分输站及LNG气化站的建设方案

1、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：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 1.2分输站工艺设备及

2、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

3、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

4、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5m,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

5、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50m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5.0m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

6、、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

7、，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；

8、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

9、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。2LNG气化站工艺技术方案2.1 LNG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L

10、NG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 2.2 LNG气化站工艺参数及流程详述2.2.1工艺参数（1）设计压力150m低温储罐工作压力 0.8MPa

11、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 -196LNG空温式气化器后设计温度 -20+60NG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 4000Nm/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0.40.7兆帕，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

12、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

13、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。2.3 LNG气化站设备选型1)LNG储罐本项目确定选用150m低温储罐3台，可储存天然气约27104Nm。其主要技术参数如下表：150 米LNG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950

14、2储存介质LNG珠光砂(夹层)03直径（mm）3200372004高度（mm）22200总高05材质0Cr18Ni916MnR06设计风速（m/s）/20.307设计温度（oC）19650-395008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%RT级100UT+100PTI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

15、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

16、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：00.8Mpa 单台流量：000Nm3/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-

17、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，设计配置台增压器，每台储罐配置台，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：200Nm3/h 满负荷连续运行时间：6小时5）BOG加热器BOG产生主要在卸车阶段，根据本站卸车及储存设计参数计算需配置1台BOG加热器

18、，设计流量500Nm3/h。BOG加热器选用空温式加热器，加热器主要由加热部构成，其结构原理图如下所示。BOG加热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：20-50/常温 设计压力：1.6Mpa 运行压力：0-0.8Mpa 设计流量：500Nm3/h 满负荷连续运行时间：8小时6）EAG加热器EAG加热器用于加热自动或手动放空的低温NG。设计配置1台EAG加热器，设计流量400Nm3/h。EAG加热器选用空温式加热器，加热器主要由加热部构成，其结构原理同BOG加热器。主要工艺参数如下： 设计进口温度/运行进口温度：196/162

19、设计出口温度/运行出口温度：2050/常温 设计压力：1.6Mpa 运行压力：0-0.8Mpa 设计流量：400Nm3/h7）水浴式电加热器水浴式加热器根据热源不同，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采用电加热式。其结构原理图如下：水浴式电加热器结构原理图工程设计考虑设置1台水浴式加热器，单台加热能力4000Nm3/h。该设备为将低温NG升温而设置，对空浴气化器起辅助升温作用。当空温式气化器出口温度低于0时，气化器出口气体进入水浴式电加热器，与热水换热后再进入调压计量。主加温管路主要工艺参数如下： 设计进口温度/运行进口温度： -4050/-15 设计出口温度/运行出口温度：4050

20、/015 设计压力：1.6Mpa 运行压力：0-0.8 Mpa 设计流量4,000Nm3/h。8）调压计量橇及加臭设备调压设备主要是对气化器气化后出站气体进行压力调节，从而可以保证管网所需稳定的供气压力；计量设备则主要完成对于商业供气流量精确计量。调压设置为2路主调压，1路BOG路调压+1路旁通，并带有超压切断保护装置。其主要工艺设计参数如下： 设计温度：-20-50 设计压力：入口压力 0.40.8MPa 出口压力0.2-0.4 MPa 单路调压设计流量：主路4000Nm3/h（BOG路500Nm3/h） 出口超压保护设定值： 依据实际出口压力确定计量段采用1+1结构，1路计量1路旁通，每路

21、路设置气体涡轮流量计一台，计量精度1.0级，量程比大于1 :16，可满足工程4000 Nm3/h的计量及精度要求。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。加臭设备与分输站共用，其设备为橇装型设计，加臭机采用双路双泵设计。其加臭泵可以根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。具有运行状态显示，定时报表打印等功能，运行参数可设定并修改。2

