燃气场站工程培训讲座CNG与LNG场站工程Word文档下载推荐.docx

1、分输站/门站；长输/高压管道；高中压调压站；LPG、LNG、CNG、L-CNG储配站、气化站、混气站、供气站、加气站等。本讲座重点：CNG、LNG各种场站工程。二、燃气工程四原则安全原则：尽可能预测工程建设以及使用过程可能存在的危险因素，从而采取措施防范、消除危险或避开危险。可靠原则：尽可能预测工程投入使用后可能存在的客观条件变化导致项目使用要求发生变化的因素，采取相应的处理措施，保证使用或供气的平稳。经济原则：以最少的投资满足最大的使用需求。合理原则：在保证安全、可靠、经济的基础上，尽可能提升工程的总体协调性。三、工程基本建设程序从计划建设到建成投产，一般要经过决策、实施和投产三个阶段。决策

2、过程：项目建议书、可行性研究报告。实施过程：初步设计、施工图设计、施工投产过程：联合试车、验收、试运行。一、简介CNG供气站是CNG站中最简单的一种。是以CNG作为城镇燃气气源的一种燃气供应方式。流程：以车载CNG作为供应气源，通过卸车台进入减压装置，把CNG压力调整到管网压力，经过计量加臭后进入燃气输配管网，供应用户。例如郑州登封、安飞、龙湖；南阳一储掺混站。组成部分是：回车场地、调压计量系统。二、工艺流程CNG气瓶车通过公路运输到达城镇CNG供气站，通过供气站的高压管和快装接头卸气。CNG首先进入一级换热器加热，再进入一级调压器减压，之后依次经过二级换热器、二级调压器、三级调压器，将压力调

3、至城镇管网运行压力。经计量、加臭后进入城镇输配管网。可以利用CNG气瓶车调峰。三、注意事项日供应量3万方以下，运输半径250Km以内，有稳定的CNG供应点。随着供气规模的扩大，由于受拖车数量、运距等条件制约，CNG输送方式的经济性与可靠性逐步降低。CNG供气站节流降温非常严重，必须有配套的热源供应。CNG气瓶车可以作为调峰用的储气设施。一、分类方法常规站：天然气管道取气，主要为出租车、公交车加气。母站：天然气线管道取气，主要为槽车供气。 子站：槽车从母站运来天然气，主要为出租车、公交车加气。三种站的区别主要在于气源及供气对象。根据动力系统的不同，可分为传统机械式子站、液压平推式子站、液压活塞式

4、子站。储气槽车从加气母站接受压缩后的洁净天然气，通过子站压缩机，将储气槽车内的压缩天然气经由售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）进行充装或向储气设施充装。售气系统也可经由储气设施向车载气瓶（出租车或公交车）进行充装。三、组成工艺部分：卸车台、动力装置、储气设施、售气系统。土建部分： 变压器室、配电间、仪表控制间等生产用房；售气机棚、设备棚；营业房、值班室、卫生间等辅助用房；电气自控部分：变压器、低压配电柜、自控系统。四、子站动力装置一般情况，子站只配置一台动力装置。子站动力装置与母站、标准站压缩机相比，进口压力范围比较广（2.520Mpa）。传统机械式子站：CNG进入汽缸，活塞直接对CNG加压

5、。技术成熟，零部件多，日常维护费用较高。液压平推式子站：液压泵将液压油推入槽车，从而将CNG推出。专用槽车，通用性差，液压油难以避免挥发。液压活塞式子站：液压油对活塞加压，活塞对CNG加压。新技术，油气不接触，零部件少。加气母站与标准站有类似的工艺流程和设备。只是母站的压缩机通常排量较大，具备向槽车供气的功能。但是其它设备与标准站基本一致，因此，统称为标准型加气站。加气对象根据接口分为两种：车载气瓶接口（公交车、出租车等），槽车接口。两种接口互不通用。需要不同的加气设备。某些标准站加装充装柱后即可向槽车供气，此类标准站也称之为小母站。一些母站除向槽车供气外，还可向出租车和公交车加气。二、标准型

6、CNG加气站工艺流程从管道中取气，经调压计量系统过滤、调压、计量，进行压缩、干燥（有不同次序），干燥后的压缩天然气进入储气设施，经由售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）或储气槽车充气，或由压缩机直接通过售气设施向车载气瓶（出租车或公交车）或储气槽车充气。三、标准型CNG加气站组成调压计量设备、脱水装置、压缩机、储气设施、缓冲罐、回收罐、售气系统（包括向储气槽车充装的充装柱）。生产用房（压缩机间、变压器室、配电间、仪表控制间）；设备棚（售气机棚、设备棚）；辅助用房（营业房、值班室、卫生间）。冷却系统：空冷、水冷、混冷几种基本方式。变压器、低压配电柜、自控系统等。四、净化干燥系统脱水介质：分子筛，

