营口LNG气化站工艺设计.docx

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营口LNG气化站工艺设计

毕业设计

营口LNG气化站工艺设计

院系名称：

石油天然气工程学院

专业名称：

油气储运专业____________

学生姓名：

______________

学号：

27_________

指导教师：

________________

完成日期2011年4月15日

营口LNG气化站工艺设计

摘要

本文是以营口仙人岛能源化工区的临时LNG气化站为研究对象进行的初步工艺设计。

设计内容包括：

LNG临时供气站平面布置、LNG储存及气化、电水浴式加热器、卸车系统、调压、计量、加臭等所有工艺设备的研究。

设计说明书主要介绍了临时气化站的工艺流程，设备运行的原理等概况。

计算说明书则包括了LNG储罐的选材、选型，汽化器的简要计算，用电安全，消防用水量，节能损耗。

关键词：

气化站；LNG；LNG储罐

TechnologyDesignofLNGVaporizationInTheYingkou

Abstract

Thispaperdoesthepreliminarytechnologicdesign,whichchoosesthetemporaryLNGgasificationstationintheenergyandchemicalindustryzoneoftheYingkoufairyislandasthestudyobject.ThecontentsofthepaperincludeoftheLNGstationlayoutoftemporarysupply,LNGstorageandvaporization,electricbathheater,unloadingsystems,surge,measurement,odorizationandalltheotherstudyofpoccessequipment.Designspecificationintroducesatemporarygasificationstationprocessandtherationaleofequipmentoperationoverview.CalculationmanualincludetheLNGtankselectionandmaterialselection,carburetorbriefcalculation,powersafety,fireconsumptionandenergyloss.

Keywords:

gasificationstation;LNG;LNGstoragetank

第一部营口LNG气化站工艺设计说明书

第二部营口LNG气化站工艺计算所明书

第一部营口LNG气化站工艺设计说明书

前言

2009年3月12日，中海油与辽宁省政府高层会议确定中海油锦州25-1南油气田天然气从营口仙人岛登陆。

2009年9月25日，中海油气电集团与营口市政府签署《清洁能源供应和利用合作协议》。

在营口仙人岛能源化工区，中海石油（中国）有限公司将建设陆地终端处理厂，中海油气电集团将建设天然气首站和液化厂，上游海气登陆时间计划为2011年7月。

营口仙人岛城市开发建设投资有限公司（简称仙人岛城投），负责仙人岛能源化工区市政设施建设。

为了向园区企业提供蒸汽，仙人岛城投计划在园区内首站东边建设供热站，计划2010年7月建成投产。

供热站规模：

2台20吨/小时蒸汽锅炉，每年10月至次年5月份对天然气需求量为8万方/日，6月至9月天然气需求量为4.5万方/日，年天然气需求量约2500万方。

但由于上游海气登陆时间计划为2011年7月，供热站计划2010年7月建成投产，之间存在约1年的天然气供应空挡。

由于上游海气登陆时间与供热站计划投产时间之间存在天然气气源供应间隔，并结合本项目总体规划不浪费、可再用的原则，故采取先建设一套小型LNG储罐和气化装置、配套铺设相应管线、从市场采购LNG形式向该用户供气，满足用户在海气登陆前1年的用气需求。

临时气化站的设计处理规模：

4.5~8×104m3/d，供气压力0.4MPa，供气温度0~35℃。

工艺流程如图1-1所示：

图1-1营口LNG气化站工艺设计流程图

第一章LNG临时供气站站场设计方案

新建站选址位于业主天然气液化厂工程征地范围内，位于液化厂储罐区位置。

由于该项目的临时性，且与液化厂建设时间存在间隔，同时考虑临时供气站的建设及使用不应影响液化厂施工建设，则选择液化厂罐区东北部为临时供气站站址。

临时供气站设计了LNG储罐、储罐增压、LNG气化、天然气加热、调压计量及加臭装置，同时配套了消防系统、供配电系统、以及道路、土建、自控等设施。

1.1LNG储罐建设规模

由于LNG为低温深冷介质，相关工艺设备及设施应具有可靠的低温深冷性能，特别是储存设备应至少满足耐低温-162℃以下，应达到-196℃。

而LNG储罐通常为常压低温双层储罐。

根据仙人岛供气项目要求，设计日最大供气能力8万方（约130方LNG），储备天数为3天，同时综合考虑储罐运输及施工安装过程中场地的要求等限制，本项目所选用的储罐容量均小于200m3。