22、.4 LNG气化站配管设计根据本工程的特点，LNG气化站配管设计主要内容包括以下几个方面： 工艺管线设计：包括低温及常温下的各种工艺管道、管件及阀门 安全泄压、吹扫管线设计：包括氮气吹扫系统、安全放空系统 管道支吊架设计 保冷（保温）及防腐设计2.4.1、工艺管线设计一、低温工艺管线1）管道材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合GB/T14976-2002流体输送用不锈钢无缝钢管。配管用标准外径采用HG20553规定之“”系列，壁厚采用SH3405（壁厚系列为SCH20s）；2）管件材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合GB/12459-2005标准的对焊无缝管件（冲压）；

23、3）法兰材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合HG20592-2009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（0Cr18Ni9），应经过冷加工硬化；4）密封垫片采用C型不锈钢金属缠绕垫片，金属材料为0Crl8Ni9，非金属材料为PTFE。5）阀门采用专用低温阀门，应满足输送LNG压力（压力级别PN2.0Mpa）、流量要求，且具备耐低温性能(-196)。主要包括：专用长轴截止阀、短轴截止阀、闸阀、三通阀、安全阀、止回阀等等，另外还包括气动低温阀门：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

24、钢阀门，钢号为0Cr18Ni9，保温管段采用长轴式，不保温管段采用短轴。阀门与管道间的连接可采用焊接型式连接（DN40及以下为承插焊，DN50及以上为对接焊）或法兰连接型式。二、常温工艺管线1）管道材质20#钢，符合GB/T8163-2008流体输送用无缝钢管。规格包括DN40、DN50、DN80、DN125、DN150。仪表用短管采用焊接钢管，方便套丝。2）管件与管道相同（或相匹配）技术要求；常温弯头按管线要求的材质选用1.5DN无缝弯头。3）法兰材质为20#钢，符合HG20592-2009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商品8.8级双头螺栓螺母；4）密封垫片采用C型不

25、锈钢金属缠绕垫片，金属材料为0Crl8Ni9，非金属材料为PTFE。5)阀门采用适合天然气用球阀，阀体材料为WCB，采用RF法兰连接型式，公称压力位PN1.6MPa，当阀门口径小于DN150时，采用手柄传动方式，当阀门口径大于等于DN150时，采用涡轮蜗杆传动方式。2.4.2安全泄压、放空系统设计安全泄压系统主要由安全阀、安全阀出口支管、各手动放空支管、放空总汇集管、EAG加热器、阻火器、放散塔组成。一、安全阀及爆破片根据泄放介质及泄放量的不同，本气化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储罐的内槽及外槽上设置

26、爆破片。1）LNG储罐安全阀及爆破片LNG储罐安全阀定压不大于内槽的设计压力，且大于压力报警设定压力值，设计内槽安全阀起跳压力为0.64MPa，设内槽爆破片爆破压力为0.68MPa。外槽爆破片由储罐生产厂家根据国家有关规范设计安装。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，口径为DN25。2）管道安全阀管道安全阀数量及规格如下表所示。管道安全阀一览表序号位置介质温度介质流态口径安全阀形式数量1储罐增压器出口低温气相DN1520弹簧封闭全启式32LNG储罐气相出口低温气相DN2540弹簧封闭全启式63进液管低温液相DN1520弹簧封闭微启式14进增压器管

27、低温液相DN1520弹簧封闭微启式15进主气化器低温液相DN1520弹簧封闭微启式16主气化器出口常温气相DN5065弹簧封闭全启式47BOG气化器出口常温气相DN2532弹簧封闭全启式1二、放空系统设计放空系统包括低温放散系统和常温放散系统，主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。系统组成如下图所示。放空系统组成图低温放散系统：须经EAG加热器加热放空的低温天然气主要包括卸车台区、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。常温放散系统：出主气化器、水浴式气化器出口、LNG气化站调压装置放散、门站进口超压放散、门站系统各汇管放散等

28、放空的常温天然气集中到DN100的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、放散塔高点排放。阻火器选GZ-1型DN100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。2.4.3管道支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。常温支吊架包括常温裸管滑动架采用的U型螺栓和常温裸管固定管道支架；由于低温管线采用聚乙烯保冷材料，其为软性，在管架或管墩上对管道起不到支撑作用，低温管托选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当，根据安装位置的不同，可分

