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。20XX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20XX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183.2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-150/0.6150m32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30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℃主要技术参数:蒸汽水浴式LNG气化器名称单位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h3000设计压力MPa1.6进口温度℃－162出口温度℃不低于5外形尺寸（直径×长度）mm参照图纸换热面积m226.79NG水浴式加热器名称单位技术参数工作介质NG汽化能力Nm3/h3000+500工作压力MPa0.4－0.6设计压力MPa1.6进口温度℃－30出口温度℃不低于5外形尺寸（长×宽×高）mm参照图纸4.4储罐增压器储罐增压设备为2台增压气化器，单台汽化量500Nm3/h，在储罐压力较低时对储罐进行增压。名称单位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h500工作压力MPa0.4－0.6设计压力MPa1.6进口温度℃≥－162出口温度℃≥-145℃外形尺寸（长×宽×高）mm参照图纸主体材质LF21铝翅片管包含构件及设备性能要求同4.2.1及4.2.3章节。4.5系统调压和计量、加臭装置调压计量加臭撬由过滤、主气化器路调压段、BOG路调压段、计量段和加臭段等组成。系统汽化后的气体，经调压加臭后进入管网，主调压路采用2+1型式，BOG路调压段为1+1型式，总体流量为3000+500Nm3/h。主气化器调压段和BOG路调压段汇合后连接计量段和加臭段。调压器采用意大利进口塔塔里尼，并带超压切断功能，双路之间带自动选路功能，每路调压流量均为3000+500Nm3/h。系统中采用美国进口流量计2套，一组安装在总管，流量为3500Nm3/h，另一组安装在中试厂四氧化三钴项目供气支管上，流量为1600Nm3/h，计量部分配流量计算机1台（可满足对两台流量计的控制），可进行温度、压力补偿功能，现场显示流量数值并具备远传功能，系统精度可达到1.5级。流量计管路系统旁通为整个撬站的越站旁通用蝶阀来节流，确保调压器、流量计维修时，仍然继续供气。调压计量之后设加臭装置1套，采用计量泵式加臭系统，由流量计瞬时总量控制加臭量。设备选用沈阳贝尔RJZ2001B－DX自动加臭机，其主要配置有：1套单片机控制系统1台沈阳贝尔电磁驱动隔膜式计量泵1台60L不锈钢储罐（带液位计、加臭剂）1套上料装置1台不锈钢设备箱4.6卸车设备系统设增压能力为300Nm3/h的自增压卸车装置1台，该装置为整体撬装设备，带气液相管路、阀门、安全放散管路及相应的连接法兰，带卸车气、液相金属软管和相应快速接头。名称单位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h300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出口温度℃≥－145外形尺寸（长×宽×高）mm参照图纸连续工作时间h8主体材质LF21铝翅片管4.7BOG系统系统500Nm3/h的BOG加热气化器一台，所有在储存和使用过程产生的BOG气体均通过加热后进入用气管网。名称单位技术参数工作介质NG加热能力Nm3/h500最高工作压力MPa0.6设计压力MPa1.6进口温度℃≥－162出口温度℃不低于环境温度10外形尺寸（长×宽×高）mm参照图纸连续工作时间h8主体材质LF21铝翅片管4.8EAG放空系统放空系统由1台300Nm3/h的EAG加热气化器和放散塔、放散管路组成。名称单位技术参数工作介质LNG、NG汽化能力Nm3/h300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出口温度℃不低于环境温度10外形尺寸（长×宽×高）mm参照图纸连续工作时间h8主体材质LF21铝翅片管4.9系统阀门4.10工艺自控系统4.10.1、自动控制系统描述自动控制系统由现场传感器、变送器及控制设备加上控制室的PLC加工业控制计算机组成，共同完成对LnG气化站的数据采集、记录、查询、报警和设备的自动控制。系统具有手动和自动两种控制方式。中控室监控计算机出现故障，PLC依然能独立和稳定工作。4.10.2控制系统功能◆数据采集、显示、储存、查询功能：系统对现场的压力、液位、温度、流量、阀位及可燃气体泄漏等信号进行实时采集，全站所有设备及受控点的实时运行参数、状态、故障信息及工艺流程图均在计算机屏幕显示并储存，通过曲线、棒图、报表等形式供随时查询；还可对运行方式及参数进行设定和修改。◆控制功能：系统具有手动和自动两种控制方式。手动控制方式是通过在现场的操作箱对储罐进出液阀门进行控制。自动控制方式具有如下控制功能：根据工艺要求可以对进出液阀在计算机界面上进行了远程操作根据需要实现流程的自动化切换（汽化器之间、储罐之间等）及设备的顺序启停；即主汽化器（含水浴式汽化器）之间、储罐之间可依据工况条件（出气口温度、出气量等参数）实现自动切换。对LNG储罐进行排队处理，利用先进先出原则；对工艺流程及设备进行连锁保护,实现系统安全控制；根据NG、LNG两组水浴式汽化器出口NG温度对蒸气入口调节阀进行蒸气量调节，保证出口气体温度大于5℃。根据出站台气体总管的流量进行加臭量的自动控制。◆报警功能：系统具有对各运行参数的上下限值设定，超限自动报警功能。同时对某些参数根据工艺要求进行联锁控制，如液位、泄漏等超规定限值后可自动切断进出液阀。除有声光报警外，还有专用的报警界面和记录，便于查询。◆数据归档和报表功能：系统对采集的数据进行自动归档，储存。形成数据趋势图、棒状图等可供查询、对生产报表进行自动编制，完成日报、周报、年报等报表可供打印。◆操作权限管理功能：系统有对操作权限的管理功能，对不同管理权限的人员可以设置不同的密码，保证系统设置的参数不被无权限人员修改。提高系统的安全性。4.11消防系统主要包括：◆紧急关闭系统：每个储罐上都应装备紧急关闭系统(ESD)。

