LNG气化站技术协议详情.docx

1、LNG气化站技术协议详情 LNG气化站技术协议 XXXX有限公司时间：2016年 10 月 31 日 LNG气化站技术规范及充装要求 1.总则1.1 本要求适用于LNG气化站项目所用的设备，它提出了LNG气化站设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2 本技术规格书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规格的条文，供方应提供符合或优于本技术规格书的优质产品。1.3本技术规格书所使用的标准如果与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。1.4签订合同后，因招标书标准和规程发生变化，招标方有权以书面形式提出补充要求，具体项目由供需双方共

2、同商定。1.5 本技术规格书未尽事宜，由购方和供方协商确定。2.技术标准LNG气化站设备的设计、材料、制造和调试过程中应符合现行的国标及行业标准要求外，还应遵循下述标准（不限于）。下列标准如被修订，请投标方按照最新版本标准使用。（1）液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范NB/T 1001-2011（2）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-1992（3）火灾自动报警系统设计规范GB50116-2008（4）建筑设计防火规范GB50016-2006（5）低压配电设计规范GB50054-1995（6）建筑照明设计标准GB50034-2004（7）城镇燃气设计规范GB50028-200

3、6（8）液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB/T 20368-2006（9）车用压缩天然气GB18047-2000（10）爆炸性气体环境用电器设备 第1部分 通用要求GB3836.1-2000（11）爆炸性气体环境用电器设备 第2部分 隔爆型“d” GB3836.2-2000（12）低温液体运输车JB/T6897-2000（13）气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口GB/T985.1-2008（14）埋弧焊的推荐坡口GB/T985.2-2008 （15）涂装前钢板表面锈蚀等级和除锈等级GB8923-1988 （16）不锈钢热轧钢板和钢带GB4237-2007 （17）钢制压力容

4、器焊接工艺评定JB4708-2000 （18）钢制压力容器焊接规程JB/T4709-2000 （19）承压设备无损检测JB/T4730-2005 （20）流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976-2002 （21）企业相关标准（参考）3.设备使用环境条件3.1 安装场所：所有设备的安装地点为室外地上露天环境，安装场所为气体爆炸危险场所，属1区范围。3.2工作条件设备每天连续工作时间约16小时。4 LNG气化站总体技术要求LNG气化站为撬装式，站内包含1台低温罐、LNG气化橇、LNG加臭调压撬，站控系统等，古城镇设计流量650Nm/h。调压前工作压力：0.6MPa，设计压力：0.8MPa调压后

5、工作压力：0.2-0.4MPa，设计压力：0.4MPa，设计温度：-196工作温度：-162(空温式气化器前),-20(空温式气化器后)。设计介质：天然气。整站设备的配置应能满足气化站的卸车、储存和气化能力，并满足紧急放散、防火防爆、防雷防静电(防直击雷、防雷电感应、防雷电波侵入、防雷击电磁脉及防静电措施)、泄漏报警、应急处理、系统监控等需求，并尽可能减少运行过程中的BOG（闪蒸气）气体排放。总的蒸发和放空损失0.5%，总能耗不大于0.05KWh/m3。4.1 气质标准和技术要求LNG详细组分及其技术指标，供货商参照北方液化厂所供的LNG基本参数值。4.2主要技术指标与参数古城镇LNG气化站（

6、带钢瓶充装）序号设备名称单位数量备注1LNG储罐台1设计压力0.84Mpa ,50m3/台，立式，卸车时间不大于2小时。2卸车增压橇台1最大流量300Nm3/h3储罐增压器台1最大流量300Nm3/h4空温式气化器台2单台最大流量1000Nm3/h，1用1备5BOG加热橇器台1包含：空温式加热器 ，1台水浴式电加热器 ，1台最大流量50Nm3/h6EAG加热器台1最大流量150Nm3/h7水浴式电气化器台1单台最大流量1000Nm3/h8调压橇套1入口压力： 1.0Mpa出口压力：0.2-0.4MPa,带计量加臭功能。单路最大流量800Nm3/h，1用1备9LNG钢瓶充装系统套1主要包括5把充