29、为4种型号分别为URHA型、BLXa型、URHD型、URGD型。常温裸管滑动管架采用U形螺栓固定，螺栓材料为碳钢，螺母采用GB6170-86，材料为碳钢。2.4.4保冷及防腐设计一、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。设计采用架桥聚乙烯发泡保冷结构，可采用工厂预制或临时模板现场发泡施工。直管注塑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注入聚氨酯发泡；5外保护层；6注入孔；7排气孔目前LNG工程较多使用的保冷材料为泡沫玻璃或PIR(聚异三聚氰酸酯)1PIR（聚异三聚氰酸酯）其材质特性：1）导热性能极优，为所有保冷材料之首；2）防火性能

30、符合GB 8624 难燃B1级、美国ASTM E 84标准；3）在超低温环境下使用具有抗压性强、导热系数低、尺寸稳定性极佳等优异性能；4）裁切成型可满足各种厚度的复合式多层机构设计要求，确保施工质量；5）使用温度范围可达-196 - +130；性能参数如下表：项目单位数值密度Kg/m340导热系数W/m-K0.0231(+40)0.0218(+20)0.0212(+10)0.0205(0)0.0199(-10)0.0193(-20)0.0186(-30)0.0173(-50)0.0142(-100)0.0130(-120)0.0105(-160)抗压强度10%（常温）KPa各方向220（23）

31、各方向280（-165）吸水率%2.5水蒸气透湿率G/(m2.h)0.8线性热膨胀系数M/(m.k)7010-6(23)氯离子含量ppm60燃烧性能火焰燃烧速率-5烟密度发散等级-0氧指数%32垂直燃烧-平均燃烧时间20s平均燃烧高度150mm烟密度502. 泡沫玻璃其材质特性：1）使用范围广，-200 - +500；2）耐火性能高，属于不燃材料；3）抗压强度高；4）线性膨胀膨胀系数大；性能参数如下表：项目单位数值密度Kg/m3160200导热系数W/m-K0.050.07(+29.5)0.015(-52.3)0.007(-158)抗压强度KPa1150（5%变形）吸水率%0.2使用温度-20

32、0500PIR（聚异三聚氰酸酯）是目前使用较多的新型专业深冷绝热材料，其性能较泡沫玻璃的优势在于质量轻，易于安装且保冷效果好，保冷层材料的使用量在同等条件使用下较泡沫玻璃少。本工程设计使用PIR（聚异三聚氰酸酯）作为保冷材料使用，其安装形式为在工厂内一次成型，现场拼装。其结构为：保冷层-防潮层-保护层。保冷层位PIR材料、防潮层采用石油沥青玛帝脂玻璃纸，保护层为镀锌铁板或铝皮。二、防腐所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，其中埋地管道采用三层“PE”防腐，地上管道（包括地沟内管道）采用环氧富锌漆底漆和氯磺化聚乙烯面漆防腐涂料。作法为：环氧富锌底漆一道，中间漆两道，氯磺化聚乙烯面漆两道

33、。3公用工程3.1建筑结构本工程土建部分内容包括：办公楼、材料仓库、辅助用房（发配电间）、消防泵房、门卫、道路、围墙、设备基础等。本工程土建内容见下表。场站建构筑物一览表序号工程内容规格单位数量备注1综合办公楼m21200框架2消防水池*2M32*800钢筋混凝土3消防泵房及配电间m2框架4材料仓库m210005实体围墙H=2.2米m6钢花围墙H=2.2米m7大门座2不锈钢8道路及广场面积m2混凝土3.1.1建筑设计建筑设计应符合临海市总体规划和各地区详规要求，与周围建筑布局相适应，所有建构筑物及设备外形在充分满足使用功能的同时，适当提高标准，造型、色彩注意与周围环境协调，以美化城市形象；结合