◆火灾和泄漏监控系统：主要包括设置在气化器里的碳氢化合物泄漏检测器和设置在大气中的可燃气体检测器，在气化区、储罐区设置的紫外线，在值班室、控制室设置的烟气检测器以及用来检测LNG是否泄漏的低温检测器。◆罐区喷淋系统：采用固定水喷淋装置，并将储罐喷淋系统与消防水系统地下管网连接。4.12防雷、防静电接地气化站工艺装置属于第二类防雷建构筑物，气化站采用防雷防静电综合接地系统，接地极采用G50镀锌钢管，连接线采用－45x4镀锌扁钢，连接线与垂直接地极可靠焊接，并在焊接处作防腐处理，埋深为0.7m，接地电阻小于4Ω，测试点不少于10点。（1）重要工艺设备如储罐、主空温式气化器等主要工艺设备两处以上接地，接地点沿设备外围均匀布置；其它工艺设备单点接地。储罐区储罐壁厚大于4mm，可利用其本体做接闪器避雷。（2）管道上的所有法兰盘连接处均应采用编织铜线跨接（当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不设跨接），所有管道和管道支架间隔20-30米（3）在槽车卸车处设接地接线柱。（4）放散塔上端设置接闪器。（5）站外附属用房接入站内综合接地网进行防雷防静电处理，配电间、仪表间地面面层采用绝缘橡胶垫。4.13工艺管网系统4.13.1低温区空温式气化加热器前配管均属低温区。管材及相关管配件均采用不锈钢304（OCr18Ni9）,管材标准为GB/T14976-94;管件标准GB/T12459－2003；阀门采用不锈钢低温焊接阀门。密封垫片采用C型不锈钢金属缠绕垫片，非金属材料为PTFE。法兰材质为用不锈钢304（OCr18Ni9），符合HG20592-97标准的公制凸面带颈对焊钢制法兰；与法兰相应的紧固件采用专用级双头螺栓螺母，应经过冷加工硬化。储罐根部截至阀、切断阀、升降压阀须采用进口优质阀门，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，阀门与管道间的连接可采用焊接型式或法兰连接型式。保温材料采用聚氨脂材料，外壳采用不锈钢皮(t=0.5mm)包装。4.13.2常温区空温式气化加热器后的配管均属常温区。除水浴式复热器前的管材及相关管配件采用不锈钢304外，其余管材及相关管配件采用20#无缝钢管,管材标准为GB/T8163-99或GB9711.2－99;管件标准为GB/T12459－2005；阀门选用天然气专用阀门，采用凸面带颈对焊法兰连接。密封垫片采用柔性石墨复合垫片，芯板采用低碳钢。4．14氮气系统用于系统的预冷、吹扫和气动阀门执行动力。包括液氮、氮气汇流排、氮气钢瓶等。五、LNG的危险性

1低温的危险性：LNG的储存和操作都存低温下进行，一旦发生泄漏，会使相关没备脆性断裂和遇冷收缩，从而破坏设备，引发事故。并且，低温LNG能冻伤操作人员。

2火灾危险性：天然气与空气混合能形成爆炸性混合气体，爆炸极限(体积分数)为5％～15％。如果存在火源，极易着火燃烧，甚至爆炸。3对人体的危害：虽然LNG蒸气无毒，但是如果吸进纯的LNG蒸气，人会迅速失去知觉，几分钟后死亡；当大气中氧的含量逐渐减少时，工作人员可能警觉不到而慢慢地窒息。六、燃气知识1、什么是液化天然气？

答：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。2、什么是压缩天然气？

答：压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同。可作为车辆燃料利用。3、天然气中都有哪些成份？

答：以甲烷为主，含量高达95.9%，其次是乙烷、丙烷、二氧化碳等。4、天然气的热值是多少？

答：天然气的低位热值约为每标准立方米35兆焦耳。5、天然气是否有毒？

答：天然气中所含的甲烷、乙烷、丙烷和丁烷等，它们本身都是无毒的，但在空气中达到一定浓度时可使人窒息。

6、户内发现天然气泄漏怎样处理？

答：首先，要迅速关闭室内天然气表前阀门，打开门窗，通风