燃气基础与安全知识教材Word格式文档下载.docx
《燃气基础与安全知识教材Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃气基础与安全知识教材Word格式文档下载.docx（54页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
10.调峰气：
为了平衡用气量高峰，供作调峰手段使用的辅助性气源和储气。
11.月高峰系数：
计算月的平均日用气量和年的日平均用气量之比。
1２.日高峰系数：
计算月中的日最大用气量和该月日平均用气量之比。
13.小时高峰系数：
计算月中最大用气量日的小时最大用气量和该日平均小时用气量之比。
14.调压箱（调压柜）：
将调压装置放置于专用箱体。
设于用气
建筑物附近，承担用气压力的调节。
包括调压装置和箱体。
悬挂式或地下式箱称为调压箱，落地式箱称为调压柜。
15.压缩天然气储配站：
具有将槽车、槽船运输的压缩天然气进行卸气、加热、调压、储存、计量、加臭后，送入城镇燃气输配管道功能的站场。
16.压缩天然气瓶组供应站：
采用压缩天然气气瓶组作为储气设施，具有将压缩天然气卸气、调压、计量和加臭后，送入城镇燃气输配管道功能的设施。
17.城镇燃气：
从城市、乡镇或居民点中的地区性气源点，通过输配系统供给居民生活、商业、工业企业生产、采暖通风和空调等各类用户公用性质的，且符合本规范燃气质量要求的可燃气体。
城镇燃气一般包括天然气、液体石油气和人工煤气。
18.加臭剂：
一种具有强烈气味的有机化合物或混合物。
当以很低的浓度加入燃气中，使燃气有一种特殊的、令人不愉快的警示性臭味，以便泄漏的燃气在达到其爆炸下限２０％或达到对人体允许的有害浓度时，即被察觉。
19.压缩天然气瓶组：
具有压缩天然气加（卸）气系统和安全防护及安全放散等设施，固定在瓶筐上的多个压缩天然气瓶组合。
20.压力管道：
利用一定的压力输送气体或者液体的管状设备，其范围规定为最高工作压力大于或等于０.１PMa的气体，液化气体蒸气介质或可燃、易燃、有腐蚀性，最高工作温度或等于标准沸点的液体介质，且公称直径大于２５mm的管道。
三、压力换算
1kPa=103Pa 1kgf/cm2=105 1MPa=106Pa 1mbar=102Pa1bar=11kgf/cm2=105 1mmH2O=10Pa 1mmHg=133Pa
四、燃气分类
1、天然气
天然气组分以甲烷为主，是埋藏在地下的可燃气体，是优质的燃料气。
热值是8700—9000KCal/m3，密度是0.7174Kg/Nm3。
按气源分：
气田气（纯天然气）——从天然气气井开采出来的可燃气体石油伴生气——是石油开采过程中析出的气体，在分离器中由
于压力降低而进一步析出。
凝析气田气——含石油轻质馏分的气体。
矿井气——从煤矿矿井中抽出的可燃气体
煤层气-是成煤过程中所产生并聚集在合适地质构造中的可燃气体，主要成分是甲烷。
按存在状态分：
气态天然气
液化天然气——体积为气态时1/600
压缩天然气——体积为气态时1/250
2、人工煤气
固体干馏燃气：
主要成分为CH4、H2
固体燃料气化煤气：
压力气化煤气、水煤气、发生炉煤气。
压力气化煤气主要成分为CH4、H2
水煤气、发生炉煤气主要成分为CO、H2
油制气：
按制取方法不同，分两种：
重油蓄热热裂解制气，主要成分为CH4、C2H4、C3H6；
重油蓄热催化裂解制气，主要成分为
CH4、H2、CO。
高炉煤气
3、液化石油气
（1）来源：
液化石油气是在开采和炼制石油过程中，作为副产品获得的以C3、C4为主要成分的碳氢化合物；
（2）组分：
液化石油气主要成分为丙烷、丙烯、丁烷、丁烯，还有少量的戊烷；
（3）状态：
在常温常压下呈气态（常压下沸点为-42.7～0.5℃）
，当压力升高或温度降低时，很容易变为液态；
（4）状态参数及特点
a、气态液化石油气比空气重，在常温常压下，气态液化石油气的密度为空气密度的1.5～2倍，所以一旦泄露到大气中液化石油气易积聚在地势低洼处不易扩散，与空气混合后则会形成爆炸气体，遇明火则引发火灾和爆炸事故。
液态液化石油气比水轻，其密度为水的0.5～0.6倍，并随温度的升高而减小，随温度的降低而增加。
