LNG储配站技术方案Word格式.docx
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CH4
86.23
2
C2H6
12.77
3
C3H8
0.34
4
N2
0.66
合计
100
二
性质
低热值（Mj/Nm3）
39.46
9395.2Kcal/Nm3
高热值（Mj/Nm3）
43.74
10414.3Kcal/Nm3
平均密度（kg/Nm3）
0.8059
相对密度
0.625
空气为1.0
5
动力粘度（Pa*s）
19.98
6
运动粘度（m2/s）
22.91
7
华白数
56.70
8
燃烧势
42.41
1.6用气设备对气质的要求
用气设备对天然气气质无特殊要求。
2、总平面布置
本LNG储配站占地约为6500平方米（以施工图为准）。
总平面分区布置：
工艺生产区与辅助生产区。
工艺生产区包括卸车区、贮罐区、气化区、CNG储气区、加气区和瓶组灌装区。
贮罐区由2台100m3真空粉末罐组成。
贮罐按1排放置，它们中心间距均为10米；
贮罐增压器按一排放置。
LNG加压设备为2台LNG低温增压泵，一开一备，将LNG增压到22MPa，输到气化区。
气化区由2台1000Nm3/hLNG空温式气化器（高压）、1台1000Nm3/hLNG水浴气化器（高压）、1台1000Nm3/hLNG水浴复热器（高压）、1台300Nm3/h的BOG加热器、1台300Nm3/h的EAG加热器组成。
卸车区由2套卸车柱和2台300Nm3/h的LNG卸车增压器组成。
CNG储气区含3个储气装置，分为3个压力等级。
CNG加气区含1个撬车加气柱，2台双枪加气机。
辅助生产区主要是辅助用房，包括值班室、控制室、配电室、锅炉房、压缩机房和卫生间等。
3、工艺技术方案
3.1设计参数
LCNG车用加气量：
CNG压力：
20MPa
流量：
1000Nm3/h
3.2流程简介
储配站采用国内成熟的LNG储配站工艺流程。
LNG采用罐式集装箱通过公路运送至站内卸车台，通过300Nm3/h卧式专用卸车增压器对集装箱增压，利用压差将罐式集装箱内LNG送至低温LNG贮罐贮存。
正常供气状态下，贮罐增压至0.55MPa~0.65MPa，LNG利用压差进入LCNG系统，把储罐输出的LNG在低温液态下加压成25MPa，经过等压气化后转化成CNG，进入储气装置（井）、顺序控制板、加气机（柱）进行加气。
LNG储配站的工艺流程见附件：
LNG储备站工艺流程图
3.2.1LNG增压卸车系统
设计采用给槽车增压方式卸车。
站内卸车增压器给集装箱槽车增压至0.60～0.65MPa，利用压差将LNG送入低温贮罐。
卸车末段，集装箱槽车内的低温NG气体利用BOG气相管线进行回收。
设计布置2个装卸口，选用2台300Nm3/h卸车增压器（空温式气化器），允许2台车同时进行装卸作业。
3.2.2储罐增压系统
一、工艺及参数确定
LNG贮罐正常运行时需要对其进行增压或减压，维持0.55~0.65MPa的压力，并满足LNG输出量需求。
当LNG贮罐压力低于升压调节阀设定开启压力时，贮罐升压调节阀开启，贮罐内LNG进入贮罐增压器（空温式气化器）气化为低温ＮＧ，低温NG通过贮罐气相管进入贮罐增压；
当LNG贮罐压力高于设定压力时，贮罐减压调节阀开启，贮罐内低温ＮＧ通过贮罐气相管排入ＢＯＧ罐，贮罐压力随之下降。
通过升压调节阀和减压调节阀的调节，LNG贮罐压力可以维持在设定压力范围内。
二、系统组成
增压系统由贮罐增压器及若干控制阀门组成，系统主要包括：
●贮罐增压器（空温式气化器）300Nm3/h共2台；
●升压调节阀DN40共2个；
●其它低温阀门和仪表。
3.2.3气化系统
气化加热工艺设备采用2台1000Nm3/hLNG空温式高压气化器、1台1000Nm3/hLNG水浴高压复热气化器和1台1000Nm3/hLNG水浴高压气化器（具有直接气化能力）。
LNG水浴气化器都以站内锅炉热水系统提供的热水为热媒，换热后LNG气化为5℃以上常温CNG。
3.2.4BOG回收系统
根据LNG贮存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的处理采用集中输出的方式。
排出的BOG气体为低温，压力在0.4~0.7MPa之间，且流量不稳定，BOG工艺将其升至常温后，输入BOG罐，再同气化系统的常温NG一并输入管网。
BOG工艺处理能力为300Nm3/h，采用空温BOG加热器加热。
3.2.5安全泄放工艺
天然气为易燃易爆物质，其安全泄放必须按照规范要求进行设计，本设计采用集中排放的方式。
天然气为常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散；
在温度低于-120℃左右时，密度重于空气，需设置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15m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用300Nm3/h空温式加热器；
常温放散NG直接经阻火器后通过放散塔排放。
阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。
在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。
3.3工艺设备选型及配置
3.3.1贮罐
气化站设2台100m3LNG贮罐，单台100m3LNG贮罐工艺技术参数及供货范围如下：
100m3LNG贮罐工艺技术参数表（仅供参考）
技术参数
单位
内筒
外筒
有效容积
m3
/
充满率95%
直径
mm
3000
以实物为准
高度
充装介质
LNG
珠光砂（夹层）
主体材质
OCr18Ni9
16MnR
设计温度
℃
-196
20
工作压力
MPa
0.5
-0.1
蒸发率
≤0.1%/d
9
设备空重
Kg
供货范围：
贮罐本体（内罐、外罐、支腿），液位计装置、进口真空隔离阀和真空规管、夹层珠光砂、附属连接管道等。
技术资料：
满足需方设计、施工、生产、维护要求的竣工图纸一套产品合格证，包括按照国家质量技术监督局《压力容器安全技术监察规程》、《钢制压力容器》GB150-1998及本附件所要求的特殊检测报告。
