气化站技术方案Word下载.docx
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1.4.6消防专业
《建筑设计防火规范》GB50013-2006
《火灾自动报警系统设计规范》GB50016-2006
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992
《泡沫灭火系统设计规范》GB50151-2010
《中华人民共和国安全生产法》主席令第70号
《中华人民共和国消防法》主席令第6号
1.4.7给排水专业
《室外给排水设计规范》GB50013-2006
《室外排水设计规范》GB50014-2006
《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003
《石油化工企业给水排水系统设计规范》SH3015-2003
1.4.8职业、安全、卫生
《职业性接触毒物危害程度分级》GB5044-1986
《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ230-2010
1.5设计规模、范围及参数
1.5.1设计规模
设计LNG气化站规模：
350m3/h（气态）。
1.5.2设计范围
1）LNG气化站卸车、储存、气化、调压、加臭、输出天然气6个阶段的工艺设计；
2）汉餐食堂、清真食堂、科研中心燃气工程设计。
1.5.3设计参数
压力：
1）储罐：
设计压力为1.44MPa，工作压力为1.0MPa；
2）天然气管道调压前：
设计压力1.6MPa；
3）天然气管道调压前：
设计压力0.4MPa；
4）氮气管道：
设计压力1.0MPa，工作压力0.6MPa。
温度：
1）低温管道设计温度为-196℃；
2）主气化器后管道及常温放空管道：
常温；
3）天然气出口温度：
0～30℃
1.5.4设定压力：
低温管道安全阀：
开启压力1.2MPa，回座压力1.08MPa；
自力式增压调节阀：
设定压力开启0.6MPa；
关闭压力1.0MPa；
自力式减压调节阀：
设定压力0.8MPa；
关闭压力：
0.6MPa；
常温管道安全阀：
调压器前1.08MPa；
调压器后:
0.42MPa
储罐安全阀：
开启压力1.26MPa。
1.6工程概况
1.6.1工艺流程
LNG气化站工程采用了国内目前成熟的新工艺、新技术。
LNG由低温槽车运至气化站，在卸车台利用卸车增压器对槽车加压，利用压差将LNG送入LNG储罐储存。
气化时通过储罐增压器将LNG储罐增压，然后自流进入空温式气化器，LNG吸热发生相变，成为气态天然气，通过调压、加臭后直接去厂区用气点。
槽车内LNG卸完后，尚有天然气气体，这部分气体与储罐自蒸发气（简称BOG）经BOG加热器加热后进入调压前管道系统。
LNG气化站主要包括卸车增压系统、储存系统、储罐增压系统、气化系统、调压计量系统、加臭系统、仪表控制系统等，工艺流程图如下：
2自然条件
本工程所在地伊宁县的气候属大陆性北温带和干旱性气候，由于远离海洋，地处亚欧大陆中心伊犁河谷盆地中部，东、南、北三面有天山山脉的天然屏障，西部地势开阔，易受北冰洋气流影响，因而气候比较温和湿润，具有大陆性北温带温和干旱气候的特点。
阳光充足，四季分明，夏季炎热，冬季寒冷，昼夜温差大，春末夏初多雨，冬季和初春多霜雪。
以下参数根据业主提供的“气象资料”中参数汇总得来。
气温
多年最高气温39.7℃
多年最低气温-34.3℃
年平均气温11.9℃
多年平均最高气温20.3℃
多年平均最低气温5.2℃
最冷月平均气温-7.3℃
干球温度25.4℃
湿球温度23.2℃
气压
平均气压928.1hPa
多年最高气压958.5hPa
多年最低气压907.4hPa
湿度
多年平均相对湿度68%
降水量
年平均降水量403.5mm
年最大降水量536.5mm
年最小降水量207.8mm
24小时最大降水量50.6mm
蒸发量
多年最大蒸发总量1689.7mm
多年最小蒸发总量1324.2mm
风
年平均风速1.5m/s
瞬间最大风速21.0m/s
10分钟持续最大风速10.9m/s
全年主导风向西风
夏季主导风向东南风
冬季主导风向西风
风荷载820N/m2
积雪、冻土
最大积雪深度51cm
土壤冻结最大深度84cm
基本雪压（多年平均）0.74kN/m2
日照
