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LNG培训资料

来源:百度文库 日期:2013-02-25 浏览量:
 
                                             
LNG培训资料
1.LNG的发展…………………………………………………………………………2.
2.中小规模LNG技术原理…………………………………………………………...4.
3.LNG设备选型…………………………………………………………..…………..9.
5.安装及操作规范事项…………………………………..…………………………..13.
6.电气控制说明………………………………………………………………………19.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
一.LNG的发展
 
1.1 世界一次能源消费结构变化趋势
世界一次能源消费结构变化趋势从图1可以明显看出:煤炭、石油和天然气的消费起步始于1870年左右。煤炭的消费在1930年达到最高峰,然后逐年下降,而石油的消费高峰差不多推后半个世纪,引人瞩目的是世界一次能源消费渐渐被天然气所替代。
1.2 LNG的广泛用途
所谓LNG是英文Liquefied Natural Gas的缩写,中文译为液化天然气。LNG是天然气经过净化之后,通过压缩升温,在混合致冷剂的作用下,冷却移走热量,并除去其中的氮气、二氧化碳、固体杂质、硫化物和水,再节流膨胀而得到一162℃的以液态形式存在的LNG.经过这一过程,天然气体积缩小了600倍。天然气液化后,为维持其低温状态,必须用特殊冷冻船运送到买方接收站,并经由卸料臂送到低温储存,经由海水汽化装置,将低温液态天然气复原为常温气态天然气,然后经由管线,将天然气输送到发电厂、工厂及家庭用户使用。LNG作为一种清洁燃料,必将成为新世纪的主要能源之一。概括其用途,主要包括:
(1)用作城市管网供气的高峰负荷和事故调峰
 (2)用作大中城市管道供气的主要气源
 (3)用作LNG小区气化的气源
 (4)用作汽车加气的燃料
 (5)用作飞机燃料
 (6)LNG的冷能利用
1.3 国天然气发展策略
我国天然气发展策略可概括为:立足国内,利用海外,西气东输,北气南下,海气登陆,就近供应。随着基础产业改革力度的加大,我国燃气市场垄断局面逐步被打破,燃气行业发生了巨大的变革,迎来了崭新的发展生机。国外资本,民营企业、个人资金纷纷涌入基础设施产业,不断涉足燃气设施基本建设,促使我国LNG生产厂的上马,形成了国内生产和国外进口相结合的LNG发展道路。这样有利于我国充分利用国产 LNG来提前开发中小城镇燃气市场,为将来天然气大管网供气铺路,提前做好天然气转换的各种工作,为加速我国天然气事业的发展起着积极的推动作用。
1.4 LNG小区气化发展具有宽广的前途是基于:
(1)其气源LNG是将天然气液化缩小600多倍的液体,可在公路、铁路、海上通汽车槽车、火车槽车和轮船进行灵活高效的运输。
 (2)建设投资省、见效快、方式灵活。
(3)气化成本远比LPG气化成本低,经济合算。
(4)LNG本身价格比LPG价格至少便宜31%,价格波动比较平稳。
(5)与LPG比较,安全可靠,其气相密度0.74Kg/m',比空气轻,稍有泄漏,即可随空气亦散,其着火点为650~C,比LPG的460~C要高,其爆炸极限为5%-15%,比LPG的1%-15%要窄,使用起来会更安全。
(6)LNG的主要成份为甲烷,燃烧后排出的二氧化碳比LPG少3-4倍,减少了温室效应,是非常理想的民用燃料、工业燃料、发电燃料、车用燃料。
(7)工艺流程简单,容易实现自动化操作,建设城市LNG卫星站可作为城市供气主要措施,又可以作为城市供气调峰设施,可成为与管道天然气对接之后的调峰和储存设施。
随着我国经济建设的迅速发展和人民生活的不断提高,中国广大中小城镇,建设3至5万户、8至10万户规模的LNG小区气化站来满足人们生活用气和商业用气成为可能和现实。
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
.中小规模LNG技术原理
