lng气化站基本情况介绍

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1、LNG气化站流程介绍1．卸车流程卸车工艺通常采用的方式有：槽车自增压方式、槽车自增压/压缩机辅助方式、站内设置卸车增压器方式、低温烃泵卸车方式等。一般小规模气化站设计采用站内设卸车增压器方式。气化站储罐运行压力一般为0.5-0.7MPa，卸车前须对需储液储罐减压，打开专门设置的手动BOG阀进行卸压，储罐卸压后压力为0.3-0.4MPa。集装箱储罐中的LNG在常压(经长途运输的LNG罐箱压力可能会比较高)、-162℃条件下，利用站内卸车增压器给集装箱储罐增压至0.7MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站需储液低温储罐。另外，卸车过程

2、末段集装箱储罐内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线以及若干低温阀门。2．储存增压工艺LNG储罐储存参数为常压、-162℃，运行时需要对LNG储罐进行增压，以维持其0.50-0.70MPa的压力，以保证正常流量。当LNG储罐压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入储罐增压器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管进入储罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于设定压力时，调节阀关闭，储罐增压器停止气化，随着罐内LNG的排出，储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭，

3、从而将LNG储罐压力维持在设定压力范围内。5LNG气化站增压系统由储罐增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成，系统主要包括：储罐增压器（空温式气化器）;自力式增压调节阀;其他低温阀门和仪表;1．气化加温工艺气化加温工艺一般采用空温式和水浴式加热器相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季利用水浴式电加热器进行增热，可满足生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。工程设计中多选用两组气化器切换使用，在每组空温式气化器的入口处均设有手动和气动低温阀门。空温气化器通

4、过手动或自动连锁开关低温阀门进行切换，夏季切换周期为8小时/次；冬季切换周期为6小时/次。当出口温度低于-15℃时，低温报警自动或者手动切换空温气化器。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水循环加热式、燃烧加热式、电加热式等等。水浴加热器可设计1组，不备用。冬季NG出口温度低于-10℃时，低温报警并手动或自动启动水浴加热器。2．BOG工艺①BOG来源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(BoilOff5Gas)，本工程中BOG气体包括：1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体

5、Ø收入储罐内LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体Ø卸车时受入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体Ø受入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体Ø集装箱式储罐内的残余气体3）灌瓶时产生的蒸发气体②BOG工艺及参数确定根据本工程的LNG储存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的处理采用直接加热调压输出的方式。排出的BOG气体为高压低温状态，因此需设置BOG加热器并调压后并入用气管网。为了保证运行阶段储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行，储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG。根据增压工艺中

6、升压调节阀的设定压力以及储罐的设计压力，该降压调节阀的压力可设定为高于升压调节阀设定压力，且低于储罐设计压力。手动BOG排气阀用于对接收LNG的储罐进行减压操作，适用于卸车前对储罐进行减压的情况。BOG加热器用于加热低温NG，采用500Nm3/h空温式加热器。1．安全泄放工艺5天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120℃左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散塔

7、组成。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10m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。1．调压计量加臭工艺主气化器出口天然气进入调压段，调压为0.3MPa，进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气输配管网。调压段采用2+1结构，主调压为双路设置，进口压

8、力0.4-0.8MPa，出口压力0.2-0.4MPa；BOG路调压为单路设置，进口压力0.4-0.8MPa，出口压力0.2-0.4MPa。计量段采用1+1结构，设置气体涡轮流量计1台，计量精度