多年日照平均时数2418小时
雷电
全年雷电日数（天）19天
土壤电阻率420欧姆
地震烈度
根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2011）附录A规定，本工程所在地的建（构）筑物抗震烈度为7度，地震基本加速值应该为0.15g。
3LNG气化站
3.1站场功能
3.1.1站场功能概述
3.1.2设计原则
1）该设计应严格执行国家有关安全、卫生及环境保护的相关政策、法规及标准规范，切实做到不发生事故、不造成人员伤害、不破坏环境。
2）努力做到市场预测准确、工程规模确定、工艺流程确定，做到远、近结合，留有余地，确保设计的科学性、先进性和经济性。
3）贯彻节能方针，从当地的能源条件出发，做到能源的综合利用与合理利用，提高效率，力求取得较好的经济效益、社会效益和环境效益。
4）采用新工艺、新技术、新设备，合理利用现有基础设施，减少投资，提高经济效益。
5）在保证预处理系统、输配系统建设高质量、高水平、高效益的情况下，优先采用国产材料和设备。
3.3主要工艺设备选型
1）LNG储罐
由于LNG气化后体积增大600多倍，所以必须保证LNG储罐内压力稳定。
罐体采用双层结构，内容器缠绕保温层，内外容器之间采用高真空绝热。
并在外壳上设置了安全防爆装置，非专业人员请勿拆卸，以免危险！
将罐箱的阀门和仪表设置在一端的阀门操纵箱内，以便集中管理。
罐箱设置上下进液管，气相管、增压管和放空管。
对进液管，气相管、增压管上设置了三重保护，确保安全。
2）储罐增压系统
为了使储罐中的LNG能够自流进入气化器，必须保证储罐的压力高于气化器。
为此设置了储罐增压器。
LNG进入储罐增压器，气化后的天然气回到储罐顶部，达到为储罐增压的目的。
3）空温气化器
1、空浴式气化器设置采用手动切换，可根据气化器出口天然气的温度进行切换。
2、在气化器进口管线上设有安全阀，一旦气化器不使用时，防止LNG蒸发，管道压力增加；
3、气化器出口天然设置气温度下降报警，防止低温天然气进入管道。
4）复合型电加热水浴式复热器
当气化器出口温度低于-5℃时，天然气进入复热器加热，防止低温天然气进入管道。
5）BOG系统
BOG（BoiloffGas）是储罐及槽车的蒸发气体。
低温储罐和低温槽车的日蒸发率一般为≤0.1%，这部分气化了的气体如不及时排出，会使储罐上部分气相空间的压力升高。
为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排除BOG。
回收的BOG通过BOG加热器加热后进入调压前管道系统。
6）放空单元
液相安全阀放空的全部是低温气体，在低温时，天然气的比重大于常温下的空气比重，排出不易扩散，会向下聚集，而加热后的天然气比重小于空气比重，高点排放容易扩散，不会形成爆炸性混合气。
因此需设置一台放空气体EAG加热器。
放空气经EAG加热器后由放散管放空。
7）调压单元
为达到系统使用压力，监测天然气使用情况，设置调压单元。
8）站场用管
本工程管道材质为：
使用温度低于-20℃的管道采用不锈钢无缝钢管，材质为0Cr18Ni9，其技术性能满足《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2002的规定；
常温低压管道采用输送流体用无缝钢管，材质为20#，其性能满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008的规定。
9）阀门
采用专用低温阀门，应满足输送LNG压力（压力级别PN1.6Mpa）、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、三通阀、安全阀、止回阀、升压调节阀及管道压力控制阀等等，另外还包括气动低温阀门：
紧急切断阀等。
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，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。
3.4LNG气化站主要工程量
表3.4-1主要工程量表
序号
项目
单位
数量
备注
1
卧式低温储槽V=60m3PN14.4
台
2
储罐增压器100Nm3/h,1.6MPa
3
卸车增压撬
4
LNG气化调压加臭撬
5
放散管
座