我们非常熟悉LPG的特性和各种运行工艺,这对理解LNG的工艺会有帮助,但同时也会带来一些障碍,原因是低温储罐内的介质与环境处于绝热状态,并且介质与环境存在很大的温差,这两点导致了LNG与LPG工艺和设备的不同。中小规模LNG气化站与液态氮和液态氧的工艺设备和技术很接近,除了为解决防爆和安全方面而采取的措施不同外,工艺原理和技术大致是相同的。
2.1 LNG特性参数(不同产品会有所不同)
A. 成分:甲烷:96%、乙烷3%、丙烷0.7%、其他0.3%
B. 临界温度:-77℃
C. 饱和压力:0.3Mpa(-145℃)
D. 热值:8950大卡/标方
E. 密度:液态 0.42 t/M3 气态 0.71 kg/M3
F. 液态体积与气化后气体体积的比例:1:600
2.2低温储罐和压力式低温储存原理
中小规模LNG站采用的是压力式低温储存方式,即储罐工作在受压的低温状态下。储罐工作压力一般选在0.3-0.6Mpa之间,工作温度在-140℃左右,低温储罐的设计压力一般在1Mpa左右,设计温度-195℃,低温储罐的结构很像暖瓶,是双层结构,内胆存储低温液体,它要承受介质的压力和低温,所以制作内胆的材料必须采用耐低温合金钢(0Cr18N9);外壳的作用是为了形成内胆的绝热层,它使外壳与内胆之间保持一定间距,形成绝热空间,并通过支撑装置固定内胆,它要承受内胆和介质的重力载荷以及绝热层的真空负压。
因为外壳不接触低温,所以一般是用容器钢制作;绝热层的制作方法有多种,目前应用比较多的是将绝热空间填充珠光沙,并抽成高真空的方法。低温储罐绝热性能的一个重要技术指标,叫做蒸发率,对LNG罐一般为=<0.2%,它表示的是一天24小时中,由于储罐绝热层泄露而使得外部热量传入储罐内胆,导致气化的液体体积与储罐容积的百分比。
例如,一台容积100M3低温储罐,每天会有大约0.2M3的液体变为气体。由于内胆固定和增压工艺方面的原因,低温储罐一般做成立式,较少使用卧式结构。再好的绝热也不是绝对的,热量的缓慢传入使得储罐内的液体缓慢蒸发,压力缓慢而持续的上升,这是低温储罐工艺流程上要解决的第一个问题。相反,由于绝热作用,当运行过程中液位下降时,罐内液体不能从罐壁上获得热量气化,来弥补压力下降,这是工艺流程要解决的第二个问题。这两个问题对于LPG工艺流程是不用考虑的,搞清楚这两个问题对于熟悉LPG工艺的技术人员理解LNG工艺十分重要。低温储罐的接口与LPG储罐相似,有气相接口、进液口、出液口和液位检测口。不同的是,由于绝热和内部结构原因,所有接口都集中在储罐的一个封头上,一般不能随处开口。比如,安全阀是安装在气相管上的,不单独开口;一般也不单独设置排污口。另外需要特别说明的是,进液管一般有两个,一个下部进液管,还有一个上部进液管。进液管的结构和原理,后面专门介绍。
2.3 低温储罐的减压原理
为了防止热泄漏引起的罐内压力升高,压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力上限。在储罐的气相管道上设置自动减压阀,当储罐内压力升高到设定值时,自动减压阀便缓慢打开,将罐内气体放出,当压力降回到设定值以下时,自动减压阀自动关闭。如下图所示。需要指出的是,这里所说的自动减压阀并不是我们常用的气体减压阀。一般减压阀靠出口端压力控制阀的动作,而这种减压阀靠进口端压力控制阀的动作,另外它要耐受低温。
释放出的气体一般不放入大气,后续的工艺会将其回收利用。这部分气体简称BOG。
2.4 低温储罐的增压原理
低温储罐的出液工艺,是以储罐的自压为动力的。液体送出后,液位下降,气相空间增大,导致罐内压力下降。因此,必须不断向罐内补充气体,维持罐内压力不变,才能满足后面工艺的条件。这个过程叫增压。在储罐的下面设有一个增压气化器和一个自动增压阀。增压气化器是一个空温式气化器,它的安装高度要低于储罐的最低液位。自动增压阀与自动减压阀的动作恰好相反,当阀的出口压力低于设定值时打开,而压力回升到设定值以上时关闭。
 增压的过程是这样完成的:当罐内压力低于自动增压阀的设定值时,增压阀打开,罐内液体靠液位差缓缓流入增压气化器,液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升,当压力回升到增压阀设定值以上时,自动增压阀关闭。这时,增压气化器内的压力会阻止液体的继续流入,增压过程结束。
