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液化天然气应急储备站的建设方式

发布时间:2018-08-29
实现液化   气的应急储备可以依托液化   气接收终端。接收终端在燃气供应链的上游,系统完善,存储量大,气源力强,具有战略性。
另外,在城市燃气供应系统中设置灵活的液化   气气化站,将进一步简化工程等难度,减少工程投资。该站点选址灵活、接近用户终端,且对于用户用气量大小的限制宽松,也是在我国燃气市场发展的液化   气应急储备方式之一。
一、依托液化   气接收终端的应急储备建设方式
1、工艺流程
液化   气运输船在码头上经卸料臂将船上的液化   气输出管线与岸上卸船管线连接,由船上储罐内的输送泵(潜液泵)将其输送至陆上终端储罐。
储罐内液化   气经罐内输送泵加压至1MPa后进入再冷凝器,使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的液化   气可根据用户需求,分别加压至不同压力。一般情况是一部分液化   气经低压外输泵加压至4MPa后,进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时,浸没燃烧式蒸发器作为备用设备,在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行;另一部分液化   气经高压外输泵加压至7MPa后,进入高压水淋蒸发器蒸发,以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压   气(外输气)经计量设施分别计量后输往用户。
2、技术要点
液化   气低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量干扰,诸如储罐绝热层、附属管件等的漏热、罐内压力变化或者输送泵的散热等,会导致储罐内少量液化   气的蒸发。所以为了较大程度减少卸船时产生蒸发气量,应尽量提高此时的储罐内压力。
液化   气再气化/外输系统为内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行,泵出口均设置回流管线。当液化   气输送量变化是,可利用回流管线调节流量。在停止输出时,可利用回流管线进行循环,以泵处于低温状态。
二、气化站中液化天燃气储备方式的建设
1、工艺流程
就现阶段来看,液化   气供气站在储气和运气时需要由低温槽车运至气化站,在卸车台利用卸车增压器对槽车储罐加压,利用压差将液化   气送入液化   气储罐储存。气化时通过储罐增压器将液化   气增压,然后自流进入空温式气化器,液化   气发生相变,成为气态   气,经调压计量、加臭送入站外管网。槽车内液化   气卸完后,尚有   气气体,这部分气体与储罐蒸发气经BOG加热器与空气换热,并入管网。
增压设备包括空温式气化器(如:储罐增压器及卸车增压器)、升压调节阀及若干低温阀门和仪表。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。
2、技术要点
当液化   气储罐压力(升压调节阀后压力)低于设定压力时,调节阀开启,液化   气进入空温式增压气化器,气化为低温   气后通过储罐顶部的气相管进入罐内,储罐压力上升;当液化   气储罐压力高于设定压力时,调节阀关闭,空温式增压气化器停止气化,随着罐内液化   气的排出,储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭,从而将液化   气储罐压力维持在设定压力范围内。为储罐的   ,在储罐上需要安装降压调节阀,可根据压力自动排出BOG。根据增压工艺中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。自动排出的BOG气体为高压低温状态,因此需设置BOG加热器并经过调压后进入输气管网。