1.2站场工艺流程部分

1.2.1工艺流程

该站为LNG供气站，具备卸车、储存、气化、加热、外输等功能。

LNG通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过卸车增压器对罐车集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。

非工作条件下，贮槽内LNG贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.6MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。

增压后的低温LNG自流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℃，压力在0.4～0.6Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温。

最后经加臭、计量后进入输配管网送入用户。

工艺流程详见附图1。

（1）低温槽车卸车工艺

LNG与环境有很大温差，所以LNG卸车不需要额外消耗动力，可以利用温差进行。

低温槽车一般有两个接口，一个液相口，一个气相口。

卸车过程中，液相口经管道连接到站内低温储罐的进液口，用来输送液体；而气相管道的作用是在液体卸完后回收槽车内气体。

利用槽车自身的增压装置给槽车储罐升压，使其压力比站内储罐压力高0.1MPa以上，然后打开液相阀门，液体便流入LNG站内的储罐。

液体卸完后，通过气相管将槽车内的气体回收到BOG储罐中，卸车完成。

（2）低温储罐与压力式低温储存

LNG气化站采用的是压力式低温储存方式，即储罐工作在承压的低温状态下。

储罐工作压力一般选在0.3～0.6MPa，工作温度在-162℃左右，低温储罐的设计压力一般在0.8MPa左右，设计温度为-196℃（即LNG储罐材质允许最低使用温度）。

低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢（0Crl8Ni9）；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。

外壳不接触低温，采用容器钢制作。

绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。

（3）低温储罐的减压

为了防止热泄漏引起的罐内压力升高，压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力。

在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出；当压力降回到设定值以下时，减压阀自动关闭。

释放出的气体一般不排人大气，后续的工艺会将其回收利用。

（4）低温储罐的增压

低温储罐的出液以储罐的自压为动力。

液体送出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。

因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。

储罐的下面设有一个增压气化器和一个增压阀。

增压气化器是空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。

增压阀与减压阀的动作相反，当阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭。

增压过程如下：

当罐内压力低于增压阀的设定值时，增压阀打开，罐内液体靠液位差缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。

气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。

这时，增压气化器内的压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。

（5）气化、调压和BOG气体处理

LNG的气化及调压工艺流程中的气化器一般采用空温式气化器，充分利用LNG的冷能，节省能源。

气化时，打开储罐的自增压系统，将LNG送至主气化器，在气化器中液态天然气（LNG）与空气交换热，发生相变，产生气体。

经空气气化器和空气加热器后的天然气，夏季温度最高达到20℃，冬季不低于-25℃。

但在寒冷地区，冬季环境温度很低的情况下，会使得气化后的气体温度很低（一般比环境温度低10℃），后续的管道、设备等可能承受不了。

因此，气化后一般要经过加热装置将气体升温，以便达到允许的温度，加热装置一般用温水加热方式。

为保证冬天供气温度高于5℃，在调压计量撬前安装一台电水浴式加热器。

若电水浴式加热器入口前的温度低于5℃，则应开启电水浴式加热器将其升温，直到符合要求。

液态天然气（LNG）储存过程中会有少量的蒸发气（BOG）产生，BOG通过空气加热器升温后，与气化后的天然气一并经过调压、计量、加臭后，输入管网供下游用户。

调压与BOG气体的处理要结合起来考虑，使得BOG得到回收利用。

储罐和其他部位产生的BOG气体经加热后，经调压、计量、加臭后进入出站管道。

（6）安全放散气体（EAG）处理

LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161．5℃，常压下储存温度为-162．3℃，密度约430kg/m3。

当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。

当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。

当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。

为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

1.2.2平面布置

LNG临时供气站的平面布置应满足LNG槽车进出站场方便、站内工艺流程顺畅、消防、安全、施工等要求，并考虑到站址的地形、地质、气象等自然条件。

平面布置要满足国家有关技术、安全、防火等标准规范的要求，做到节约用地、节省投资。

为满足生产及消防需要，工艺站场道路宽6m，同时设有环形消防通道，并与站外道路相接。

道路转弯半径为15m，满足目前国内最大的LNG槽车运输、回转的需要。

平面布置图详见附图2，该供气站约占用土地面积5643.6m2，折合8.5亩。

第二章气化站配套工程说明

2.1自控

仙人岛能源化工区供气项目为临时供气项目，为了气化站设施能够异地重复利用，气化站的LNG低温贮罐及阀组、空气气化器、电水浴式加热器、卸车橇、调压计量加臭橇等所有工艺设备要求整体撬装设计，能够便捷地拆装、运输。