对于液体输出流量很大情况,一般要求自动增压阀的口径很大,以满足大量补充气体的需要。而机械式的自动增压阀很难做到大口径,所以增压流量很大情况下,需要使用自动调节装置。用电磁阀取代自动增压阀,储罐上的压力传感器把压力信号送入数字式调节器,调节器将输入信号与设定值进行比较,然后输出控制信号操纵电磁阀的开与关,实现增压目的。
2.5 低温储罐工作压力的确定
从减压和增压的原理可以看出,储罐工作过程中它的压力实际上是波动的,波动范围的上限由自动减压阀设定,下限由自动增压阀设定。由于这两个调节阀精度上的原因,上下限之间需要一个基本的范围,以保证互不干扰,这个范围(即压力波动的上限与下限之差)应在0.05Mpa以上,合适的范围应在设备调试中最后确定。储罐的工作压力是由后续的工艺要求决定的,对于一般的民用或工业用气化站来讲,气化站的出站压力一般在0.2-0.4Mpa之间,储罐压力至少高出这个压力0.1Mpa。因此,LNG气化站低温储罐的工作压力一般在0.3-0.7Mpa之间。最终,储罐能够实现的工作压力是由四个因素决定的:一是储罐的设计压力;二是自动减压阀的可设定值;三是自动增压阀的可设定值;四是安全阀的可设定值。
2.6低温槽车卸车工艺原理
与LPG不同,LNG与环境温度有很大温差,有很大的冷能,所以LNG卸车不需要额外消耗动力,完全利用温差进行。低温槽车一般有两个接口,一个液相口,一个气相口。卸车过程中,液相口经管道连接到站上低温罐的进液口,用来输送液体;而气相管道的作用是在液体卸完后回收槽车内气体用的,作用与LPG完全不同。
卸车过程是这样完成的:利用槽车自身的增压装置给槽车罐升压,使其压力超过站上储罐压力0.1Mpa以上,然后打开液相阀门,液体便流入站上的储罐内。液体卸完后,通过气相管将槽车内的气体回收到BOG管中,卸车就完成了。卸车中有两个问题需要解决,一是随着液体进入液位升高,储罐气相空间产生压缩效应,导致储罐压力升高,升高到接近槽车的压力时,液体流量大大下降,直至停止;二是液体在管道中流动和进入储罐后可能产生气化,生成的气体也会进入储罐内,导致储罐压力升高,阻碍卸车。如何解决这两个问题,是LNG卸车工艺的关键。解决第一个问题的办法一般只有给气体的释放找一个出路,前面介绍的自动减压阀就是一条放出气体的出路,但自动减压阀是为储罐放出自然蒸发气体而设置的,
流量很小,阀的口径也很小,满足不了卸车中放出气体的流量需求。比较简单的方法,是在自动减压阀上并联一个截止阀,卸车过程中打开,提高流量,卸车结束后关闭。解决第二个问题,需要结合储罐进液口的结构和进液的操作工艺才能实现。
储罐的进液口一般有两个,一个是上进液口,它连接到储罐顶部的一个喷淋装置,进液时液体以喷淋方式进入罐内;另外一个是下进液口,它与一般储罐的进液口相同。两个进液口的使用方法,要看槽车内液体与储罐内液体的温差。槽车液温低的情况下,可选择上部进液。因为液体温度低于气体温度时,两者界面上的液化过程增强,液体以喷淋方式穿过储罐气相空间时,液滴会吸收储罐内的气体,使得储罐压力下降,有助于卸车速度加快。上进液之所以采用喷淋方式,是为了增大气液相的接触面积,加大减压效应。在槽车液温高的情况下,应选择下部进液,温度较高的液体进入储罐后先接触罐内的液体,使其尽快降温,减弱气化倾向,减少气体产生,避免对卸车的影响。
当然,如果槽车与储罐没有温差,可任意选择进液方式,也可以上下一起进液。如何判断储罐与槽车的温差呢?储罐和槽车的罐体一般不设温度显示仪表,但可以用判断压力的方法间接判断温差。槽车到达站上时,在卸车增压前,先读一下槽车罐体的压力表,压力高于储罐压力,可认为槽车液温高于储罐液温,反之亦然。
由于卸车台与储罐相距较远,卸车台的液相管较长,每次卸车前要对液相管预冷,以便减少卸车时间。在卸车液相管道的卸车台一端接一个很小的跨管阀到BOG管道,打开这个阀门,再打开液相管道与低温储罐下进液口的连通阀,让低温液体缓慢进入液相管道,这时液相管道降温而产生的气体会通过跨管阀排入BOG气体储罐,达到提前预冷的目的。在槽车到达前1-2小时就可以预冷,槽车到达后可以马上卸车,卸车结束后再把跨管阀打开,让液相管道残余的液体气化过程中产生的气体也进入BOG储罐,待液相管道升温到正常
温度后(可以液相管道观察局部裸露处的霜冻现象来判断),即可关闭跨管阀。
2.7气化、调压和BOG气体处理