b、液化石油气的热值较高，其低热值为45.2～46.1MJ/Kg或
92.1～121.4KJ/m3。
燃烧时所需空气量大，其单位体积燃烧所需空气量是人工煤气的7～8倍，天然气的2.5～3倍。
4、沼气（生物气）：
各种有机物在一定温度、湿度、酸碱度和
隔绝空气的条件下，经过微生物发酵分解作用而产生的一种以甲烷为主要成分的可燃气体。
五、燃气爆炸极限
液化石油气 2～8%
天然气 5～15%
人工煤气 4.5～35.8%
形成爆炸的条件：
与空气（或氧气）混合；
密闭空间；
明火或静电
第二节 燃气输配一、城镇燃气的气质要求
1、焦油和灰尘 ＜10mg/Nm3
2、萘 冬季＜50mg 夏季＜100mg
3、硫化物 ＜20mg/Nm3
4、氨 50mg/Nm3
5、CO ＜10%
二、燃气生产与使用平衡方法
1、改变气源的生产能力和设置机动气源；
2、利用缓冲用户和发挥调度作用；
3、利用储气设备。
三、长输管线
1、长输管线设计要求
均采用钢管敷设
2、线路选择要求
遵守长输管线安全防火距离；
管道敷设尽量取直，尽可能通过开阔地区和地势平坦的地区；
避免穿越矿藏区、风景名胜区、种植园；
避免穿越大型河流、沼泽、盐碱地等地质复杂的区域；
尽量靠近公路敷设，少占耕地，方便运行管理和维修；
与重要铁路平行时，距离≥30m，穿越铁路时设复线，并设套管，套管设放散。
四、城镇燃气管网系统
1、管线敷设方式：
埋地、架空
2、管道输送压力划分
名称
压力（MPa）
高压燃气管道
A
2.5＜P≤4.0
B
1.6＜P≤2.5
次高压燃气管道
0.8＜P≤1.6
0.4＜P≤0.8
中压燃气管道
0.2＜P≤0.4
0.01≤P≤0.2
低压燃气管道
P＜0.01
3、城镇燃气输配系统
门站→加臭装置→计量装置→中压管网→调压装置→庭院管道
→居民楼→燃气灶
1）门站、储配站一般由储气罐、加压机房、调压计量间、加臭间、变电室、配电间、控制室、水泵房、消防水池、锅炉房、工具库、油料库、储藏室以及生产和生活辅助设施等组成。
2）门站的作用：
接收长输管道来气，并根据需要进行净化、调压、计量、加臭及向城镇燃气输配管网或储配站输送燃气。
3）储配站的主要作用：
接收由气源或门站供应的燃气，并根据需要进行净化、储存、加压、调压、计量、加臭后向城镇燃气输配系统输送燃气。
通常门站与储配站建设在一起，可以节约投资、节省占地、便于运行管理。
储配站内装机总台数不宜过多。
每1～5台压缩机宜另设1台备用。
4）调压站在城市燃气管网系统中是调节和稳定管网压力的设施。
通常由调压器、阀门、过滤器、安全装置、补偿器、旁通管及测量
仪表等组成。
5）门站和储配站的工艺设计应符合下列要求：
（1）功能应满足输配系统调峰的要求；
（2）站内应根据输配系统调度要求分组设置计量和调压装置，装置前应设过滤器；
门站进站总管上宜设置分离器；
（3）调压装置应根据燃气流量、压力降等工艺条件确定设置加热装置；
（4）站内计量调压装置和加压装置应根据工作环境要求或在厂房内布置，在寒冷或风沙地区宜采用全封闭式厂房；
（5）进出站管线应设置切断阀门和绝缘法兰；
（6）储配站内进罐管线上宜设置控制进罐压力和流量的调节装置；
（7）当长输管道采用清管工艺时，其清管器的接收装置宜设在
门站内；
（8）站内管道上应根据系统要求设置安全保护及放散装置；
（9）站内设备、仪表、管道等安装的水平间距和标高均应便于观察、操作和维修；
（10）其爆炸危险区域等级和范围的划分宜符合规定；
（11）相关厂房和装置区内应装设可燃气体浓度检测报警装置；
（12）储气罐和压缩机间、调压计量间等具有爆炸危险地生产用房应有防雷接地设施；
（13）压缩机间、调压计量间等具有爆炸危险地生产用房应符合现行的国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的“甲类生产厂房”设计的规定。
6）燃气加压设备的选型应符合下列要求：
（1）储配站燃气加压设备应结合输配系统总体设计采用的工艺流程、设计负荷、排气压力及调度要求确定；
（2）加压设备应根据吸排气压力、排气量选择机型。
所选用的设备应便于操作维修、安全可靠，并符合节能、高效、低震和低噪音的要求；
（3）加压设备的排气能力应按厂方提供的实测值为依据。