34、消防安全的要求，布置绿化。建、构筑物使用的钢材为普通A3钢、16Mn的线材，水泥品种一般采用普通硅酸盐水泥，并根据建、构筑物的特点和所处的环境条件选用添加剂；砖砌体采用Mu10空心粘土砖, M6.5水泥砂浆及M5混合砂浆分别砌筑地下及地上部分。3.1.2结构及基础设计根据建筑使用功能要求及其重要性，站内建筑物采用砖混结构或框架结构，办公楼、压缩机房及LNG储罐采用桩基础，其他建构物均为C15混凝土条形基础或独立基础。道路地坪设计时，考虑大型货车通过，道路按照300毫米厚C25混凝土路面，其它道路按照200毫米厚C25混凝土路面设计。3.1.3抗震设计江门民用建筑抗震设防烈度为7度。结构设计时考

35、虑设置地圈梁及构造柱作为抗震的措施,重要建筑如消防泵房以及液化天然气储罐基础抗震设防烈度按8度设防。3.2电气工程3.2.1 设计范围本工程电气设计范围以外部供电电源进入工程中各设计子项围墙边界处为界，LNG气化站内用电设备及其构（建）筑物的动力配电、照明配电、电气控制，以及防雷（包括防直击雷、防感应雷及雷电波侵入）、防静电及接地保护等内容。本工程供电负荷按二级负荷设计。3.2.2负荷计算本工程主要生产用电负荷应考虑LNG水浴式加热器、消防泵房用电、办公楼用电及材料仓库用电，主要用电负荷按照300KW考虑，本工程设计采用315KVA变压器。3.2.3 配电设计站内变配电采用户外箱变型式。10K

36、V系统采用单母线不分段； 10KV配电设备采用HXGN-12环网柜，主进线柜开关采用真空断路器弹簧操作型式，操作电源采用220V,AC电源，出线柜采用负荷开关+熔断器组。继电保护设置电流速断、过电流及过负荷保护。变压器选用二台SC(B)10-315KVA节能型干式变压器，0.4KV配电柜选用GGD3系列固定式开关柜,采取单母线不分段型式，电缆放射式配电。3.2.4 电能计量10KV电源进线端配置有10KV专用计量柜及计量表计；低压侧0.4KV照明负荷配置单独计量表计。3.2.5 电容补偿本站内无高压用电设备，故系统电容补偿采用0.4KV低压母线上集中自动补偿，补偿后功率因素达0.90以上，补偿

37、装置选用智能模块化电容补偿器。3.2.6 起动及控制站内0.4KV较大功率的电机设备均采用软起动方式，其它小型设备采取直接起动方式。消防级负荷用电采用双电源双回路供电，消防用电设备在最末一级配电箱采用双电源自动切换开关实行自动切换。控制：控制方式采取两级控制方式，即就地手动和控制室计算机自控方式相结合，并可选择切换，便于调试及检修。消防用电设备于控制室设置强制启动装置。3.2.7 气体检测站内相关防爆区域内均设置可燃气体检测装置，在值班控制室实现声光报警，联动控制排气风机及停止相关工艺装置。并通过通信网可直接将信息送至城市消防信息网。3.2.8 防爆及线缆防爆区域内的所有电气设备选用dBIIT

38、4及以上级别防爆电器，进入防爆区域的各类线缆采用阻燃线缆。消防设备选用耐火电缆。站区各动力、照明电缆电缆沟、穿管和直埋地敷设相结合，防爆区域内电缆沟用细沙填封。各电缆穿管两端须可靠接地，管口必须严密填封。钢管连接的螺纹部分应涂铅油或磷化膏防腐。3.2.9 照明设计在保证照度的前提下优先采用高效节能灯具和使用寿命长且显色性好的光源。防爆区域内的照明灯具以高压钠灯或高强度气体放电灯为光源的防爆等为主，适当辅以防爆荧光灯，各灯具均配置节能型整流器及本体电容补偿装置；非防爆区域以高效荧光灯为主，适当辅以部分装饰等具，各灯具均配置节能型电子整流器。场平面采用中杆路灯，灯具选用节能型的泛光无极灯。照明负荷