配套公用设施尽可能考虑撬装设计。

整体采用PLC控制，各撬之间具有连锁控制功能。

仙人岛能源化工区临时供气项目拟建设内容：

150m³真空储罐3个，卸车系统、气化系统、调压计量装置、配套公用设施。

2.1.1设计原则

（1）本着安全可靠、操作平稳、数据准确、科学管理的原则，实现远距离的数据采集、监视控制；

（2）对LNG气化站运行的全过程进行实时监测，对关键参数实施自动控制；

（3）采用具有高可靠性、高稳定性和可维护性的、先进适宜的自动化软、硬件，保证LNG气化站安全、高效、平稳运行；

（4）选用性能价格比高的仪表和系统。

2.1.2设计的主要内容

（1）压力检测（包括：

压力检测、流量压力补偿）。

（2）流量检测与计量系统。

（3）液位检测。

（4）可燃气体泄漏检测和报警。

2.2电力

2.2.1设计原则

（1）遵守国家及行业的有关法规和政策，执行设计规范、标准及规定；

（2）设备选型力求技术先进、性能稳定、工作可靠、安装维护方便;

（3）采用成熟技术、确保供电安全、满足生产要求；

（4）供、配电系统的设计应在满足各专业安全、可靠用电的前提下，尽量做到操作简单、节省投资。

2.2.2设计的主要内容

（1）供气站的工艺设备负荷的供配电设计。

（2）供气站的照明、建筑物照明等。

站内设备的防雷防静电设计。

2.3消防

2.3.1设计原则

贯彻“预防为主，防消结合”的方针，严格执行国家及行业有关消防法规及设计规范。

从全局出发，统筹兼顾，结合实际，正确处理生产和安全的关系，全面分析所有可能发生的各种火灾情况，积极采用行之有效的先进的防火和灭火技术，做到保障安全，经济实用。

2.3.2外部消防能力

临近沥青厂设有消防冷却水系统，消防水池有效容积6800m3，消防水稳高压系统，该系统由2台消防稳压泵（Q=3.5L/s，H=80m）、1个稳压水罐和控制系统构成。

2.3.3消防对象

（1）气化天然气工艺装置区：

气化能力4000M3/hr的天然气气化处理装置；

（2）液化天然气储罐区：

3座150m3的真空绝热粉末LNG储罐；

（3）LNG卸车区；

（4）辅助设施区：

值班房。

2.3.4火灾危险性分类及火灾危险性分析

2.3.4.1火灾危险性分类

表2-1火灾危险性分类表

生产储存类别

建（构）筑物名称

甲A

液化天然气工艺装置区、液化天然气储罐区、LNG卸车区

丁

值班房

2.3.4.2火灾危险性分析

液化天然气的组成绝大部分是甲烷，天然气经过低温液化后即得到液化天然气。

液化天然气的储存温度为-l62℃。

液化天然气具有低温、易挥发和易燃易爆的特性。

人体接触低温的液化天然气易引起冻伤。

泄漏的液化天然气很容易挥发，天然气与空气的混合物具有爆炸性。

液化天然气生产、储存及输送过程的火灾危险性为甲A类。

液化天然气火灾的特点有：

火灾爆炸危险性大；火焰温度高，辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆性。

液化天然气一旦从储罐或管道泄漏．一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。

形成的爆炸性混合物若遇到点火源，可能引发火灾及爆炸。

液化天然气泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气密度大，易形成云层或层流。

泄漏的液化天然气的气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间以后趋近于一个常数，这时泄漏的液化天然气就会在地面上形成一种液流。

若无围护设施，则泄漏的液化天然气就会沿地面扩散，遇到点火源可引发火灾及爆炸。

对于液化天然气类火灾，首先应进行紧急切断气源和冷却，等切断气源后再进行灭火；如果不能保证切断气源，则应保证冷却，以控制火势和减少火焰的辐射热，防止对临近设施造成危害。

