀、逆止阀、仪表用针阀等等。阀门与管道间的连接重要采用法兰连接型式。3）工艺管线计算本工程低温管道管径和壁厚选择遵循以下原则：a.根据规范规定：液相管道流速取1～3m/s，气相管道流速取12～16m/s；b.管道的壁厚按以下公式进行计算，并同时考虑无缝钢管的最小壁厚和现场吊装施工难度选取；S—管子壁厚（mm）；P—管道内压力（MPa）；Dn—管道内径（mm）;［σ］t—计算温度下的管材需用应力（N/mm2）φ—焊缝系数，对无缝管取1.0，对焊接管取0.7～0.8；C—厚度附加值；钢管制造负偏差，腐蚀裕度及螺纹深度，一般取1.5～2mm。4.7.2安全泄压、放空系统设计安全泄压系统重要由安全阀、安全阀出口支管、各手动放空支管、放空总泄集管、EAG加热器、阻火器、放散管组成。1）安全阀根据泄放介质及泄放量的不同，本调峰储备站可分为三种不同的安全阀，依次为低温弹簧封闭全启式安全阀，低温弹簧封闭微启式安全阀和常温弹簧封闭全启式安全阀。在每个LNG储罐的内槽上设立安全阀。（1）LNG储罐安全阀LNG储罐安全阀定压不大于内侧的工作压力，且大于压力报警设定压力值，设计内槽安全阀起跳压力为0.63MPa。LNG储罐安全阀泄放的是储罐上部的气相低温天然气，所以选用低温弹簧封闭全启式安全阀。（2）安全阀计算：本工程根据储罐及管道的安全泄放量，可运用以下公式计算出需选用安全阀的口径;临界条件：Ws—安全阀的放散能力kg/hK—排放系数，与安全阀结构有关，应根据实验数据拟定；无参考数据时，可按下述规定选取：全启式安全阀K=0.60～0.70带调节圈的微启式安全阀K=0.40～0.50不带调节圈的微启式安全阀K=0.25～0.35；Pd—安全阀的排放压力（绝压），Pd＝1.1PsPs—安全阀的整定压力MPaPo—安全阀的出口侧压力（绝压）MPa安全阀最小排气截面积mm2全启式安全阀，即h≥1/4d1时，A=πd12/4微启式安全阀，即h≥1/20d1时，平面密封A=πDh；式中h=安全阀的启动高度mmd1=安全阀最小流道直径（阀座喉径）mmD=安全阀阀座口径mmC--气体特性系数k—气体绝热系数k=Cp/CvM—气体摩尔质量kg/kmolT—气体温度KZ—气体在操作温度压力下的压缩系数2）放空系统设计放空系统涉及低温放散系统和常温放散系统，重要由各手动放空支管、安全阀出口支管、汇集管、EAG加热器、阻火器、放散管组成。如下图所示：低温放散系统：须经EAG加热器加热放空的低温天然气重要涉及卸车台区、LNG储罐区、低温液相管、增压器区放空的低温天然气。常温放散系统：主气化器、水浴式气化器出口放空的常温天然气集中到常温天然气放空总管，无需通过EAG加热器，直接接到DN100的汇集管上经阻火器、至放散管高点排放。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空系统汇集管的末端上，当放空口管处出现着火时可以防止火焰回窜，起到阻隔火焰作用，保证设备安全。4.7.3一次仪表安装及管道设计1）压力表接管压力表必须垂直安装，测量液态天然气时，仪表需与测量点保持同一高度，引出管为水平即可。压力表的引出管都为DN15小管径管嘴，对于管径小于等于DN40的管道，采用异径三通，引出压力表管嘴与三通及管道与三通的焊接都为承插焊；对于大于DN40的管道，采用在管道上钻孔，引出DN15压力表管嘴，管嘴与管道采用环形焊，并需做补强。安装时勿将表壳后部防爆口阻塞，以免影响防爆性能。2）温度计接管温度计保护管直径为φ8，插入长度为50mm（可定做），保护管材料选用不锈钢。管道上钻孔引出φ8温度计管嘴，管嘴与管道采用环形焊，并需做补强，温度计保护管放入管嘴，插入深度符合规定后，管嘴与保护管需做承插焊连接。4.7.4管道支吊架设计根据所要支撑的管道的不同，可以分为常温支吊架和低温管托。