L-CNG加气站技术方案.doc
《L-CNG加气站技术方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《L-CNG加气站技术方案.doc（15页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
L-CNG加气站技术方案
原料气（LNG）
压力：
0～0.5MPa（A）
温度：
-162～-130℃
加气条件
CNG汽车的最大充装压力为20MPa，站内CNG储存压力为25MPa。
单车充气时间最大不超过10分钟。
设计依据及原则
（1）采用先进、可靠、成熟的技术和设备，保证安全生产、保护环境、节约能源、方便用户；
（2）低投入高效益的原则；
（3）严格遵守国家、行业的有关规范、标准和规定，尽量参照国外先进标准。
主要设计规范
《液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标准》NFPA59A-2000
《液化天然气汽车系统技术要求》NFPA57-2000
《撬装式液化压缩天然气（L-CNG）汽车加气站技术规范》Q/XJGH1004-2010
《汽车加油加气站设计规范》GB50156-2002
《火灾自动报警系统设计规范》GBJ116-88
《中华人民共和国爆炸危险场所电气安装规程》GBJ16-87
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92
《低压配电设计规范》GB50054-95
《供配电系统设计规范》GB50052-95
总图布置
L-CNG站采用撬装设计。
储罐及其相关阀件组合在一起，自成一台单体设备，布置储罐基础上；高压气化器和高压LNG泵分别单独布置在一个撬装式底座上,成为一个独立的撬座设备，符合安全距离的地方；四台售气机布置在单独的加气岛上,从而使整个加气站比较简洁。
1、工艺流程
L-CNG汽车加气站是将低压（0～0.6MPa）、低温（-162℃～145℃）的LNG转变成常温、高压（20～25MPa）天然气的汽车加气站。
其主要设备包括：
LNG储罐、LNG低温高压泵、高压汽化器、CNG储气库（井、瓶组）、顺序控制盘、售气机、自控系统等。
储罐内的LNG通过低温高压泵把LNG送到高压空温式汽化器。
在空温式汽化器中，液态天然气经过与空气换热，发生相变，转化为气态，并升高到适当的温度，空温式汽化器一用一备共两台，两组空温式汽化器的入口处均设有手动和气动切断阀，正常工作时两组空温式汽化器通过手动切换或通过气动阀自动进行切换，切换周期时间根据环境温度和用气量的不同而不同。
当温度出口低于5℃时，低温报警，自动切换空温式汽化器，同时除掉汽化器上的结霜，保证使用的汽化器达到换热的最佳效果，LNG汽化后的出口温度应超过5℃以上出口压力为20MPa，当空温式汽化器出口的温度达不到5℃以上时，通过水浴式复热器使其温度达到5℃以上，经顺序控制盘进入低、中、高三个储气井，CNG加气机分别由低到高从三储气井中取气给汽车加气。
该工艺是利用LNG低温高压泵将LNG增压到25.0MPa来完成低压变高压的过程。
过程中LNG增压泵的控制及操作中增压泵的超压停、低压开泵、流体计量等都由控制台自动完成；该过程不使用天然气压缩机，仅使用小功率高压低温泵，无需冷却水，这样大大降低了噪声污染，节约了大量的电能。
工艺流程如下图：
（1）、卸车流程：
在加气站将LNG从槽车内转移至加气站LNG储罐；
槽车到站的压力大概在0.4MPa左右，储罐中的压力在0.5―0.6MPa通过卸车增压器给槽车储槽的压力，利用压差把LNG送入LNG储罐储存。
（2）、调压流程：
卸车完毕，由LNG高压泵将LNG储罐中的LNG加压至20MPa以上，再通过高压汽化器汽化成CNG，并进入高压储气井或者高压瓶组储存；
（3）、加气流程：
储气井中的CNG通过CNG加气机向汽车加气，当储气井中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并气化给储气井补气加压，向汽车加气。
（4）、控制系统：