第二部营口LNG气化站工艺计算所明书

第一章自然条件和社会条件

1.1地理位置

仙人岛地区位于盖州市的西南部。

西临渤海辽东湾，北与鲅鱼圈区隔熊岳河相连，东接盖州市陈屯镇和杨运镇，南与大连市的瓦房店市隔浮渡河相接壤。

仙人岛地区距营口市城区60公里，距盖州市城区30公里，距鲅鱼圈区10公里。

场地所在区域地势平坦，无滑坡、泥石流、崩塌等不良地质作用及地质灾害。

本场地属稳定场地，适宜工程建设。

1.2自然条件

1.2.1水文条件

本场地下水属潜水类型，主要由大气降水补给，水位随季节和潮汐稍有变化，一般变幅在1.50～2.00米左右。

静止水位埋深2.00～4.00米,相当于标高1.65～-1.10米。

地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋有中等腐蚀性；地下水对钢结构有中等腐蚀性。

1.2.2气象条件

气象条件

（a）气温

年平均气温9.4℃

极端最高温度36.6℃

极端最低温度-31.6℃

最热月最高平均温度24.5℃

最冷月最低平均温度-8.6℃

（b）湿度

干球9.4℃

相对湿度66

平均水汽压10.4kPa

最大水汽压38.2kPa

最小水汽压0.2kPa

（c）气压

年平均气压101.39kPa

最高气压104.49kPa

最低气压979.4kPa

（d）降雨：

历年平均降雨量（mm）614.4

历年各月降雨量（mm）5.4，6.0，10.7，28.6，49.2，69.5

157.4，152.4，69.0，37.8，20.6，7.9

最大月降雨量554.9mm

最大连续降雨量及连续天数358.3mm，29-31日/7月。

最大时降雨量60.0mm

暴雨强度1.8次/年

（e）降雪：

历年平均降雪量6.4mm

最大积雪深度31cm

最大积雪重量：

3g/cm2

冻土层最大冻结深度1.10m

（f）风

图1-1风玫瑰图

全年主导风向S

次主导风向N

年平均风速3.9m/s

最大风速23.0m/s

瞬时最大风速31m/s。

（g）雾

历年雾天日数6.5天

历年雷暴日数26.3天

历年蒸发量1615.2mm

（h）水文

潮位历史最高水位3.2m

一百年最高水位3.26m

五十年最高水位3.21m

海水最高平稳水位1.45m

最低平稳水位-1.24m

1.2.3地震烈度

本场地抗震设防烈度为7度，设计基本加速度为0.15g，属设计地震第一组，属液化场地。

本场地属Ⅲ类场地，场地土类型为中软土。

1.2.4地质条件

营口沿海地区属滨海及堆积平原，海拔在3-10米间。

地貌单元为新生界第四系全新统冲洪积阶地，其上覆有风成沙丘、滨海剥蚀残丘地貌。

地层岩性在区域大地构造位置上，处中朝准台地（Ⅰ）胶辽台隆（Ⅱ）营口～宽甸台拱（Ⅲ）凤城凸起（Ⅳ）四级构造单元西南侧端部，由粉质粘土、砂砾层和粘性土等组成，具有地区性特点堆积物和典型的滨海相堆积特征。

受水长期浸润，上部地基土的物理力学性质变弱，形成承载力较差的软土地基。

岩土的排渗能力弱，底下水位较浅。

由于该场地地貌类型以河间冲积平原为主，地层变化较大，地表下80米内地层情况大致可分为：

黄褐色粉质粘土、黄色细砂层、中砂层、粗砂层和褐色、褐黄色粉质粘土层。

各土层的承载力特征值大致为：

（1）层：

粉质粘土fak=120-140kpa

（2）层：

粉细砂fak=120-140kpa

（3）层：

中砂fak=140-180kpa

（4）层：

粗砂fak=180-220kpa

（5）层：

粉质粘土fak=180-240kpa

（6）层：

粗砂fak=200-240kpa

本场地土壤的季节性标准冻深按1.00米考虑。

1.3社会环境

仙人岛能源化工区规划总面积为103平方公里，分为港口作业区、物流产业区、船舶修造产业区、化工产业区和生活配套区等5大功能区。

2008年4月，经辽宁省政府批准列入辽宁省“五点一线”重点支持区域。

园区成立以来，坚持招商工作与规划建设同步推进，各项工作取得了阶段性成果，发展态势良好。

目前，一批重点项目已经进驻园区，园区2.7平方公里启动区已完成了道路、供水、排水等基础设施工程，达到了“五通一平”。

该LNG临时供气化站在仙人岛能源化工区LNG液化厂规划范围内，靠近仙人岛纬七路南侧建设，液化厂站址具有适宜的地形及工程地质条件，不受洪水、内涝威胁，交通运输方便，具有适宜的供电、给排水、通讯、接入条件。