39、计算容量Pj=193.9KW,照明配电系统采用0.4KV低压母排电缆放射式配电方式，路灯照明采用门卫室集中控制，手动自动可选。加气棚、压缩机橇内、变配电室、控制室、发电机房、消防泵房等重要场所应急照明，采用EPS做应急照明电源。3.2.10 防雷、防静电及接地保护整个工程按二类防雷接地标准设计：防直击雷：以避雷带和避雷针相接合作接闪器。防感应雷：各及配电装置上均设置防感应雷专用避雷器。防静电：各防爆区域内的工艺设备、管道均做静电接地措施。等电位：各构（建）筑物均采取总等电位联结措施。接地保护：接地系统采用TN-S系统，各电气设备外壳、线缆穿管（金属管）、电缆金属保护层等均须做好PE保护。接地装

40、置以人工及自然接地装置相结合，防雷、防静电及接地保护共用联合接地装置，要求接地电阻小于4欧。3.3自控仪表设计3.3.1设计依据城镇燃气设计规范GB50028-2006；工业自动化仪表工程施工验收规范GB 50131-2007 ；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-200；石油化工自动化仪表选型设计规范SH3005-1999；石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999；石油化工仪表供电设计规范SH3082-2003；石油化工仪表供气设计规范SH3020-2001；石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则SHB-Z06-1999；3.3.2控制方案为保证本站

41、安全、稳定的运行，提高工作效率，本站的相关运行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。控制室控制系统采用点对点数显仪表形式，通过控制盘可监视、控制站内各系统运行的全过程。同时考虑到整个系统的安全性，同时布置按钮操作柱和操作盘，可通过按钮开关对现场设备进行操作。1. LNG气化站控制方案由于工艺流程较为简单，整个气化站主要采用常规监控，对于关键参数采用联锁控制。主要联锁控制过程如下：1）主空温气化器出口温度检测超限，根据温度变送器设置温度超限自动声光报警，提醒值班人员注意检查出气温度，以及相关运行参数是否正常，是否手动启动水浴式加热器。紧急状况下，自动切断主空温式气化器

42、进口阀。2）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。3）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置了1个总切断按钮，以便在紧急情况下手动切断。另外，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。对LNG贮存气化站的工艺变量、设备状态及其它过程变量进行巡回监测和数据处理；2. 天然气分输站主要实现一些基本的参数记录及简单的控制功能，在有人值守时，采用的控制策略为报警及手动切断控制。3.3.3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

43、工艺要求为原则，在控制室内集中显示现场一次仪表的远传信号及泄漏报警信号。本工程中LNG气化站、分输站各控制盘主要显示项目如下：1. LNG气化站项目位置现场显示控制室显示报警连锁压力储罐+贮槽增压器出口+卸车台液相管+进液总管+主气化器出口汇管+出口总管+液位贮槽+温度水浴式换热器出气汇管+水浴式换热器进水管+流量流量计+泄漏罐区+气化加热区+卸车区+调压区+2. 分输站进、出站参数功能指示记录累计流量+压力+温度+设置断电延时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行状况，保证系统的安全运行。为防雷及防止过电压，在仪表及控制盘内电源进线处设有电涌保护器。

44、在现场可能发生燃气泄漏的场所设置工作稳定，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发出声光报警信号。仪表系统的保护接地和工作接地接入厂区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。3.3.4仪表选型一、温度计根据工艺操作控制要求设置温度测量点一体化温度变送器选用天津欧迪集团有限公司的WZPK-246型隔爆型铠装铂热电阻，附保护套管。温度便送器主要技术参数如下：工作电压24VDC；输出信号：2线制，4-20 mA输出；带本地显示；适应温度：-4070；防护等级：IEC IP65;防爆等级：隔爆型。二、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。压力变送器选用智能压