站内加压设备的型式应一致，加压设备的规格应满足运行调度要求，并不宜多于两种。
7）压缩机间的工艺设计应符合下列要求：
（1）压缩机宜按独立机组配置进、出气管、阀门、旁通、冷却器、安全放散、供油和供水等各种辅助设施；
（2）压缩机的进、出气管宜采用地下直埋或管沟敷设，并宜采取减震降噪措施；
（3）管道设计应设有能满足投产置换，正常生产维修和安全保护所必须的附属设备；
（4）压缩机宜采取单排布置；
（5）压缩机之间及压缩机与墙壁之间的净距不宜小于1.5m；
（6）重要通道的宽度不宜小于2m；
（7）机组的联轴器及皮带传动装置应采取安全防护措施；
（8）高出地面2m以上的检修部位应设置移动或可拆卸式的维修平台或扶梯；
（9）维修平台及地坑周围应设防护栏杆。
8）调压站与调压装置
（1）调压箱（悬挂式）
a、箱底距地坪的高度宜为1.0～1.2m，可安装在建筑物的外墙或悬挂于支墩上，当安装在用气建筑物的外墙时，调压器的进出口管径不宜大于DN50；
b、到建筑物的的门、窗或其他通向室内孔槽的水平净距应符合：
调压器进口压力不大于0.4MPa时，不应小于1.5m；
调压器进口压力大于0.4MPa时，不应小于3.0m；
调压箱不应安装在建筑物的窗下和阳台下的墙上；
不应安装在室
内通风机进风口墙上；
c、墙体应为永久性的实体墙，耐火等级不应低于二级。
（2）调压柜（落地式）
应单独设置在牢固的基础上，柜底距地坪高度宜为0.3m。
4、城镇燃气管网系统种类
城镇燃气输配系统的主要部分是燃气管网，根据所采用的管网压力级制不同可分为：
1）一级系统：
仅用低压管网来分配和供给燃气，一般只适用于小城镇的供气系统。
如供气范围较大时，则输送单位体积燃气的管材用量将急剧增加。
2）二级系统：
由低压和中压或低压和次高压两级管网组成。
3）三级系统：
包括低压、中压（或次高压）和高压三级管网组成。
4）多级系统：
由低压、中压、次高压和高压管网组成。
5、采用不同压力级别管网供气的原因：
1）城市规模
2）经济性
3）各类用户所需的压力不同
4）环境限制
6、燃气管网选择要考虑的因素：
1）气源情况，气质情况
2）城市规模，城市远景规划情况
3）原有城市燃气供应状况
4）不同用户的压力要求
5）工业用户的数量和特点
6）储气设备的类型工艺
7）地理状况
8）城市地下管线和构筑物的状况
9）材料、设备状况
第三节 压缩天然气供应
一、基本性质
1、压缩天然气的质量应符合现行国家标准《车用压缩天然气》
GB18047的规定。
2、压缩天然气的运输可采用汽车载运气瓶组或拖挂气瓶车；
也可采用船载气瓶组或气瓶车水上运输。
3、城镇压缩天然气供应系统的压缩天然气工作压力不大于
25MPa，工作温度为-40～50℃。
4、气瓶组充装压力宜为20MPa。
5、压缩天然气工艺流程
气田或天然气气源地→高压气体运输车→压缩天然气卸车装置
→调压计量装置→加臭装置→城区中压管网→中压支管→调压柜
（箱）→庭院低压管道→计量装置→用户
二、常用术语
1、压缩天然气供应：
利用气体可压缩的特点，将燃气加压压缩充装到高压气瓶中，并运输至用户，供远离燃气管道的边缘城镇的居民使用的供气方式。
2、加气母站：
可为车载储气瓶充装压缩天然气的加气站。
3、加气子站：
用车载储气瓶运送压缩天然气为汽车进行加气作业的加气站。
4、加气母站工艺简介：
天然气直接通过输气管网进入CNG加气母站后，天然气通过脱硫处理后，经调压器、缓冲装置后进入压缩机，再经过脱水处理后到控制盘控制后分两路。
一路通过加气柱子站运转拖车加气。
另一路可对站用储气装置充气，嵵可直接给CNG汽车加气。
当车辆充气时，因被充装车辆气瓶压力较低，控制盘将首先从压缩机后取气，通过加气机直接给汽车加气；
当其压力差低于设定值，控制盘根据加气需要从站用储装置内取气，通过加气机为汽车补气、补压（压力不足时自动倒瓶）。
当汽车内的储气瓶压力达到
２０MPa时，自动停止加，整个运行过程全部是在可编辑逻辑控制器的指令下，通过控制盘的气动阀门开启或关闭自动完成。
５、加气子站工艺简介：
CNG运转拖车在母站充气后运至加气子站，天然气通过卸气柱后分为两路，一路进入压缩机，可对站用储气瓶组充气至２５PMa，另一路到控制盘控制，可直接给CNG汽车加气。