常温管道支吊架采用角钢支架，采用的U形螺栓固定，不锈钢管与支架之间采用橡胶衬垫；低温管线采用硬性聚氨脂材料的成型管托，保冷性能与聚乙烯保冷材料相称，根据安装位置的不同，可分为4种型号分别为URHA型、BLXa型、URHD型、URGD型。4.8保冷防腐设计4.8.1低温管道保冷输送LNG低温液体的管线需进行保冷，法兰、阀门均设法兰、阀门保冷套。设计采用深冷型三聚脂结构，保冷结构如下图所示。直管注塑保冷结构1-管道；2-间隔环；3-粘结剂：4-PIR三聚脂；5-外保护层；6-注入孔：7-排气孔本工程液相LNG管道设计温度为-196℃，插值计算复合聚乙烯发泡保冷材料导热系数λ＝0.016W/m℃。D0—保温层外径；Di—保温管道外径；—为表面放(吸)热系数，取8.14W/m2·℃；ta—环境温度，弥勒累年夏季空调室外计算干球温度31.4℃td—露点温度，相对湿度按78％考虑，则露点温度为27.1℃ts—保冷层外表面温度；λ—保冷材料导热系数，架桥聚乙烯发泡保冷材料取0.016W/m.℃t—管道外表面温度，取-196℃4.8.2防腐碳钢埋地管线防腐做法：聚乙烯包覆层，加强级，除锈应达成ST3级的规定。碳钢架空管线防腐做法：除锈后刷红丹两道，调和漆两道。除锈应达成ST3级的规定。4.9自动控制4.9.1设计范围设计范围涉及LNG贮存调峰储备站的仪表和自控设计。4.9.2控制方案及监控菜单4.9.2.1控制方案为保证本站安全、稳定的运营，提高工作效率，本站的相关运营参数采用就地及控制室显示，并通过站控系统对生产过程进行监视和控制。控制室设中央控制台，控制系统采用PC+PLC组成，设立一台上位计算机，配一台21”彩色显示器和一台打印机，通过中央控制台可监视、控制整个调峰储备站运营的全过程，并可计算所需的技术参数，绘制所需的曲线、图形，也可以完毕各种报表及事故报警记录的打印。由于工艺流程较为简朴，整个调峰储备站重要采用常规监控，对于关键参数采用联锁控制。重要联锁控制过程如下：1）LNG气化重要采用自然空温式气化，受季节影响设计较大，冬、夏两季系统运营方式有较大差别。此外，由于站外输配系统采用SPE管道，对输送介质温度的变化范围规定较为严格，也需要严格控制出站NG的温度。因此，本系统设计2种运营状态，由PLC编程进行声光报警并手动切换，分别为夏季、冬季，简述如下：夏季：主空温式气化器每6小时切换运营。冬季：主空温式气化器每4小时切换运营，串联水浴式气化器启动。2）贮槽增压器升压自立式调节阀，贮槽气相压力低于设定值时，自立式调节阀自动启动，增压器开始工作；贮槽气相压力高于设定值时，自立式调节阀自动关闭，增压器停止工作。同时控制室声光报警，提醒值班人员注意相关运营参数是否正常。3）故障状况下，如工艺区燃气泄漏报警、火警等等，控制室声光报警，同时可自动或手动关闭各个贮槽的进出液气动紧急切断阀，或根据故障情况进行总切断。4）各控制阀均设有盘装控制按钮及现场控制按钮，同时在现场和控制室各设立了1个总切断按钮，以便在紧急情况下手动切断。此外，各气动控制阀均设阀位开关，在控制室显示阀的启闭状态，状态转换时进行声光报警。4.9.2.2工艺监控菜单重要需进行监控的工艺参数类型涉及：压力、液位、温度、流量、燃气泄漏、烟感。重要监控菜单如下表所示。

工艺监控菜单一览表项目位置现场显示控制室显示记录报警连锁压力储罐●●●●增压器出口●卸车台液相管●进液总管●●出液总管●●主气化器进口汇管●主气化器出口汇管●●●●低温泵●●●●液位储罐●●●水浴气化器●●●加臭机●●●●温度主气化器出口汇管●●●●水浴加热器●●●●室外温度●低温泵●●●●流量流量计●●●●加臭机●泄漏罐区●气化加热区●计量加臭区●卸车台●锅炉间●烟感变配电、发电机房●4.9.2.3控制盘设计在满足安全生产的前提下，站内仪表系统设计以满足工艺规定为原则，在站内设立控制室，集中显示现场一次仪表的远传信号及泄漏报警信号。