7、装枪10仪表风系统套1包括空压机1台、500L容量的储罐，冷干机、2级过滤器，仪表风水露点满足站控系统-40要求。11安全系统套1低温泄漏、爆燃、消防、生产保护等安全监控、报警系统和应急保护ESD系统、视频监控等。4.3 工艺流程LNG系统工艺流程：LNG槽车装运LNG在气化站内利用卸车增压器将槽车内LNG输送至站内LNG储罐内储存，用气时经气化器气化（温度过低时通过水浴式电加热器复热）之后进行调压加臭计量，最终进入城区中压管网，供城区用户使用。4.4主要设备技术要求4.4.1 LNG储罐技术要求LNG储罐主要技术条件、参数、性能LNG储罐设计技术参数表序号项目内容器参数1名称LNG储罐2设备

8、形式立式3台数1台4全容积：50 m/30m5充装系数90%6内筒的工作温度：-1627外筒的工作温度：环境温度8内筒的设计温度:-1969外筒的设计温度:5010内筒的材质：06Cr19Ni1011外筒的材质：Q345R12内筒设计压力：1.0MPa13外筒设计压力：-0.1MPa14内筒工作压力： 0.8MPa15外筒工作压力：-0.1MPa16净重14t17日蒸发（LNG）%day0.2 %/d18绝热方式真空粉末绝热19真空度 pa520预期使用寿命20年设备设计、制造、检验标准 固定式压力容器安全技术监察规程 TSG R0004-2009 钢制压力容器 GB1501998 碳素结构钢

9、和低合金钢热轧厚钢板和钢带 GB32742007 不锈钢热轧钢板和钢带 GB4237-2007 钢制对焊无缝管件 GB/T124592005 流体输送用不锈钢管 GB/T149762002 绝热低温压力容器 GB184422001 低温绝热压力容器试验方法 GB18443-2001 钢制压力容器焊接规程 JB/T4709-2000 压力容器的涂敷与运输包装 JB/T4711-2003 承压设备无损检测 JB/T47302005 钢制压力容器用封头 JB/T47462002 空气分离设备表面清洁度 JB/T6896-2007 低温液体贮运设备使用安全规则 JB/T6898-1997其他技术要求：

10、储罐要求立式双圆筒结构，隔热形式采用真空粉末绝热结构，内外罐间采用可靠的吊（悬）挂柔性连接。内罐材质0Cr18Ni9，外罐材质Q345R。 双层之间的出厂（封结后）真空度不得低于国家标准并能够确保日蒸发率0.2 %，真空度0.3Pa指标的要求。 储罐应自带相应的真空隔离阀、真空规管、液位计（含远程控制相应管路）、液位显示控制组合阀、压力表（包括压力远传）、根部阀门等，储罐与自带的所有设施应为焊接连接形式。储罐需根据国家相关规范标准的要求设置相应的安全装置； 储罐外罐表面要求进行彻底的喷砂除锈处理，喷涂优质进口环氧漆确保外表油漆至少三年内不变质、褪色，外表要求光洁，无瑕疵； 采用顶部进液方式，并

11、具备下进液功能，以减少卸车放空损失。6 储罐使用寿命不低于20年。7 储罐液位计采用德国（WIKA）产品。8 储罐具有防过量充装系统，设液位报警装置。4.4.2 EAG加热器设备简介加热器由1个单元组成，安装方便，兼具为BOG、EAG加热功能；主体材料采用高强度铝翅片管，利用空气中的热量加热管内低温气体并使其温度升高至常温输出。支脚采用防锈角铝。设备技术条件、参数、性能序号名称EAG加热器1设计流量150Nm3/h2数量1台3型式空温式、立式4进口介质NG/LNG5出口介质NG6设计压力1.0MPa7工作压力0.6MPa8设计温度-1969进口温度-16210出口温度不低于环境温度15设备设计

12、、制造、检验标准 承压设备无损检测 JB/T4730.16-2005 铝制焊接容器 JB/T4734-2002 空气分离设备用有色金属压力容器设计规定 JB/TQ711-88 空气分离设备表面清洁度 JB/T6896-20074.4.3 卸车增压器汽化器由1个单元组成，安装方便；主体材料采用高强度铝翅片管（3003-H112），利用空气中的热量加热管内液体并使液体气化输出. 主要技术条件、参数、性能序号名称卸车增压器1设计流量0300Nm3/h之间2数量1台3型式空温式4设计压力0.84MPa5工作压力0.6MPa6设计温度-1967进口温度-1628出口温度-137 设备设计、制造、检验标准