Q=6~200L/min（液态）
4防腐与保温
1）低温管道保冷采用50（100）mm聚氨酯发泡。
管道保冷施工由供货方指导安装。
施工应符合《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50126-2008的相关要求
2）管道涂料防腐蚀施工参照《化工设备、管道外防腐设计规定》HG/T20679-1990相关要求执行。
3）不锈钢管中保温管道不刷漆，非保温管道焊口做钝化处理后，刷低温油漆底漆2度，面漆2度。
露空无缝钢管表面除污、除锈，达到Sa2,.5级，在刷环氧富锌底漆2度，面漆3度。
所有支架及金属物件刷银灰色防锈漆二底二面。
4）埋地无缝钢管表面除锈后，采用3层PE普通级防腐。
施工及验收应符合《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413-2002的要求。
5）管道施工验收合格后方可进行防腐、保冷工作。
站内露空管道表面色和标志色规定：
管道类型
管道颜色
标志色（字样和箭头）
不锈钢管
不另外涂色
大红
常温天然气管
黄色
氮气管
棕色
放空管
红色
白色
5自动控制与仪表
5.1概述
为了科学管理，提高计量系统的可靠性和准确性，保证安全平稳生产，结合现场实际情况，本次工程工艺参数的检测以就地显示为主，采用人工辅助的管理方式。
5.2设计原则
5.2.1严格遵守国家的法律规范，执行国家及行业现行的标准、规范。
5.2.2仪表及自动控制系统满足生产工艺过程及生产管理模式的要求，采用先进工控技术，确保装置、设备以及人身安全，且经济合理。
5.2.3对于易燃易爆等危险场所内电气仪表的安装，严格执行相关标准。
5.3自动控制水平
本设计在LNG气化站设西门子PLC控制系统，主要用于LNG储罐、天然气温度、压力、流量的监控和管理。
最大限度的简化操作程序、贴近操作员使用习惯并确保整个系统安全运行。
5.4控制系统
5.4.1系统描述
控制系统设计必须保证整个装置的安全、可靠、稳定运行。
本站采用可编程控制器（PLC）进行程序控制，并在控制室设置工控机作为操作员站，完成对整个工艺系统的集中监视、管理和所需技术参数的计算、以曲线、图形形式显示过程参数并完成各种报表、事故报警记录的打印等工作。
5.4.2系统组成
控制系统由传感器、变送器、电磁阀等现场检测控制仪表、PLC控制柜、仪表风系统、控制电缆等组成。
5.4.3控制功能
本工程自控设计包括低温液体贮槽的液位、压力检测及显示，空温式气化器后的温度检测，复合型电加热水浴式复热器的温度检测等控制系统。
另外在卸车装置区、低温液体贮槽区、气化调压加臭装置区都设置有可燃气体浓度检测报警装置。
在低温液体贮槽设置液位、压力检测显示装置，控制部分可以根据贮槽上下液位、压力检测来控制贮槽进出口紧急切断阀以及贮槽顶部的放液阀门的开启、关闭。
空温式气化器后的温度检测，是对气化后的天然气进行温度检测，当天然气温度过低时便进入复合型电加热水浴式复热器加热。
5.4.4主要联锁控制
储罐压力、液位超限时控制室声光报警，同时紧急切断阀关闭，切断储罐进液管和出液管。
5.4.5仪表风
本工程紧急切断装置采用气动紧急切断阀。
气源采用氮气瓶组（2瓶），目前国内氮气瓶的充装压力为15MPa，而紧急切断阀气源压力不低于0.4MPa，当氮气瓶压力降为0.6MPa时，则需要更换氮气瓶组。
考虑氮气的消耗和紧急切断阀的动作频率，建议一个月更换一次。
5.5自动仪表选型
5.5.1温度仪表
就地温度测量选用万向型双金属温度计，远传温度测量选用铠装隔爆型铂热电阻（Pt100）带变送器4～20mA输出。
5.5.2压力仪表
就地压力测量选用不锈钢压力表，远传压力测量选用隔爆型智能压力变送器。
5.5.3调压器
采用费希尔调压器，对储罐压力进行调节。
5.5.3安全仪表
在可燃性气体容易泄漏或汇集的地方设置隔爆型可燃气体检测器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。
5.5.4控制阀
在各气动紧急切断阀上安装二位三通防爆电磁阀，用来控制气动紧急切断阀的开/关。
5.5.5控制系统
PLC和监控计算机系统选择系统功能强、软件支持可靠、编程组态少、维护方便、适应环境条件、可靠性高的开放性系统设备。
5.6供电和接地