3.3.2300Nm3/hBOG加热器
本系统选用1台300Nm3/h空温式BOG加热器，采用立式结构。
单台气化器技术参数如下：
300Nm3/hBOG加热器技术参数表
数量
进口介质
NG
出口介质
气化能力
Nm3/h
300
1.0
环境温度
进口温度
≮-162
出口温度
≮环境温度-10℃
进口口径
DN50
10
出口口径
11
--
LF21
12
安装形式
立式、支腿、室外
3.3.4300Nm3/hEAG加热器
本系统选用1台300Nm3/h空温式EAG加热器，采用立式结构。
300Nm3/hEAG加热器技术参数表
DN40
3.3.5300Nm3/h贮罐增压器
本系统选用2台300Nm3/h空温式LNG贮罐增压气化器，采用卧式结构。
300Nm3/h空温式LNG贮罐增压气化器技术参数表
0.5~0.6
卧式、支腿、室外
3.3.6300Nm3/h卸车增压器
本系统选用2台300Nm3/h空温式LNG卸车增压气化器，采用卧式结构。
300Nm3/h空温式LNG卸车增压气化器技术参数表
DN32
3.3.8安全泄压、放空系统
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加热器等组成。
放散塔现场制作，采用自支撑式的结构型式。
放散塔由锥座、筒体、锥管、扁钢螺线等组成，放散塔总高度15米。
3.3.9工艺配管
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/T14976-94《流体输送用不锈钢无缝钢管》。
配管用外径采用GB8163或SH3405（壁厚系列为SCH10s）。
2）管件
材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合GB/12459-90标准的对焊无缝管件（冲压）。
3）法兰
材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，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（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、减压调节阀低温气动紧急切断阀、仪表用针阀等等。
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。
二、常温工艺管线
材质20#/SMLS（GB/T8163-87）或Q235-B（GB/T13793-92）。
材质20#/SMLS，符合GB/12459-90标准的对焊无缝管件。
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商品级双头螺栓螺母。
采用柔性石墨复合垫片，芯板采用低碳钢。
应满足输送常温NG压力（压力级别PN1.6MPa）、流量要求，主要包括：
球阀、安全阀、止回阀、仪表用针阀等等。
阀门与管道间的连接主要采用法兰连接型式。
3.4主要设备表
LNG项目供货范围及价格
名称
型号或规格
单价
总价
LNG储罐
100m³
/台
台
700000
1400000
BOG加热器
300Nm³
/h
16000
EAG加热器
贮罐增压器
17000
34000
卸车增压器
低温高压泵
1500L
240000
480000
LNG高压空温式气化器
1000Nm³
100000
200000
LNG高压水浴式气化器
120000
LNG高压水浴式复热器
80000
顺序控制板
50000
储气井
1m3
套
70000
420000
加气机
双枪
150000
300000
13
加气柱
14
控制柜
电脑、PLC控制
15
低温高压阀门
LCNG用
批
16
低温阀门
配套
17
低温软管
卸车用
10000
20000
18
装置钢结构
19
工艺管道与阀门
站控仪表系统
21
低温管道保温
22
系统吹扫与预冷
30000
23
安全放散系统
24
安装工程费
350000
25
工程管理费
26
设备运费
车
27
28
供电配电
甲方
29
消防配套
30
项目设计
31
土建
地面/路面/建筑物
/构筑物/围墙
32
给水排水采暖照明
33
仪表风、空气系统
34
热水循环系统
41
4590000
4、站内配套设施
4.1仪表自控
一、自动控制
气化站主要采用常规监控，对于LNG贮罐液位、压力，天然气出站压力、温度和氮气压力等重要参数在控制台上显示，并对超限参数进行声光报警。
对贮罐进、出液紧急切断阀门进行自动控制。
各控制阀门均带有阀位开关。
LNG储配站工艺管道和设备用检测、控制、连锁、报警等仪表的设置按PLC+工控机（研华）设计，包括全部工艺参数的显示、控制、连锁、记录和监控等，并具备与外部网络的通讯功能。
二、仪表选型
温度仪表就地温度测量选用万向型双金属温度计，远传温度测量选用隔爆型铂热电阻Pt100。
压力仪表就地压力测量选用普通弹簧管压力表，远传压力测量选用隔爆型智能压力变送器。
液位仪表LNG液位现场测量选用设备配套的差压液位计，远传液位测量选用隔爆型智能差压变送器。
流量仪表天然气出站流量计选用智能气体涡轮流量计，远传至控制室进行显示积累
分析仪表在可燃气体容易泄露或聚集的地方设置隔爆型可燃气体检测变送器，远传至控制室进行指示和报警。
控制阀在LNG罐的液相进出口设进出口低温快速切断阀（带阀位回讯），LNG贮罐的升/降压调节选用自力式调整阀，出站天然气压力调节选用专用调压器。
三、工艺监控菜单
主要需进行监控的工艺参数类型包括：
压力、液位、温度、流量、燃气泄漏。
主要监控菜单如下表所示：
工艺监控菜单一览表
位置
现场显示
控制室
显示
记录
报警
连锁
压力
储罐
●
储罐增压器出口
卸车台液相管
进液总管
出液总管
主气化器进口管
主气化器出口管
液位
温度
水浴气化器出气管
水浴气化器出水管
出气总管
流量
流量计
泄漏
罐区
气化加热区
调压计量区
卸车台
灌瓶区
消防
消防水泵开启
消防水泵停机
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