7、气体分子可以通过，水分子很难通过。通过干燥气体并进行加热后可以进行再生。低压脱水：压缩机进口脱水，脱水压力低，脱水效果不好，对压缩机保护效果好。中压脱水：压缩机的中间级出口处脱水，脱水压力稍高，脱水效果稍好，对压缩机保护效果一般。高压脱水：压缩机末级出口脱水，脱水压力高，脱水效果好，对压缩机无保护作用。五、储存系统小气瓶组：容积40-80L，40个-200个，接口多，安全系数低，目前很少使用。大气瓶组：容积500L以上的，每组36个，国外应用较多。储气罐：容积2m3左右，有立式卧式。储气井：每井可存气500m3。井深越150200m。目前储气井应用比较广泛，储气瓶组由于容量小接口多已经很少使用

8、，临时性储气可以使用储气罐，长期使用一般采用储气井。六、压缩机 压缩机组包括压缩机和驱动机。压缩机是压缩系统，也是整个加气站的心脏。不同厂商生产的压缩机结构形式都不一样。用于天然气的压缩机基本上都是活塞往复式压缩机。小型站采用V型或W型，中型站采用L型，大型站采用D型。驱动机可分为两类，一是电机，用的最多，最方便；二是天然气发动机，主要用于偏远缺电地区，或气田附近，可降低加气站的运营成本。一、LNG物性LNG是将天然气冷却到-162进行液化并储存于常压状态（0.1MPa）的，处于液化状态的天然气。气态体积与液态体积比为600：1，LNG密度425kg/m3。LNG无嗅、无味、无腐蚀性、无毒，在

9、封闭的环境中，当LNG挥发时会引起窒息。LNG安全性能远比常用的燃料如汽油、丙烷、丁烷等要好，而且更加稳定。在液化时汞、硫化物、湿气、重烃等分离净化常规天然气相比LNG更加环保。二、LNG成分序号成分低含量高含量1甲烷C180%99%2乙烷C21%17%3丙烷C30.1%5%4丁烷C42%5戊烷及其他C5+ 1%6氮N2三、LNG与常规燃料的物性对比项目LNGLPG汽油燃料油毒性否是致癌可燃形成云团特定条件下引起窒息大量泄漏时同LNG健康影响刺激、恶心等同汽油7闪点-188-104-46608沸点-162-42322049爆炸极限%5152.19.51.36四、LNG发展历史时期事件20世纪早

10、期从液化的气体中提取氦20世纪20-30年代美国利用LNG储存天然气1940第一次（也是唯一一次）重大事故发生在美国的克里芙兰，140人在事故中丧生1959甲烷先驱号完成了从美国湾到英国的航海旅程1964阿尔及利亚的液化厂成功投产，并将第一船LNG运抵英国1969第一船LNG进入日本市场（来自阿拉斯加肯奈）19世纪70年代利比亚、文莱、印尼（艾润/波塘）以及阿布扎比的LNG项目相继投产19世纪80年代卡塔尔、特立尼达岛、尼日利亚和拉斯拉凡LNG项目相继投产2001LNG年贸易量达到一亿吨五、 2000年各国LNG产量国家比重印尼26%阿拉伯阿尔及利亚19%尼日利亚4%马来西亚15%阿曼3%卡塔

11、尔 10%10特利尼达岛澳大利亚7%11阿拉斯加文莱6%12利比亚六、我国天然气发展概况天然气产业中长期发展规划，2002至2020年，天然气基础设施2200亿元。建设万公里的天然气管线。建成千万吨规模的液化天然气接收站，形成年进口5000万吨（近700亿立方米）规模的接收设施。使我国天然气消费在一次能源消费结构中的比例从现在的2.97%提高到12%。建造30多艘大型LNG运输船，形成百万吨规模的液化天然运输能力。西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰线等主线2.1亿公里。一、中国天然气市场现状2020年中国天然气缺口将达到500亿到900亿立方米。天然气存在的缺口，我国将主要采取海上LNG（液化

12、天然气）进口和陆路管道天然气进口的方式解决，同时积极开发其他替代能源。目前总体趋势是：管道建设尚需发展，西气东输单线运行，调峰、事故、备用气源未考虑。国内LNG生产不是气源不足，就是运输跟不上。下游市场开发建设过快，严重供不应求。二、可替代的其它能源液化天然气（LNG）气态天然气经过净化分离、压缩升温、冷冻处理、节流膨胀得到-162的液态天然气，体积缩小600倍。世界液化天然气的发展从1970年占天然气总量5.9上升到2001年的22，预计2010年增加到35，2020年可能到50。2004年全球LNG生产能力14820万吨，贸易量13180万吨。（1吨LNG相当与1400标方）压缩天然气（CNG）从零星气田开采出来或从管道上取出的天然气进行压缩至1525MPa，装车运往需要的地方。1995年10月新疆鄯善首次在国内将压缩天然气运用到城镇燃气供应上。CNG更多的应用是作为汽车燃料煤层气煤层气是从煤矿井里抽采出来的甲烷含量占85以上的气体，是一种洁净、高热值、非常规天然气。相应热值在8000Kcal/标方以上。可管道运输、压缩运输、液化运输。