当车辆充气时，因被充装车辆气瓶压力较低，与槽车内气体压差较大，控制盘将首先从运转拖车内取气，通过加气机直接给汽
车加气；
当其压力差低于设定值时，优先/顺序控制盘根据加气需要从站用储气瓶内取气，通过加气机为汽车补气、补压（压力不足时自动倒瓶）。
当汽车内的储气瓶压力达到２０MPa时，自动停止加气，整个运行过程全部是在可编程逻辑控制器的指令下，通过控制盘的气动阀门开启或关闭自动完成。
三、压缩天然气瓶组供气站
适用于汽车运输气瓶组至本站，采用气瓶组做为储气设施，经卸气、加热、调压、加臭，通过管道向城市居民小区用户、商业用户或小区用户供气。
1、气瓶最大储气水容积不应大于4m3；
2、气瓶最大储气容积不应大于1000m3；
3、气瓶组储气容积应按1.5倍计算月平均日供气量确定；
4、压缩天然气瓶组供气站宜设置在供气小区边缘，供气规模不宜大于1000户；
5、气瓶组应在站内固定地点设置；
6、气瓶组及天然气放散管管口、调压装置至明火、散发火花的地点和建、构筑物的防火间距符合规定；
7、气瓶组可与调压计量装置设置在一起，也可采用撬装设备；
8、压缩天然气瓶组供气站的生产厂房及其他附属建筑物的耐火等级不应低于二级；
9、气瓶组的气瓶应符合国家有关现行和标准；
10、压缩天然气瓶组供气站应设置燃气浓度检测报警系统。
名
项 称
目
气瓶组
天然气放散管管口
调压装置
明火、散发火花的地点
25
民用建筑、燃气热水炉间
18
12
重要公共建筑
30
24
道路（路边）
主要
10
次要
5
气瓶组及天然气放散管管口、调压装置至明火散发火花的地点和建、构筑物的防火间距（m）
四、压缩天然气管道及管件安装要求
1、压缩天然气管道应采用高压无缝钢管；
2、压缩天然气管道、管件、阀门、法兰、垫片及设备的设计压力或压力级别不应小于系统的设计压力，其材质应与天然气介质相适应；
3、室外压缩天然气管道宜采用埋地敷设；
4、室外采用双卡套接头连接的压缩天然气管道及室内压缩天然气管道宜采用管沟敷设；
5、压缩天然气加气柱和卸气柱的加气、卸气软管应采用耐天然气腐蚀的气体承压软管；
软管的长度不应大于6.0m，有效作用半径不应小于2.5m。
第四节 液化天然气（LNG）简介
一、前言
随着我国“西气东输”工程的蓬勃开展，全国性的天然气利用热已经掀起。
天然气作为目前世界上最佳能源，在我国城市气源的选择中已被高度重视，大力推广天然气已成为我国的能源政策。
但
由于天然气长距离管道输送的工程规模大，投资高、建设周期长，短时间内长输管线难以到达大部分城市。
利用高压，将天然气体积缩小约250倍（CNG）进行运输，然后将其降压的方式解决了部分城市的天然气气源问题。
而应用超低温冷冻技术使天然气变为液态（体积缩小约600倍）、采用超低温保冷槽罐，通过汽车、火车、轮船等方式远距离输送天然气、然后经超低温保冷储罐储存、再气化的LNG供气方式与CNG方式相比，输送效率更高，安全可靠性能更强，能够更好的解决城市天然气气源问题。
二、定义
液化天然气（LiquifiedNaturalGas，简称LNG），主要成分是甲烷,被公认是地球上最干净的能源。
无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的 1/625，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。
其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。
燃烧后对空气污染非常小，而且放出热量大，所以液化天然气好。
它是天然气经压缩、冷却，在-162度下液化而成。
其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。
三、LNG技术
LNG产业链包括天然气的液化（LNG的生产）、运输、储存、气化、供气和应用几个环节。
L
NG工艺流程示意图
1、LNG的运输
我国目前现有LNG运输均采用汽车槽车。
单辆槽车最大LNG水容积37m3，LNG运输能力22000Nm3气态天然气，槽车设计压力0.8MPa，运行压力0.3MPa。
经跟车实测，运行中LNG槽车内的压力基本不变，短时停车上涨0.02MPa左右，途中安全阀无放散现象，