监控各种设备的状态和运行情况，使加气站正常运行和实现自动化控制，与加气站管理系统、安全保障系统和视频监控系统一起构成完整的控制系统解决方案。
（5）、安全考虑
低温真空储罐的日蒸发率一般为0.2％，这部分汽化了的气体如果不及时排出，会使储罐上部气相空间的压力逐渐升高。
为保证储罐的安全，通过降压调节阀根据压力自动排出灌顶的气体（BOG），这部分BOG气体经BOG加热后进入民用管网或加气站自用。
或则将BOG加热后通过一个小型压缩机增压至20MPa，然后进入储气井。
每台LNG储罐都安装有高低液位报警设施及压力高报警器。
储罐上及系统管道上均设置有安全放散阀，以保证储罐和管道的安全，安全放散的气体经EAG汽化器加热后通过放散管放空。
两组空温式汽化器的入口处均设有手动和气动切断阀，正常工作时两组空温式汽化器通过手动或切断阀自动进行切换，切换周期时间根据环境温度和用气量的不同而不同。
当温度出口低于5℃时，低温报警，自动切换空温式汽化器。
2、主要设备选型
（1）LNG储罐
根据本项目的规模特点选用立式真空罐,选用依靠容器本身的压力，可采用压力挤压的办法对外排液，不需要输液泵排液，操作简便、可靠性高；安装方便，成本较低。
理论日静态蒸发率为0.2%/d。
每台储罐配备一台自增压器。
储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程根据用户特点选用100m3立式真空储罐1台。
工作压力:
0.6MPa
设计压力：
0.66MPa
工作温度：
-162℃
设计温度：
-196℃
单台水容积：
105m3
储罐增压器：
每台配备一台自增压气化器：
设计进口温度/运行进口温度：
－196℃/≮－162℃
设计出口温度/运行出口温度：
－196℃/≮－162℃
设计压力：
1.6MPa
运行压力：
0.55-0.6MPa
单台设计流量：
200Nm3/h
（2）高压空温式气化器
气化器的气化能力根据高峰小时用气量确定，并留有一定富裕量。
设计上配置两组，互相切换使用。
加气站按每天工作15小时计算，选用2台1500Nm3／h空温式气化器和1台1500Nm3／h水浴式气化器，互相切换。
当环境温度较低，空温式气化器出口温度低于5℃时，切换成水浴式气化器，对LNG进行加热强制气化。
高压空温式气化器主要工艺参数：
工作压力：
25MPa
设计压力：
27.5MPa
工作温度：
-162℃
设计温度：
-196℃
立式，主体材质：
管道1Crl8Ni9Ti铝翅片
气化能力：
1500Nm3／h
出口温度：
≥环境温度-10℃
水浴式气化器主要工艺参数：
工作压力：
25MPa
设计硬度力：
27.5MPa
出气温度：
5～10℃
加热能力；1500Nm3／h
加热用热水由站内自建的锅炉房供应或外来蒸汽
（3）BOG气化器
LNG储罐日蒸发率大约为0．2％，这部分蒸发了的气体,和槽车卸车的BOG，通过1台BOG150Nm3／h气化器加热、调压后进入管网。
设计压力：
1.6MPa
工作压力：
0.4～0.6MPa
设计温度：
-196℃～60℃
工作温度：
进口温度：
-162℃
出口温度：
≥环境温度-10℃
安装方式：
立式/卧式
材料：
LF21
（4）EAG气化器
低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107℃以下时，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚。
因此设置一台200Nm3／h空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。
设计压力：
1.6MPa
工作压力：
0.4～0.6MPa
设计温度：
-196℃～60℃
工作温度：
进口温度：
-162℃
出口温度：
≥环境温度-10℃
安装方式：
立式/卧式
材料：
LF21
（5）卸车增压器
卸车增压气化器设计流量300Nm3/h，选用自然气化空温式气化器，采用卧式结构。
其主要设计参数为：
设计进口温度/运行进口温度：
－196℃/≮－162℃