本工程根据工艺特点设计2个仪表盘，分别为工艺参数显示及控制盘（1#）和燃气泄漏报警显示盘（2#）。1#盘显示远传参数如下所示：LI1-8：1#~8#贮槽液位PI1-8：1#~8#贮槽压力TIA1：1组主气化器出口温度TIA2：2组主气化器出口温度PIC1：1#贮槽升压自立式调节阀后压力PIC2：2#贮槽升压自立式调节阀后压力PIC3：3#贮槽升压自立式调节阀后压力PIC4~8：4#~8#贮槽升压自立式调节阀后压力PIA：NG出站压力TIC：加臭装置温度TIA3：水浴气化器水温TIA4：水浴气化器气相出口温度TH：大气温度FI：NG流量FIR：NG流量记录FQ：NG流量累计BA：电源ZI：贮槽紧急切断阀阀位ZI：贮槽减压调节阀阀位ZI：水浴气化器管路切断阀阀位1#盘经PLC编程完毕以下控制功能：系统启动运营方式切换放空控制加臭装置控制紧急停车报警器控制在电源进线处设立2KVA，断电延时30min的UPS，在系统短时间停电时能为仪表系统提供电源，监视和记录系统的运营状况，保证系统的安全运营。为防雷及防止过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。在现场也许发生燃气泄漏的场合设立工作稳定，使用寿命长，误报率低的催化燃烧型泄漏检测装置，在燃气泄漏时向控制室的PLC发出声光报警信号。仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。4.9.2.4仪表选型为适应控制系统对现场仪表的规定，现场仪表的选型一方面在性能上必须稳定可靠，在技术上先进而又经济合理的高质量产品。在使用上简朴，维修维护方便，并具有适应恶劣环境的能力。根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-2023第2.5.3条以及根据供配电专业对各工艺装置区的爆炸危险区域等级的划分，爆炸危险区域1区和2区的现场仪表及电动执行机构应选择隔爆型，防爆标志为ExdIIBT4。由于工艺装置区一般设立在露天区，环境较恶劣，现场电动仪表及电动执行机构的防护等级可选用IP65。由于智能型变送器可靠性高、测量范围大、精度高、现场适应性强等特点，故采用智能型变送器对温度、压力、差压信号进行信号远传。—温度电动仪表：采用智能型温度变送器，标准4～20mA输出；—压力电动仪表：采用智能型压力变送器，标准4～20mA输出；—液位电动仪表：采用智能型差压变送器，标准4～20mA输出；—流量智能仪表：标准RS485输出；—电动执行机构：电动执行机构具有就地电控操作和远控操作两种操作方式，将电动阀门的状态在站控室显示，并根据不同的工艺情况对阀门进行远控；1）温度计根据工艺规定，共有13个温度测量点，其中12个报警用的温度计还需加装SBWZCu50I一体化温度变送器，起到远传显示、报警和控制的作用。所测温度处，天然气温度的范围为-10~30℃，热水温度范围为70~95℃，测天然气的温度计和水浴式气化器出口的一个报警用温度计，选用WZC型铜电阻式温度计，水浴式气化器里的1个现场显示用温度计，选用SHV-02型V形工业玻璃温度计。具体参数见下表所述。电阻式温度计变送器工业玻璃温度计型号WZC-230型号SBWZCu50I型号SHV-02分度号Cu50本体防爆本质安全型上体尺寸110×35mm测量范围-50~100电源32VDC测量范围0~100公称电阻50M输入信号Cu50热电阻感温液红色有机液体电阻比1.428输出信号20mADC测量精度1.0级允许误差±0.5%准确度0.2级下体管长100mm实验电压10~100VDC安装位置控制室插入长度100mm保护管材质1Cr18Ni9Ti预热时间8min上体材料铝保护管直径16mm传输方式二线制下体材料黄铜保护管长度250mm连接型式M14×1.5螺纹连接插入长度100mm连接形式M27×2螺纹连接数量12数量12数量12）压力表压力表分为低温压力表、低温远传压力表、常温压力表、常温报警压力表四种。