LNG的气化、调压的工艺原理与LPG相似。不同的是气化器一般采用空温式气化器,充分利用LNG的冷能,节省能源。在寒冷地区,冬季环境温度很低的情况下,会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度还要低10℃),后续的管道、设备等可能承受不了。因此,气化后一般要经过增热装置将气体升温,以便达到允许的温度,增热装置一般用温水加热方式。
调压与BOG气体的处理要结合起来考虑,使得BOG气体自动回收利用。
它的原理是这样:储罐和其他部位产生的BOG气体经加热后,首先被送入BOG罐,罐出口经过一个辅助调压器连接到出站总管道上,与主调压器的出口相连,辅助调压器的设定压力略高于主调压器,这样BOG罐的气体就优先于主气化器输出的气体进入出站管道。由于BOG的流量一般很小,气化站输出的流量只要正常,BOG罐的压力与主调压器出口的压力基本上是一样的。不过,卸槽车后回收的余气量是比较大的,所以BOG缓冲罐的容量应该按卸车的要求设计。
2.8低温管道设计施工要点
低温管道的设计施工有专门的成熟技术,但我们从事燃气行业以前很少接触,LNG气化工艺比液氧和液
氮要复杂一些。这里仅简要的介绍LPG中不太关注,而LNG必须十分注意的问题。
1. 液封问题。一段液相管道,两端有阀门,当管道内存有液体时关闭两端的阀门,便形成液封。这个问题LPG也有,不过LPG的液封只有在管内完全充满液体情况下才产生危害,而LNG管道内只要存有部分液体,便可产生危害,而且危害很大。原因是即使做了很好的保温,也不可能完全阻止管道升温,管道内残留的液体就会不断气化,压力可无限上升,直到管道或阀门破坏为止。因此,设计和安装过程中,必须严防管道液封的出现。
2. 管道保温。液相管道必须作专门的低温保温处理,而气相管道一般不必保温,操作人员容易触及的部分气相管,可作局部防冻处理。
3. 安全放散。所有低温管道上的安全阀和设备安全阀排出的气体温度极低,比重比空气大,不应就地排放,而应汇集到一起,经加热器升温后统一放散。
4. L-CNG压缩天然气汽车加气工艺原理
氧气和氮气瓶的冲装普遍采用这种工艺。低温槽车送来的LNG卸入低温储罐中,液体经低温高压泵升压至25Mpa左右,进入高压气化器,气化产生的高压气体进入高压气瓶,再经加气机加注到CNG汽车中。另外,这种加气站增加少量工艺装置,就可以为LNG汽车加气。
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
三.设备选型
 
3.1 LNG储罐
LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/混凝土储罐三类,地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐两种。考虑到LNG储罐的运输、制造和国内的实际情况,对中小城市一般选择50米3和100米3的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐,新奥燃气在新乡、日照、六安、滁州等选用的都是100米3的立式罐,一是占地小,二是国内厂家制造技术都比较成熟。储罐的设计总容量一般按2-3天高峰月平均日用气量计算确定,对气源的要求是不少于2个供气点。如果只有一个供气点,则储罐总储量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。
100米3的立式储罐最高工作压力目前有0.5Mpa和0.8Mpa两种,最低工作温度为-196℃。单台水容积100米3,内罐直径3000mm,内胆材料0Cr18Ni9;外罐直径3500mm,材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空;罐高约17米。内罐为
内压容器,外罐为外压容器。
3.2空温式气化器
a、气化能力
气化器的气化能力按高峰小时用气量的1.3~1.5倍确定,配置两组,相互切换使用。
b、主要工艺参数
设计LNG入口温度:-162℃
出气化器温度:环境温度减10℃
正常操作压力:0.4~0.8Mpa
c、结构型式
立式、长方体;管路为翅片式。
3.3 水浴式NG加热器
a、加热能力