13、 承压设备无损检测 JB/T4730.16-2005 铝制焊接容器 JB/T4734-2002 空气分离设备用有色金属压力容器设计规定 JB/TQ711-88 空气分离设备表面清洁度 JB/T6896-20074.4.4 水浴式电加热器名称水浴式加热器设计流量Nm/h1000/800数量1台型式电加热式功率30KW设计压力1.0MPa工作压力0.66MPa进口温度-20出口温度10进口介质NG出口介质NG冬季环境温度较低时，空温式气化器出口温度低于5时，开启水浴式加热器对天然气复热，保证天然气温度上升至10-15。 4.4.5空温式气化器空温式气化器的总气化能力按照高峰小时流量的1.3-1.5

14、倍确定，根据各站高峰小时流量确定空温式气化器规格。各站选用两台空温式气化器，型式均为空温立式，一台工作，一台备用。设计参数见下表：序号名称空温式气化器1设计流量Nm3/h 1000/8002数量2台3型式空温式，立式4设计压力0.84MPa5工作压力0.6MPa6设计温度-1967进口温度-1628出口温度-209进口介质LNG10出口介质NG4.4.6 调压橇（1）调压流程及相关技术参数本项目根据LNG气化站的规模选择调压橇一套。调压装置采用“2+1”结构，即一开一备一旁通。采用一级调压，所需调压前系统工作压力为0.6MPa，调压后工作压力为0.2-0.4MPa，最大处理能力根据各站最大小时

15、用气量确定。 计量采用涡轮流量计，具有压力、温度的校正和补偿功能。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。系统将经过空温和水浴加热后的天然气送到调压橇，经过过滤、调压、计量、加臭后接入中压管网。（2）调压橇组成调压橇由调压计量系统、控制系统、加臭系统等三部分组成。 调压计量系统由进气管路、进口球阀、调压器、安全放散阀、压力表、温度计、流量计、控制阀门、压力及温度传感器等组成。 控制系统由压力及温度传感器、防爆接线盒、温度仪表、压力仪表、流量仪表、报警控制仪表各种开关组成。 加臭系统由加臭机直接向调压后的天然气注入加臭剂。项目指标调压前调压后设计压力MP

16、a0.80.4工作压力MPa0.60.2-0.4工作流量Nm3/h800 /700设计温度6060介质温度55介质名称天然气天然气腐蚀余量mm224.5 管路系统 设备设计、制造、检验标准 TSG D2001-2006 压力管道元件制造许可规则 TSG D7002-2006 压力管道元件型式试验 GB3323-2005 钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级 GB/T12459-2005 钢制对焊无缝管件 GB/T12771-2008 流体输送用不锈钢焊接钢管 GB/T12777-2008 金属波纹管膨胀节通用技术条件 GB/T14525-1993 波纹金属软管通用技术条件 GB/T14976-2

17、002 流体输送用不锈钢无缝钢管 GB 50235-1997 工业金属管道施工及验收规范 GB 50316-2000 工业金属管道设计规范 JB 4708-2000 钢制压力容器焊接工艺评定 JB/T47302005 承压设备无损检测 HG/T 20592-2009 钢制管法兰（PN系列） 产品特点不锈钢管道保温层由多层绝热材料复合组成，以减少热传导和辐射传热，绝热材料紧贴管道外壁以降低对流传热，同时减少固体传热，使管道冷量损失降低，能充分满足低温液体长距离输送。本工程系统管路采用高真空规管，不能采用真空绝热管道的，采取绝热保冷方式。管道与管道、阀门等的衔接处，进行保冷，绝热保冷材料采用改性聚

18、氨酯或PIR。管路系统采用集成化。本工程的深冷管道运行温度一般在-145 C-165 C范围之中，而当气化站处于液氮冷态调试过程中时，这时的工作介质为液氮，温度为-196 C。因此，保冷材料的工作温度范围应该为-196 C环境温度。本工程站区属于重点消防防火区域，必须要求材料具备难燃特性，氧指数应 30，即B1级以上。 高真空管道要有如下特点：a.一体式结构：提高管道的剪切强度和抗压强度。b.使用寿命长：可以保证管道使用寿命。c.100%密封防水：采用外保护层以及可靠的接头密封解决方案，可以保证系统的密封防水性能。d.该真空管道在质保期内保证出厂的真空度。 产品基本参数：使用环境温度：-405