根据所测压力处压力及介质工况的不同选用压力表型式。选用原则：正常使用的测量范围在静压下不超过测量上限的3/4，不低于测量上限的1/4，在波动压力下不应超过测量上限的2/3，不低于测量上限的1/3。压力表选型如下表所示。类型名称低温压力表低温远传压力表常温压力表常温远传压力表型号YTW100TYTW100ZYTZ150TY60TYTZ150T量程范围（MPa）0~0.60~0.60~0.60~0.6表盘直径（mm）10015060150外壳材料不锈钢不锈钢不锈钢不锈钢测量精度1.0级1.0级1.0级1.0级连接形式M20×1.5螺纹连接M20×1.5螺纹连接M14×1.5螺纹连接M20×1.5螺纹连接安装形式径向直接安装式轴向直接安装式径向凸装式径向直接安装式径向凸装式3）流量计流量计根据20230m³／h选型气体涡轮燃气流量计，量程比为1：16，精度为1.0级。涡轮流量计设有压力、温度探头，运用流量计算机把工况流量修正为标准状况下的流量，变送器远传瞬时流量、累计流量信号。4）液位显示装置每个贮槽需设立一套液位显示装置，每套液位显示装置由ITT液位计、压力变送器、压差变送器、压力表组成。以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。具体由贮槽生产厂家设计安装。5）分析仪表在可燃性气体容易泄漏或汇聚的地方设立隔爆型可燃气体检测变送器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。6）调节阀气动紧急切断阀：在LNG罐的液相进出口总管管道上设气动低温紧急切断阀。所有气动控制阀门均带有阀位回讯。自力式调节阀：LNG储罐上降压调节采用进口的低温自力式减压调节阀。LNG储罐上增压调节采用进口的低温自力式增压调节阀。BOG出口设立常温自力式调节阀。7）燃气报警系统燃气泄漏报警根据《城乡燃气设计规范》GB50028-2023，在爆炸危险区域1区和2区内设立可燃气体报警探头，对可燃气体进行连续检测、指示，并将探测参数送至站控室燃气报警器，可燃气体检测报警（高限）设定值设定为不高于天然气爆炸下限的20%。当探测器探测到现场有燃气泄漏时，站控室内燃气报警器声光报警，提醒值班人员作相应的检查。同时将报警信息由可燃气体报警器传送至站控系统PLC。火焰探测系统火灾初期，火焰燃烧表现出特有的特性，即火焰中具有肉眼无法辨别的不同波长的紫外线和红外线。紫外/红外复合型火焰探测器仅对特定的相对短小的波长段敏感，可以最大限度地减少因周边非火灾因素而引起的误操作，并且还带有高感度的传感器，可以用最小的消费电流达成最大的灵敏度，同时增强了对火焰的判断功能，提高了火灾探测的可信度。在站场储罐区相应位置设立紫外/红外复合型火焰探测器，将探测器探测的参数送至站控室。当探测值超过预定阀值时，站控室内火焰探测报警装置声光报警，提醒值班人员作相应的检查。燃气泄漏报警器和火焰探测报警器均采用220V交流电源，并在站控室设立UPS为报警器作为不间断备用电源。4.9.3控制室站控室选择在非爆炸、无火灾危险的区域，建筑耐火等级不应低于二级，内墙抹灰刷白，面积不宜低于20㎡，房间装吊顶以及双层铝合金门窗。站控室的保护措施有：房间设立防静电活动地板并可靠接地；在有外界电磁干扰的情况下，为避免对控制系统的影响，站控室应采用相应的屏蔽措施；考虑对其它灾害的防护，如非法窜入、水害、鼠虫害、雷击等；设火灾检测与报警系统；照明为无眩光或轻微眩光的照明，平均照度为300lx。设立备用照明，其照度不低于30lx；设立疏散照明和安全出口标志灯，其照度不低0.5lx；出口设立向疏散方向启动且能自动关闭的门，并能在任何情况下都能从房间内打开。