控制室内设置配电柜向自控系统和现场仪表提供优质可靠的220V、AC、50HZ电源及24V直流电源，功率为5KVA。
控制系统接地采用共同接地系统，接地电阻不大于4欧姆。
现场一次仪表内部自动设置防浪涌避雷器，远传的信号、PLC站控计算机等在室内集中统一进行防浪涌和工作接地保护。
5.8控制主要工程量表
表5.8-1自控主要工程量表
设备名称
气动紧急切断装置
套
LNG储罐差压式液位计
LNG储罐差压变送器
智能压力变送器
铂热电阻温度变送器
6
压力表
只
10
8
自力式调节阀
9
PLC控制系统
11
可燃气体报警系统
3支探头
12
仪表风系统
13
控制电缆
m
500
6供配电
6.1工程概况
本工程为苏拉宫LNG气化站进行供配电设计。
6.2设计范围
本工程供配电设计主要包括改建的LNG气化站的动力、照明、仪表电气设计，以及新增工艺装置的防雷、防静电及接地系统设计。
6.3供配电
在LNG气化站内的控制室安装有配电箱一个，用于LNG气化站照明及仪表用电等，电源由业主新疆庆华煤化送至控制室，供电量为21kw。
LNG气化站主要用电设备及用电量见下表：
用电设备
功率
电压
复合型电加热水浴式复热器
12kw
380V
空调
2kw
220V
业主购买
5kw
控制室照明
0.04kw
盏
节能灯
控制室插座
1kw
站内防爆灯
0.2
6.4防雷、防静电接地
9.5.1防雷等级划分
根据《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）的要求，本工程LNG气化站内的建（构）筑物防雷等级为二级。
9.5.2防雷措施
LNG储罐其厚度大于4mm，可不装设接闪器，但应可靠接地，接地点不少于两处。
在站内合适位置设置有避雷针，避雷针高度为20m。
9.5.3防静电及接地
本项目采用综合防雷接地网，作为防雷、防静电、电气等公用接地装置，接地电阻不大于4Ω。
在爆炸危险场所中，凡生产储存过程中有可能生产静电的管道、设备、金属导体等均应做防静电接地。
LNG槽车卸车区设置专用接地装置，接地装置与接地网相连。
用电设备外露可导电部分及装置外可导电部分应进行等电位联结，并与站内接地装置相连。
低压配电系统采用TN-S的接地形式。
。
6.5爆炸危险区域划分
工艺区：
以工艺区四周边界中心，半径为4.5m的空间（含工艺区）划为2区，在该区域内如遇沟、坑则为1区。
低温贮槽装置区：
以低温贮槽中心为中心，半径为4.5m的空间划为2区，在该区域内如遇沟、坑则为1区。
以槽车密闭式注送口为中心，半径为1.5m的空间为1区。
半径为4.5m的空间为2区。
以放散管放散口为中心，半径为1.5m的空间为1区。
6.8主要工程量
表6.8-1供配电主要工程量表
工程量表
配电柜
防爆路灯
防雷防静电接地网
电力电缆
200
7总图与运输
7.1设计范围
本工程主要建（构）筑物包括控制室；
LNG槽车位、卸车台、防火堤、储罐、放散管等。
根据总平面布局，站内道路及回车场同原站场统一标高。
地面雨水采用重力自流方式，依靠管网竖向坡度排至场外，排水坡度不小于0.3‰，就近引入附近排水系统。
7.2设计原则
7.2.1遵循国家现行法规和标准的规定，符合市政建设规划和环保要求。
7.2.2工艺区块应按有关安全要求进行分区布置。
7.2.3站场内外交通应合理通顺，并应有合理的操作空间和检查路线，并使站场工艺、非生产区、人行道、车道等布置流畅。
7.2.4竖向布置和场地标高合理，符合原场站整体布局要求，同时创造良好的排水设计。
7.2.5总体布局与周围环境保持协调，既要美观大方，又要节约用地。
7.3站场总平面布置
LNG气化站根据《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）以下表格内容考虑安全间距的要求：
储罐总容积（m3）
>
30~≤50
50~≤200
明火、散发火花地点
45
50
民用建筑
40
重要公共建筑、一类高层民用建筑
道路
其他
15
20
卸车撬
18
值班室
围墙
LNG气化站计划用地规模：
场站占地总面积约5394m2。
其中储罐、工艺区占地面积约394m2，道路和回车场占地面积约1031m2，生产辅助区设置控制室1间，占地40.5m2；
围墙长298m，大门、风向标各1座
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