第二章站场工艺设计参数

2.1设计规模及参数

根据仙人岛临时LNG供气项目日最大供气能力为8万方（约130方LNG）；日最小供气量为4.5万方，年天然气需求2500万方。

供气站LNG储罐设计储备天数为3天。

2.1.1液化天然气（LNG）的组分及主要物性

表2-1液化天然气（LNG）的组分

组成

单位

贫组份

富组份

氮气

%（mol）

0.451

0.10

甲烷

%（mol）

97.032

86.35

乙烷

%（mol）

2.014

8.25

丙烷

%（mol）

0.346

3.05

异丁烷

%（mol）

0.075

0.80

正丁烷

%（mol）

0.078

1.20

异戊烷

%（mol）

0.002

0.25

正戊烷

%（mol）

0.002

0.00

总计

%（mol）

100.00

100.00

硫化氢

ppm（V）

<3.5

<3.25

总含硫量

ppm（V）

<33.8

<24.0

固态颗粒

Nil

Nil

表2-2液化天然气（LNG）物性

贫组份

富组份

分子量

16.54

19.05

气化温度T@ATM（℃）

-162.7

-160.4

液相密度@ATM（kg/m3）

435.5

477.4

气相密度20℃（kg/m3）

0.6894

0.7946

高热值20℃（MJ/m3）

37.842

42.918

低热值（MJ/m3）

34.102

40.527

华白指数20℃（MJ/m3）

50.070

52.916

由于该项目LNG供货源不确定，项目的设计参数选择采取如下原则：

对于气化站工艺设计，选用表2-1中的典型LNG贫组分作为工艺计算的设计基础数据；对于LNG储罐，采用LNG密度478kg/m3作为储罐结构的设计参数。

LNG的分子量为：

=0.451%

28+97.032%

16+2.014%

30+0.346%

44+0.075%

58+0.078%

58+0.002%

72+0.002%

72=16.49946kg/mol（2.1）

2.2储罐选型、选材

2.2.1选型

本次罐区建设规模设计方案为2个，其中卸车系统及储罐调压、外输流程完全一样，只是为满足LNG最大储备量所选取的储罐数量不同。

方案1：

4×100m3，最大储量400方；

方案2：

3×150m3，最大储量450方。

将罐区建设规模进行2方案的对比：

表3-3方案对比

对比指标

方案一

方案二

规格

4×100m3

3×150m3

储量

400m3

450m3

设备投资（104元）

400

360

站场占地面积（m2）

7281

5644

结论：

方案一中储罐建造数量增加，较方案二设备投资明显提高，但总储存量低于方案二；

方案一中储罐数量增加，造成工艺装置区对应阀组及管线数量较方案二相应增加，投资加大；

方案一中储罐数量增加，站场占地面积明显高于方案二；

方案一中储罐数量增加造成后期设备运行及维护工作量高于方案二。

综上，从最少设备投资、最优设备布置、最大储量及最小占地面积综合考虑，推荐方案二。

2.2.2选材

由于采用150m³的储罐，根据行规，储罐结构为双层真空绝热结构，由内罐和外罐构成，内罐材质为OCr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢。

内罐和外罐之间是由绝热材料珠光砂填充后抽真空而成的绝热层。

为防止周期性的冷却和复热而造成绝热材料沉积和压实，以致绝热性能下降或危及内罐，在内罐外面包一层弹性绝热材料玻璃棉，以补偿内罐的温度形变，使内外罐之间的支撑系统的应力集中最小化。

储罐静态蒸发率反映了储罐在使用时的绝热性能，其定义为液体绝热压力容器在装有大于50%有效容积的低温液体时，静止达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量与容器的有效容积下低温液体质