为保证计算机系统的正常运营，站控室应配备空调设备。其房间的温度及湿度规定如下：温度：18~28℃，温度变化率应小于5℃/h，并不得结露；相对湿度：40~70%。4.9.4仪表供电、防雷及接地4.9.4.1仪表的供电在站控室内设立专用配电箱，专用配电箱由电气专业负责一级配电设计，专用配电箱专为自控系统供电，提供220V交流电源，并运用电力变流装置为自控系统提供可靠稳定的直流电源。并在站控室设立UPS，为计算机系统提供不间断的电源，UPS电源为220V,50Hz单相，功率为2KVA。现场变送器采用24V直流供电，现场电动阀门采用220V交流电供电。燃气泄露报警系统，在停电后仍需连续一段时间监测时，也需采用UPS供电。4.9.4.2仪表的防雷及接地1）为保证设备安全和系统的可靠，在检测仪表信号传输接口、PLC系统的所有I/O点、数据通信接口、供电接口等有也许将感应雷所引起的高压引入系统的部位，应采用防护措施，以避免雷电感应的高压窜入，导致设备损坏。重要的现场检测仪表应具有防雷保护的功能。防雷击或浪涌的保护设备应采用可靠性高，并经实践证明过的优质产品。对于电源接口规定抗浪涌的重要技术指标：抗浪涌能力≥80kA（8/20µs），限制电压≤1.2kV（测试电流：10kA，8/20µs）。数据通信接口和其他的I/O点抗浪涌的重要技术指标：抗浪涌能力≥20kA（8/20µs），限制电压≤40V.2）保护接地：需要做保护接地的自控设备有仪表盘、仪表柜、仪表供电设备、电缆桥架、穿线管、接线盒及铠装电缆的铠装层，以及站控室的防静电地板。故在站控室设立保护接地汇流排，其接地体可与电力系统的接地体共用。现场仪表桥架、穿线管应每隔30m用接地线与已接地的金属构件相连。3）工作接地：电缆的屏蔽层应作接地。现场接线箱内，端子两侧的电缆屏蔽线应在箱内进行跨接。同一信号回路，同一屏蔽层应当单点接地，一般屏蔽接地应在站控室一侧接地。工作接地可与电气专业合用接地装置。这样可减小雷击伤害，减少干扰。接地电阻应不大于1欧姆。4.10公用工程4.10.1土建工程4.10.1.1土建工程的基本条件(1)、风荷载基本风压0.3KN/m2(2)、雪荷载基本雪压0.3KN/m2(3)、气象条件年平均温度12.6(4)、抗震设防烈度：7度4.10.1.2土建工程重要内容根据系统拟定的方案，本工程设LNG调峰储备站。4.10.1.3站场设计原则站场设计应符合日照市城市总体规划的规定。站区内规划、站内外道路、给排水、防洪、防火、防爆、绿化等部分均应在满足有关规范、规定的前提下，注意按功能分区解决，力求统一协调。建筑标准与整个工业园的标准一致并注意格调的协调，使站区内建筑、构筑物做到实用、经济、美观。4.10.1.4LNG调峰储备站土建设计(1)、LNG调峰储备站建构筑物一览表序号建构筑物名称占地面积(平方米)建筑面积(平方米)备注1门卫室5454一层砖混2生产辅助用房207207一层砖混3发、配电、消防泵房144144一层框架4生产调度中心298.08894.24三层砖混(2)、LNG调峰储备站重要技术经济指标LNG站区占地面积:14506.2平方米(围墙以内,约21.76亩)其中：建筑物面积:1299.24建筑物占地面积:703.07平方米绿地面积：2833.6平方米绿地率19.4%4.10.2给排水工程(1).给水系统站内用水由城市市政给水管网供应。其生产用水重要为平常清洁、冲洗及绿化用水,其用水量按5.0m³/d计；生活用水重要为站内工作人员用水，站内工作人员按25人计,其用水量拟定为2.5m³/d。站内室外给水采用PE管；室内给水采用PP-R管。根据生产、生活用水量并满足消防用水量的规定,给水引入管管径拟定为DN150；站内设水表井计量。(2).