19、0工作介质：LNG设计温度：-196 工作温度：-162结构形式：管道保温层由多层绝热材料复合组成4.6 阀门LNG气化站采用专用低温阀门，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、安全阀、止回阀等等，另外还包括气动低温球阀。根部阀除满足上述要求外，采用英国BESTBELL品牌或德国Herose，管道安全阀、储罐安全阀及安全阀根部阀门采用德国HEROSE品牌，具体见附件。管道阀门选用按照国家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

20、可采用焊接型式连接或螺纹连接型式。阀瓣密封圈采用进口的增强四氟材料，在-196仍有韧性，常温、低温交变仍保持固有的机械性能，从而保证任何工况都有良好的密封性。 执行标准GB/T 12230-2005 通用阀门不锈钢铸件技术条件JB/T 7248-2008 阀门用低温钢铸件技术条件JB/T 450-2008 锻造角式高压阀门技术条件JB/T 7449-1995 低温阀门技术要求JB/T 7447-1995 针形截止阀JB/T 9094-1999 液化石油气设备用紧急切断阀技术要求JB/T 7550-2007 空气分离设备用切换蝶阀JB/T 9081-1999 空气分离设备用低温截止阀和节流阀技术

21、条件JB/T 9092-1999 阀门的检验与试验5.站控系统站控系统主要由供配电系统、控制系统组成，系统主要配置如下：供配电系统配置总配电柜、变频控制柜，为所有用电设备包括工艺设备、可燃气体报警控制系统、火灾报警系统、照明、检修电源配电，柜内配置安全隔离栅。控制系统配置PLC控制柜，为所有流程及设备启停提供显示与控制，配置安全隔离栅。5.1站控系统的仪表选型要求工程仪表选型依据为：采用适用于天然气介质、爆炸1区、2区、露天使用的外壳材质为铝合金的仪器仪表，并考虑环境温度、湿度、震动加速度等因素。检测仪表均为技术成熟、性能稳定的进口仪表。变送器采用智能型带就地显示产品。温度传感器采用pt100

22、带变送器420ma输出。现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表420ma标准信号输出。现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性。控制电缆和动力电缆均采用本安阻燃型。5.1.1压力、温度、差压变送器设备选型要求仪表信号为420ma直流信号。仪表选型具有高可靠性并满足精度要求；仪表精度要求不低于0.2级。爆炸危险区内选用与爆炸、火宅危险环境相适应的仪器仪表，防爆等级为EX Dct6，防护等级为 IP65。 一次仪表均采用罗斯蒙特或者是德国西门子产品。5.1.2仪表风系统螺杆式空压机、干燥机、油水分离器、两级过滤器一套，满足本LNG气化站设

23、备及操作用压缩空气。基本参数：工作介质： 压缩空气工作压力： 0.8MPa露点： -40含尘粒径 0.5m 再生方式 无热再生吸附 控制方式 微电脑 仪表风储罐 体积 ：0.5方6.安防系统系统包括视频监控系统及周界防范报警系统两个部分。视频监控系统的前端采用一体化彩色智能摄像枪，全部配备云台和红外夜视灯等设备，均能实现24小时视频监控。在夜间光线不足的条件下，画面可由彩色自动转为黑白，同时开启红外夜视灯补充照明，加强夜间视频图像的清晰度。通过云台，每个监控点可以实现水平0-356、垂直+690全方位监控，通过可变焦镜头视距可达50m以上。系统采用带预置位的云台控制解码器，可以根据要求编制预置