LNG几乎无损失。
LNG公路运输费用大概在0.4～0.6元/Nm3.千km。
2、LNG储罐
LNG储罐是气化站中的关键设备，其绝热性及密封性的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度，即LNG的损耗速度和使用率。
储罐的性能参数主要有真空度（Vaccum）、漏率（Leakage）、静态蒸发率（Staticvaporationrate）。
作为低温容器，LNG储罐必须满足国家及行业标准中的相关技术要求。
储罐的真空封结度反映储罐的真空性，但真空度随时间推移而降低；
储罐的漏率影响储罐真空寿命，即储罐真空度的变化速度；
静态蒸发率则能够较为直观的反映储罐在使用时的保冷性能。
3、LNG的气化
LNG气化为吸热过程，根据热媒的不同，有海水、空温、水浴等气化方式。
目前国内LNG气化站都采用空温式和水浴式结合的二级气化方式。
空温式换热器直接利用自然空气进行换热，不需要附
加能源，其气化能力主要决定于换热面，因此，通常采用翅片的形式。
水浴式换热器是空温式换热器的补充，只是在冬季外界温度较低，利用自然气化无法保证天然气温度的情况下才使用，在南方
（如龙川）冬季气温较高，基本不需要使用。
换热器的规格主要决定于高峰小时燃气流量，单台气化能力最高可达3000立方米/小时，通常要考虑备用，可以切换使用。
气化站中的储罐增压器、BOG加热器、EAG加热器等设备也采用空温式换热器。
4、LNG的预冷与进液
LNG气化站设备、管道施工完成后，由于超低温及LNG特殊要求，在正式投产之前，必须采用中间介质进行低温预冷，经过预冷检验调试合格后方可接收LNG，其过程也是对设备及工程的检验。
通常采用液氮作为预冷介质。
气化站内的主要设备有LNG储罐、
BOG（蒸发气）罐、气化器、增压器、BOG加热器、EAG（放散排空气体）加热器及相关工艺管道及管件，LNG储罐的预冷是气化站预冷中的主要内容。
在预冷及进液过程中，对温度、压力、进液速度、置换时间及操作步骤应科学安排和严格控制。
防止出现局部急冷、超压、封闭管段内液体激烈气化膨胀、进液不均匀致LNG分层翻滚等现象而导致设备及管道的损坏。
实际操作过程中，可通过上下进气、升压降压、快慢流速等措施加快换热，缩短预冷时间；
根据自增压、减压放散、控制进气速度及进气方式等措施达到对压力的控制。
所需预冷介质的量根据储罐的容积及数量通过冷量计算而定。
通常一个50立方米低温储罐预冷约需要消耗5～10m3的液氮。
对于一个气化站来说，液氮冷能的充分利用可以减少站内预冷所需的液氮量。
通达公司在实际操作中，利用一次换热后LNG罐中的氮气对其余设备进行二次换热预冷，甚至进行三次换热，节约了液氮耗量及预冷时间，达到了很好的效果。
因此，液氮的耗量及预冷时间与气化站的规模并不成正比，其关键是液氮冷能的多次利用。
预冷的几个技术参数：
进液温度：
低于-80℃ 储罐压力：
0.3～0.55Mpa
进液速度：
3分钟/m3 预冷时间：
约4～5小时/罐（50m3罐）
液氮耗量：
约10m3（50m3×
2储罐）
约13m3（50m3×
3储罐）
5、安全环保性能
气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；
天然气的爆炸极限为5~15%，其下限较液化石油气的1%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；
另外，
LNG在低温下储存，更安全。
气化站内，LNG储罐采用自力降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。
天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般
天然气更加纯净，燃烧更完全，是最清洁的能源之一。
四、LNG的基本组成及基本性质
不同LNG工厂生产的产品组成有所不同，这主要取决于生产工艺和气源气的组成。
按照欧洲标准ENll60的规定，LNG的甲烷含量应高于75％，氮含量应低于5％。
LNG的性质随组分变化而略有不同，一般商业LNG的基本性质为：
在-160℃与
升级会员 