设计出口温度/运行出口温度：
－196℃/≮－162℃
设计压力：
1.0MPa
运行压力：
0.6-0.7MPa
单台设计流量：
300Nm3/h
（6）储气井：
根据该加气站设计规模采用三个水容积为各4方的储气井
设计压力：
25MPa
体积：
12m3
（7）顺序控制盘
根据压力的高低，从低到高向低、中、高储气井加气。
（8）加气机
根据本站加气规模采用四台双枪加气机
工作压力：
25MPa
流量：
0.15m3/s
（9）、仪表自控系统
为保证本站安全、稳定地运行，提高工作效率，本站的相关运行参数采用就地及控制室显示，并通过站的控制系统对生产过程进行监视和控制。
主要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，并采用PLC系统控制
①在L-CNG加气站建立中央控制室，采用上位工业控制计算机储运管理系统与过程控制PLC采集、监控系统及摄像监视、报警联动系统，对整个站区的工艺生产运行测控参数进行集中显示及管理，并将L-CNG加气站生产运行的重要参数传送至中央控制室仪表盘上显示和控制。
控制室监控、采集系统配备UPS不间断电源。
②对LNG储罐的液位、温度及压力设置就地显示仪表检测并远传至控制室显示。
LNG储罐设置高、低限液位报警及超压报警装置，并按工艺运行控制条件进行紧急联动切断控制，以防超装和抽空，确保储罐和管道系统的安全运行。
③在控制室与LNG储罐区、LNG气化区等部位设置紧急关闭系统（即ESD系统），并在有可能发生天然气泄漏的区域设置低温检测报警装置并按工艺条件进行连锁控制。
④在LNG储罐的进出口管线上均设置气动紧急切断阀，并按照工艺运行控制条件进行紧急切断控制。
⑤在两组空温式气化器入口设紧急切断阀，正常工作时两组空温式气化器利用气动阀相互切换，切换的时间是通过工控机与PLC储运计算机管理系统，按照工艺运行控制条件进行定时切换，设低温报警并连锁切换气化器。
⑥在LNG气化器的液体进口设置紧急切断阀，该阀门与气化器后的管道上温度检测装置连锁。
⑦在各连接设备的工艺管道上设置就地显示仪表，并在对应区域设置可燃气体泄漏检测报警装置，报警信号通过信号线引入控制室仪表盘，在工控机上显示，并在报警浓度范围内紧急联动，切断站内工艺运行控制的紧急切断阀。
⑧气化后的CNG在经过加气机流量、温压、补偿计量，并将瞬时流量与累计流量值信号远传至控制室的PLC数据采集系统内。
⑨设置自动消防灭火系统。
在罐区设置火灾控测器，当遇失火时，向总控室发出报警信号，同时打开相应喷淋阀门，启动消防水泵，实施消防灭火。
⑩在高压泵的出口上设置压力变送器，远传到PLC上，当压力超过21MPa时自动停泵，保护整个系统的安全运行。
（12）氮气系统
卸车时需用氮气吹扫卸车软管，置换软管里面的空气。
采用瓶装氮气控制气动阀的开启、关闭，实现阀门的自动控制。
3、安全设计
由于目前国内尚无针对液化天然气的专门规范，而《石油化工企业设计防火规范》中液化烃的定义中包含有液化天然气，因此在消防方面主要执行的是《石油化工企业设计防火规范》（GB50160—92）中的相关条款，同时也部分借鉴了美国标准NFPA59A《液化天然气（LNG）生产、储存和装运标准》：
在气化后的常温CNG部分则主要执行的是《汽车加气站设计规范》
出于安全要求，设计措施如下：
1）紧急关闭系统（ESD）
每台LNG储罐的底部进液管和出液管均装设了气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区或控制室就近切断。
紧急切断系统可控制LNG的连续释放产生的危害。
2）可燃气体检测仪
在卸车台、储罐区、气化区及加气机等天然气有可能发生泄漏的地方，均设置了可燃气体检测仪，当检测出的环境中可燃气体含量超标（达到爆炸下限的20％）时发出警报，工作人员可根据具体情况选择处理。
3）低温检测仪
在储罐底部等有可能发生LNG泄漏并有可能对设备基础造成损害的地方，设置低温检测仪，在检测到异常低温时报警。
4）控制系统