24、位编号，并在需要时输入预置位编号使摄像枪立即转向指定区域。可根据要求设定有效的巡航路线监控场站不同范围的重要监控区域。周界防范系统采用红外对射探头实现场站封闭保护，无形设防。红外对射探头安装在场站四周围墙上，当有外来非法入侵者穿越防区进入场站时，周界防范系统能够准确、快速地将报警信号传送至报警联动主机，同时输出联动控制信号启动相关联动装置。 上述两个单独的系统通过监控软件平台及报警联动盒实现联动，当有非法入侵报警信号时，报警联动主机将报警信号分析处理后产生现场声光报警，同时产生联动控制信号提供给视频监控主机，自动提起相关预置位转动云台到相应监控位置，进行实时的视频监控和录像，并可通过专用线路进

25、行远程报警信息上传。监控中心可以通过语音广播系统对各场站进行定点喊话，可用于警示现场非法入侵者或其他现场紧急情况，也可用于站消防应急事故演练中的统一指挥。6.1系统技术要求： 1、必须具备能够向调度中心上传视频信号的能力。2、本地对系统内的各路视频进行存储，支持自定义设置起止时间。3、对于已经存储的视频录像，能够任意选择进行回放，可检索历史资料,具有备份功能。4、具有分级权利权限，具备有效的安全管理措施，防止非法操作、非法修改系统设置以及非法监控与管理，并满足升级扩展要求。5、加气站内设置天然气泄漏检测系统，可燃气体浓度探测器及控制器应采用售后服务完善、产品稳定的国内知名品牌，其中气体浓度探测

26、器的传感器应注明传感器类型。6、火焰探测器、可燃气体浓度探测器应采用误报率低，反应速度快，能够系统故障自诊断，维护成本低的产品。7、设置泄漏检测回路，3个可燃气体检测探头（分别卸车区、泵橇区、调压加臭区），1个温度开关（围堰内）。报警器安装在值班室，并配有备用电源。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高、低限报警，并能自动启动ESD系统。6.2硬件要求：6.2.1数字硬盘录像机：采用高性能DSP实现H.264视频编码压缩；支持视频环通输出；支持事件压缩功能；支持DDNS、NTP功能；支持多种解码器协议；支持通过网络设置参数、预览图像及云台控制；支持键盘控制；支持USB设备、SATA

27、刻录机对录像手动备份，支持SATA硬盘自动备份；支持USB鼠标；6.2.2摄像头：同步对焦红外摄像机8-20 mm同步对焦镜头。1/3 SONY CCD 540线 (可选)主板超宽电压 :8-18V内置RS485信号输出线控功能双琉璃结构减少红外干扰含静电保护功能，断电记忆功能7、安装调试7.1安装调试技术人员安排计划设备安装调试由乙方负责完成,整体调试在甲方协调下，由甲方负责组织，乙方LNG车辆单位配合完成。其中调试用LN2/LNG由甲方负责运输到现场，调试用LNG汽车和调试计量精度的电子秤、车用储罐由甲方协调到位，调试所涉及的水、电、气费用由甲方承担。调试过程中，投标方增派1名LNG汽车改

28、装工程师到现场配合，并要求控制系统、低温泵和售气机供货商 服务人员到场配合，费用由乙方承担。7.2 安装工程本工程由乙方选定专业施工队伍进行安装和调试，并由乙方负责整个施工过程管理工作，在质量、进度上全程控制，负责按照当地主管部门要求办理完成特种设备安装改造维修告知单压力容器安全检验报告并承担相关费用，协助施工队伍编制科学的吹扫试压方案、冷试方案，投产试运方案，所有方案通过甲方及监理的审查后才允许实施，乙方协助完成上述工作。7.2.1办理特种设备安装改造维修告知单所需资料：特种设备安装改造维修告知单一式3份。施工单位特种设备安装改造维修许可证原件及复印件（加盖公章）。施工人员特种装备作业人员证件原件及复印件（加盖公章）。施工项目合同原件及复印件（加盖公章）。使用单位组织机构代码证复印件。1 项目施工方案及其安全防护措施。2 产品合格证原件和复印件。制造厂家的制造许可证（审核原件，复印件加盖公章备案）。办理压力容器安全检验报告办理步骤：与当地主管部门联系进行现场检测。由具有相应资质的检测单位对管线焊缝和安装进行检测。7.3 进液调试7.3.1 调试前全面检查调试前应对以下内容进行全面检查: 检查所有设备的安装是否可靠;检查电气线路是否安装良好，接地是否可靠，接地电阻符合技术要求；管路系统安装可靠，保冷良好，阀门位