加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3~1.5倍确定,配置两台,相互切换使用。
b、主要工艺参数
设计NG入口温度:当地极端最低温度减10℃
出加热器温度:+10℃
正常操作压力:0.4~0.8Mpa
c、结构型式
立式、圆筒形。
3.4 BOG加热器
由于站内BOG发生量最大的为回收槽车卸车后的气相天然气,BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算,回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30分钟计,以一台40米3的槽车,压力从0.6Mpa降至0.3Mpa为例,计算出所需BOG空温式气化器的能力为240标米3/小时。
3.5 LNG阀门、管道及管件
应满足输送LNG压力、流量要求,且具备耐低温性能(-196℃)。采用四川空分生产的低温安全阀,接管要求采用公制,材料采用0Cr18Ni9,紧急切断阀、低温截至阀采用的华瑞阀门。NG输送管道:采用输送流体用热轧不锈钢管材质为0Cr18Ni9(GB/T14976-94),法兰均采用公制凸面带颈对焊钢制法兰(HG20592-97),工艺管道管件采用对焊无缝管件(GB/12459-90);密封垫片均采用金属缠绕垫片(0Cr18Ni9),紧固件采用专用级双头螺栓、螺母(1 Cr18Ni9)。
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
.LNG小型站的安全设计
4.1 LNG危险性分析
液化天然气(LNG,Liquefied Natural Gas)是由天然气转变的另一种能源形式。由于LNG96%以上都是甲烷,所以它和液体甲烷性质基本类似,LNG的常压沸点是-162℃,液体密度为430kg/m3,汽化潜热为510.25kJ/m3。汽化后的气体常压密度是0.688kg/m3,与空气混合能形成爆炸性混合物,爆炸下限为3.6%~6.5%,爆炸上限为13%~17%。
LNG小型站内的生产介质主要是天然气、液化天然气等物质,若处理不当,极易发生火灾和爆炸等各类事故。从生产介质的特性角度出发,具体说来主要有:
(1) 在某些LNG设备中,由于其组分和密度差异引起分层,导致LNG突然大量蒸发,压力骤升。若压力超过设备的极限承压能力时,会造成设备的损坏和危险介质泄漏,甚至爆炸。
(2) LNG的储存和操作都是在低温下进行的。因此,一旦发生泄漏,低温会造成材料性能下降,导致更加严重的事故,并对人体造成严重伤害。
(3) 虽然天然气毒性较小,但其中通常含有82%~98%的甲烷。一旦泄漏,会使空气中的氧气减少,造成人体缺氧窒息等人身伤亡事故。
(4) 空气-天然气混合物的爆炸极限范围非常窄。如果存在外部火源(火星,火焰等),极易发生着火燃烧,甚至爆炸。同时,气体燃烧产生的热辐射会对人身及装置造成极大危害。
可见,对于LNG系统来说,安全是至关重要的。在设计过程中,必须通过危险分析及评估,确定与LNG装置有关的危险,根据相关的标准和运行管理经验,对小型站的安全设计全面把关,把人身和财产的损失风险降到最低,使整个装置达到一个较高的安全水平。
4.2 无火灾紧急事故及其安全对策针对无火灾事故,各个主要设备所采取的安全措施有:
(1) LNG储灌材料性能
包覆在储罐外层而外露的隔热层应具有防火、阻燃、阻蒸汽、防水的性能,且在消防水的冲击下不会移动,有足够的牢度。储罐内筒与外筒之间应填充与LNG和天然气性能适应的不可燃隔热材料。储灌材料应能适应低温性能要求,在LNG及其冷蒸汽温度下仍能正常工作。
 (2) 围堰区
在考虑LNG贮罐的规划时,应充分考虑到贮存和装卸LNG时,如果发生意外情况,LNG有可能泄漏或溢出,及对附近人员和重要设备具有潜在的危害性。对于小型LNG贮罐,常见方法是在贮槽周围设置采用压实土、混凝土、金属等耐低温材料建造的屏障,如堤堰、护墙或蓄液坑等。其作用是储罐发生泄漏等事故时,可燃液体被限制在围堰区内,不会四处流淌,防止LNG扩散;另外,如果发生火灾,还能阻止火焰蔓延到周边地区,使对周围设施造成的危害降低到最小程度。因此,围堰内的容积应足够容纳储罐内的液化天然气,它包括排放区域的任何可用容积,以及考虑到积雪置换、其它储罐和设备而留出的余量。
(3) 汽化器