气化站3000方设计方案.docVIP

LNG气化站总体方案 设计背景 天然气用量按实际3000Nm3/h计算，储罐BOG排放的回收按300Nm3/h计算，考虑设计余量预按1.2-1.5倍计算，使用压力为0.2～1.0Mpa（也根据用户需求调整），连续供气，本设计总量为3000Nm3/h。 工艺流程（见附图）及设计说明 1、流程设计思路 LNG 通过液化天然气槽车运输至气化站点，经过站内卸车增压器对槽车储罐增压，利用压差将 LNG 送至低温LNG 储罐储存，储罐储存期间压力保持在 0.3MPa，储存的温度为-162℃。使用时，储罐内的 LNG 利用储罐增压器增压，同样利用压差将 LNG 送至空温式气化器，经过与空气换热，升高温度发生相变，转化为气态，超过 5℃以上，经调压、计量、加臭后进入输配管网。 低温真空粉末绝热储罐的日蒸发率一般为 0.3%（质量），这部分气化了的气体如果不及时排出，会使储罐上部气相空间的蒸发压力逐渐升高。为保证储罐的安全，通过降压调节阀根据压力自动排出罐顶的气体（BOG），这部分 BOG 气体经 BOG加热器加热后，经过调压、计量、加臭后，再进入管网。 LNG 储罐上装有高、低液位报警设施及压力超压报警。在 LNG 储罐上和每两端封闭的管段中均设有安全放散阀，以保证储罐和管道的安全，安全放散的气体经 EAG 加热器加热后直接通过放空管放空。 设备配置及各工艺说明 设备配置表及初步报价 主要设备名称数量规格型号备注报价立式低温液体储罐2台100m3/0.8MPa现场安装168卸车撬1台CRYOSTAR/LEXFLOW泵一台，真空泵池一台，配套阀门、真空管、仪表、变送器等现场安装30气化站整体控制系统1套自动化卸车，进出口温度，压力监控，调压控制，温度控制等现场安装16空温式气化器2台3000 Nm3/h 1.6MPa现场安装20水浴式汽化器1台3000Nm3/h 1.6MPa现场安装7BOG增压气化器1台500 Nm3/h 1.6MPa现场安装1.2EAG气化器1台200N m3/h 1.6MPa现场安装0.8储罐卸车增压器1台500N m3/h 1.6MPa现场安装1.2调压计量撬1台3000Nm3/h??出口压力0.2-1.0Mpa整体成撬28缓冲罐1台3m38总价报价：280.2万元(100立方*2，储气量12万方气) 如果不采用泵卸车与控制系统，可减少46万，一槽车LNG增压卸车需要5小时以上卸完，泵卸车2小时左右卸完。备注：初步报价中仅包含现场工艺设备，不含运输、安装及现场安装材料等费用。 2、卸车工艺 槽车到达指定地点后，通过金属软管与槽车对应的出液口、增压液相口、气相口的法兰连接。槽车的LNG经卸车增压器、槽车增压气相阀后返回至槽车气相，以此到达给槽车增压的目的。当槽车压力大于储罐压力后，通过压差，槽车LNG经卸车紧急切断阀、止回阀、储罐上进液阀进入储罐；同时具备泵卸车能力，通过泵将槽车内液体加压抽入储罐，大大加快卸车时间。 本设计选用 1 台卸车增压器，主要工艺参数如下： 设计进口/出口温度：－196℃/－196℃ 设计压力：1.92MPa 设计气化量：300Nm3/h 3、增压工艺 增压设备包括空温式气化器、升压调节阀及若干低温阀门和仪表。当 LNG 储槽压力（升压调节阀后压力）低于设定压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为 NG 后通过储槽顶部的气相管进入罐内，储槽压力上升；当 LNG 储槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG 的排出，储槽压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将 LNG 储槽压力维持在设定压力范围内。正常情况下，增压工艺不需要连续运行，因此选用空温式气化器不需定期化霜，不需设置备用路进行切换，可以满足增压工艺的要求。主要工艺参数如下： 设计进口/出口温度：－196℃/－196℃ 设计压力：1.92MPa 设计气化量：300Nm3/h 4、气化工艺 本设计采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，在冬季空温式气化器出口温度达不到要求时，使用水浴式加热器进行加热以保证供气。既可满足生产需要，又可降低能耗，减少操作费用。LNG 气化器选用自然气化空温式气化器，由于空温式气化器要定期除霜，定期切换。因此设计共选用 2 台 3000Nm3/h 气化器分为两组切换使用。 主要工艺参数如下： 设计进口/出口温度：－196℃/－20℃~50℃ 设计压力：1.92MPa 设计流量：3000Nm3/h（单台） 水浴气化器主要用于将低温 NG 升温而设置，对空温气化器起辅助升温作用。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中的冷态