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1、L-CNG工程提案书2011年03月14日3/h BOG 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:300Nm7h BOG加热器技术参数表3/h EAG 加热器本系统选用1台300Nnr7h空温式EAG加热器,采用立式结构。序号技术参数单位数量备注1进口介质NG2出口介质NG3气化能力Nm3/h3004工作压力MPa1.05环境温度6设计温度-1967进口温度-1628出口温度环境温度o9进口口径mmDN5010出口口径mmDN5011主体材质LF2112安装形式立式、支腿、室外单台气化器技术参数如下:300Nm3/h EAG加热器技术参数表
2、3/h贮罐增压器序号技术参数单位数量备注1进口介质NG2出口介质NG3气化能力Nm3/h3004工作压力MPa1.05环境温度6设计温度-1967进口温度-1628出口温度环境温度-1O9进口 口径mmDN4010出口口径mmDN4011主体材质LF2112安装形式立式、支腿、室外本系统选用2台300Nm7h空温式LNG贮罐增压气化器,采用 卧式结构。单台气化器技术参数如下:300Nm7h空温式LNG贮罐增压气化器技术参数表3/h卸车增压器序号技术参数单位数量备注1进口介质NG2出口介质NG3气化能力Nn?/h3004工作压力MPa0.5 0.65环境温度6设计温度-1967进口温度-1628
3、出口温度-1629进口口径mmDN4010出口口径mmDN5011主体材质LF2112安装形式卧式、支腿、室外本系统选用2台300Nm3/h空温式LNG卸车增压气化器,采用卧式结构。单台气化器技术参数如下:300Nm3/h空温式LNG卸车增压气化器技术参数表338平安泄压、放空系统序号技术参数单位数量备注1进口介质LNG2出口介质NG3气化能力Nm3/h3004工作压力MPa0.5 0.65环境温度6设计温度-1967进口温度-1628出口温度-1629进口口径mmDN3210出口口径mmDN5011主体材质LF2112安装形式卧式、支腿、室外平安泄压系统主要由平安阀、平安阀出口支管、各手动放
4、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。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)o2)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
5、头 螺栓螺母(0Crl8Ni9),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PTFE05)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(96)。主要包括:专用 长轴截止阀、短轴截止阀、三通阀、平安阀、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0Crl8Ni9,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
6、法兰连接型式。二、常温工艺管线1)管道材质 20#/SMLS (GB/T8163-87)或 Q235-B (GB/T13793-92) o2)管件材质20#/SMLS,符合GB/12459-90标准的对焊无缝管件。3)法兰符合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。4)密封垫片采用柔性石墨复合垫片,芯板采用低碳钢。5)阀门应满足输送常温NG压力(压力级别PN1.6MPa)、流量要求,主 要包括:球阀、平安阀、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工程供货范围及价格序号名称型号或规格数 量单位
7、单价总价1LNG储罐100m3 / 台2a70000014000002BOG加热器300Nm3/h1a16000160003EAG加热器300Nm3/h1台16000160004贮罐增压器300Nm3/h2a17000340005卸车增压器300Nm3/h2台17000340006低温高压泵1500L2A2400004800007LNG高压空温式气化器lOOONm3/h2A1000002000008LNG高压水浴式气化器lOOONm3/h1A1200001200009LNG高压水浴式复热器lOOONm3/h1台800008000010顺序控制板1A500005000011储气井lm36套700
8、0042000012加气机双枪2A15000030000013加气柱14800008000014控制柜电脑、PLC控制1套15000015000015低温高压阀门LCNG 用1批15000015000016低温阀门配套1套15000015000017低温软管卸车用2套100002000018装置钢结构配套1套500005000019工艺管道与阀门配套1套10000010000020站控仪表系统配套1套10000010000021低温管道保温配套1套800008000022系统吹扫与预冷配套1套300003000023平安放散系统配套1套800008000024安装工程费配套1套35000035
9、000025工程管理费配套1套500005000026设备运费配套5车100005000027合计459000028供电配电配套甲方29消防配套配套甲方30工程设计配套甲方31土建地面/路面/建筑物 /构筑物/围墙甲方32给水排水采暖照明配套甲方33仪表风、空气系统配套甲方34热水循环系统配套甲方41合计45900004、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
10、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 量选用隔爆型粕热电阻PtlOOo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LN
11、G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工程位置现场业不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储罐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天津安耐吉燃气技术工程位置现场显示控制室显示记录报警连锁灌瓶区消防消防水泵开启消防水泵停机2011 年 03 月 14 H目录
12、1、概述1工程名称及建设地点1设计规模1设计原那么1L4设计执行的规范及标准1气质条件2设备对气质的要求22、总平面布置33、工艺技术方案3设计参数3流程简介4工艺设备选型及配置83.1 供货范围及价格164、站内配套设计184.1仪表自控181、概述工程名称及建设地点1、工程名称L-CNG储藏站工程2、建设地点设计规模储存规模:2X100m3液化天然气L-CNG加气量:20MPa lOOONmVh (CNG撬车、出租车用气)1.1 设计原那么(1)符合现行国家关于燃气的有关规范、规定和标准的要求。(2)工程要做到平安可靠、布局合理。1.2 设计执行的规范及标准(1)城镇燃气设计规范GB500
13、28-2006(2)石油天然气工程设计防火规范GB5O183-2004(3)建筑设计防火规范GBJ16-87 (2001版)(4)石油化工企业设计防火规范GB50160-92(5)工业金属管道设计规范GB50316-2000(6)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92(7)建筑物防雷接地设计规范GB50057-94(8)化工企业静电接地设计规范HGJ28-90L5气质条件气源以吉林天富能源LNG为例:吉林天富能源LNG气质组分报告如下L6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。序号工程参数备注组分mol%1ch486.232C2H612.773c3H80.344n2
14、0.66合计100性质1低热值(Mj/Nm3)39.469395.2Kcal/Nm32高热值(Mj/Nn?)43.7410414.3Kcal/Nm33平均密度(kg/Nm3)0.80594相对密度0.625空气为i.o5动力粘度(Pa*s)19.986运动粘度(n?/s)22.917华白数56.708燃烧势42.412、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、加气装区装区装区贮罐区由2台lOOti?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。LN
15、G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lOOONmVh LNG空温式气化器(高压)、1台 1000Nm3/hLNG水浴气化器(高压)、1台1000Nm3/h LNG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、工艺技术方案设计参数LCNG车用加气
16、量:CNG 压力:20MPa流量:1000 Nm3/h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 300Nm7h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0.55MPa0.65MPa, 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储藏站工艺流程图LNG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
17、箱槽车增 压至0.600.65MPa,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300Nnr7h卸车增压器(空温式气化器),允许2台车同时进行装卸作业。322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 0.550.65MPa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
18、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假设干控制阀门组成,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。气化系统气化加热工艺设备采用2台1000Nm3/h LNG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/h LNG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CNGO回收系统根据LNG贮
19、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0.40.7MPa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300Nm7h,采用空温BOG加热器加热。平安泄放工艺天然气为易燃易爆物质,其平安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300Nm7h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,设置手动放空加平安阀的双重措施。3.1 工艺设备选型及配,贮罐气化站设2台lOOn?LNG贮罐,单台100 m3LNG贮罐工艺技术参数及供货范围如下: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平安技术监 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。
限制150内