LNG储罐液位设高、低液位报警，当储罐在空温式气化器进液管道上设置气动紧急切断阀，与出口温度联锁．当气化器结霜过多或发生故障时，导致出口温度低于正常值时，报警并联锁切断。
此外，还设有一些温度、压力检测项目，以实现安全控制。
5）安全泄放系统
LNG的体积膨胀系数很高，通常可达600倍，在密闭情况下，LNG受热膨胀，引起管道内压急剧升高会导致管道发生破裂，因此，在液相管道两道阀门之间加设安全阀。
此外，LNG储罐也设有安全阀，一旦罐内压力超高，安全阀起跳，可将超压气体排出，保护储罐。
在高压区管道设有安全阀当管道压力达到27.5MPa时安全阀起跳将超压气体排出保护管道。
6）消防
在LNG储罐区设置了排液沟和积液池，安装移动式泡沫灭火装置，厂区设置环状消防给水管网，安装地上消火栓若干，储罐区设置1米高的挡液堤，并安装消防水炮及消防喷淋装置，此外储罐区和气化区还分别设置干粉灭火装置若干。
7）火灾报警
卸车台、储罐区、气化区均设置了火灾报警系统，可根据现场感烟探头探测到的情况报警或人为手动报警。
8）阀门、管道及管件
站区工艺管道大体上分为两种。
介质温度大于-20℃的管道选用碳钢无缝钢管，材质为20#钢：
介质温度小于-20℃的管道选用不锈钢无缝钢管，材质为0Crl8Ni9，高压管道采用1Crl8Ni9Ti。
LNG管件采用与LNG输送管道相同（或相匹配）技术要求的管件，如法兰采用不锈钢材质的0Crl8Ni9，密封垫片采用不锈钢金属缠绕垫片。
LNG系统在常温条件下安装，在低温条件下运行，两者温差很大（～1800C），由此而来的膨胀及收缩应力，设计时要据此考虑必要的柔性，以便最大应力在允许范围内。
4、电气设计
1）、设计范围
气化站的电气设计包括站内建构筑物的动力、照明、防雷、接地等
2）、供电系统
供电条件：
38ovAC，三相，+7%，一10%,SOHz
（1）对功率因数的要求：
>0.9
（2）自动化系统接地电阻＜1欧姆
（3）电气系统接地电阻＜4欧姆
3）、保护与控制
低压设备的保护利用控制柜内自备的过负荷、断相等功能进行保护；配置必须保系统的正常工作。
4）、380V异步电机的启动控制分两种，大于45kw的电动机采用软启动，小于45kw的电动机采用直接启动。
5）、控制室外1、2区（爆炸危险环境）所有用电及控制设备均要用隔爆型产品，其防爆等级符合《爆炸性气体环境用防爆电气设备通用要求》的规定。
爆炸危险区域内金属设备及工艺管道均作静电接地处理。
6）、低压开关柜选用先进技术的开关柜，配备优质、可靠的元器件。
元器件要求互换性强，以便于元器件的更换及整定值得调整。
7）、线路敷设
室外配电线路采用ZRC一YJV22型铜芯阻燃电力电缆穿钢管敷设；室内配电线路采用BV一500型塑料铜芯线，在爆炸危险区域采用穿镀锌钢管明敷，正常场所内采用电缆穿钢管暗敷。
线缆过墙及过道路均应穿钢管敷设。
8）、LNG装置设静电接地装置
重要工艺设备如储罐、主气化器等两处以上接地，接地点沿设备外围均匀布置，其他工艺设备单点接地；管道上的所有法兰盘连接处均应采用编织铜线跨接，所有管道和管道支架间隔20一30米应作防静电接地处理；在汽车卸车处设临时接地接线柱。
接地系统埋在地下部分采用防腐材料（铜包钢）。
5、站场工程量及估算
序号
工程名称
数量
估算金额
备注
一
可研费
二
施工图设计费
三
评审费
四
土建系统
1套
以最终设计定
1
站房
500㎡
2
场区地坪
1500㎡
3
防雨棚
20m*30m
4
站区围墙
1套
5
设备基础及围堰
1套
五
消防、给排水、采暖系统
1套
以最终设计定
六
配电、照明、防雷、静电系统
1套
以最终设计定
七
PLC自控仪表系统
1套
以最终设计定
八
安保系统
1套
九
工艺系统
1
100立方储罐
1台
2
空温式汽化器1500Nm3/h
2台
32MPa
3
水浴式加热器
1台
4
卸车增压撬、储罐增压器
2台
各一台
5
系统工艺管线
1套
以最终设计定
6
系统工艺阀门
1套
以最终设计定
7
低温高压泵1200Nm3/h（国产泵）
2台
8
双枪加气机
4台
9
顺序控制盘
1台
10
储气井12方水容积
3组
十
工艺、自控系统安装费
十一
利润税金
十二
合计
升级会员 