排水系统站内生活污水经污水管道收集后排入站内化粪池，然后排入站外市政污水管网；站内生产污水重要为设备和场地冲洗水，设备冲洗水具有少量金属腐蚀物及非金属颗粒，采用经排污管收集后排入污水池，经污水池沉淀后，清水自然蒸发，沉淀物就近深埋；场地冲洗水不具有害物质，就近排入雨水沟。站内室外污水管采用HDPE双壁波纹管,管径DN100-DN200；室内污水管采用加厚UPVC塑料管。站内雨水采用水篦子、HDPE双壁波纹管及检查井组织后就近排入市政雨水管网,管径DN250—DN400。(3).消防系统LNG调峰储备站认真贯彻“防止为主,防消结合”的方针,做到方便实用、经济合理.站内消防任务由城市消防系统和站内消防系统共同承担.站区消防设计任务是防火、防爆,扑灭站内零星火灾,控制工艺设备的初期火灾,保护着火部位及其邻近区域,以避免灾害,保证站区及周边安全,并最大限度的减少灾害损失。根据《城乡燃气设计规范》(GB50028-2023)规定:LNG调峰储备站内的消防给水系统由消防泵房、消防水池、消防管道、消火栓及消防水炮等构成,用于消防喷淋、冷却储罐、设备和管道,控制未燃烧的泄露或溢流危险物。站内用水由城市市政给水管网供应,其供水能力须满足消防水池的补水时间不宜超过48小时的规定。LNG调峰储备站内设立单台储量为150m³的LNG储罐共计8台,总储量为1200m³。根据《城乡燃气设计规范》(GB50028-2023)规定:在LNG储罐周边设立防火堤,以保证储罐发生事故时对周边设施导致的危害减少到最低。本工程消防水量按LNG储罐所需消防水量计算。在LNG储罐上设喷淋系统,喷淋水供应强度为0.15L/s.m2,喷淋水压力不低于0.25MPa;喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算,距着火储罐直径1.5倍范围内的相邻储罐按其表面积的一半计算.根据储罐布置的实际情况,单台储罐全表面积约为280m2,按单台储罐着火考虑,经计算喷淋冷却用水量为42L/s;LNG储罐区的室外消火栓用水量为30L/s,火灾延续时间按6小时计算;站内设地下式消防水池2座,其进水由水力遥控浮球阀控制。经计算消防水用水量约为1550m³,本工程设立2座800m³消防水池供消防取水,且消防水池之间设带阀门的连通管。本工程室外消防给水管网为环状布置,采用DN300的PE管。从消防水泵房引两条输水管线向环状管网供水,环状管网上设有6个SS100-1.0地上式消火栓;并设移动式消防水炮4台,放置在消防泵房内备用。消防泵房内设8SA-10型水泵2台(1用1备,互为备用)参数为Q=280m³/h,H=63m,N=75Kw;泵房为半地下式,消防水泵采用自灌式吸水。为有效控制泄露的LNG流淌酿成火灾,在站内设高倍数泡沫系统进行保护。《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(2023版)规范规定:采用发泡倍数为400倍的PF4型水轮式高倍数泡沫发生器和3％的高倍数泡沫液,泡沫混合液供应强度设定为10K/min.m2。根据灌区面积,设计发泡量为10-20m³,用以覆盖储罐区、管道、卸车台泄露计事故积液池内的LNG,使其安全气化,避免危险发生。系统泡沫液的连续供应时间按50min计,泡沫液储备量应不小于1000m³。根据《城乡燃气设计规范》(GB50028-2023)和《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140-2023),本站除设有室外水消防系统外,还应在站区内具有火灾和爆炸危险的生产区、工艺区、建、构筑物等地设立一定数量的干粉灭火器材:其中35Kg推车式干粉灭火器12具;8Kg手提式干粉灭火器24具;4Kg手提式干粉灭火器24具;4Kg手提式CO2灭火器4具。以快速有效扑灭初期和零星火灾。4.10.3电气设计4.10.3.1设计依据①站场总平面图