CN110762384A - Lng点式供气站系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种LNG点式供气站系统，包括移动罐车（1）、固定储罐（2）、增压气化器（3）、气化器Ⅰ（4）、气化器Ⅱ（5）、水浴式加热器（6）及用户调压计量撬（7）；所述移动罐车（1）的液相口、增压口、气相口均安装有第一气动阀（201）和第一截止阀（101）；所述固定储罐（2）的液相口、增压口、气相口均安装有第二气动阀（201）和第二截止阀（102）；所述移动罐车（1）的液相口通过第一止回阀（301）、第三截止阀（103）、第四截止阀（104）与固定储罐（2）的增压口连接。本发明设计合理，具有很好的实际应用价值。

Description

LNG点式供气站系统
技术领域
本发明属于燃气领域，通过对现有的LNG气化站进行优化改良，设计为一种更佳的LNG点式供气站系统。
背景技术
LNG是一种无色、无味、无毒且无腐蚀的液体，其体积约为同量气态天然气体积的1/600。天然气以LNG的形式储存和运输，具有降低成本、方便使用、安全可靠等诸多优点。当前，国家治理大气污染力度不断增加，从国家到地方都在大力推行“煤改气”政策，推动各地“煤改气”项目更快发展。在此背景下，LNG点供有效解决了距离天然气管道较远或难以到达的“煤改气”用户。另外由于经济性明显，LNG点供以“火爆”之势进入燃气市场。我国LNG气化站发展虽快，但起步较晚，在小型LNG气化站供气系统的储罐、气化器、水浴式加热器、调压器、流量计等设备的组合安装方面，各生产厂家暂未形成统一。另外，我国现在尚无LNG气化站的专用设计标准，且在供气系统的实际施工安装过程中，也未将全部细节考虑在内，这就导致在LNG点供站投运以后，给运营单位的安全平稳供气带来了很多困难。
实际气化站在运营过程中普遍存在下列问题：
（1）、自增压卸车时间较长，一般约为4~6个小时（综合投资成本，不考虑潜液泵卸车）；
（2）、LNG移动罐车卸车不完全，通常采取放空或者罐车平压的方式达到装车压力要求，造成天然气浪费；
（3）、卸车气化器、自增压气化器、BOG气化器、EAG气化器分别设立，气化器利用效率较低，且增大了投资和占地面积；
（4）、供气过程中，由于供气气化器受环境因素（气温、风、雨、雪等）影响，使得气化量不稳定造成安全阀起跳，容易造成供气中断、天然气浪费和影响用户正常生产用气。
因此，针对气化站实际运行过程中存在问题进行剖析，并提供优化改进方案尤为必要。
发明内容
本发明主要针对实际气化站在运营过程中普遍存在的上述问题，提出一种改进后的LNG点式供气站系统。
本发明是采用如下技术方案实现的：
一种LNG点式供气站系统，包括移动罐车、固定储罐、增压气化器、气化器Ⅰ、气化器Ⅱ、水浴式加热器及用户调压计量撬。
所述移动罐车的液相口、增压口、气相口均安装有第一气动阀和第一截止阀。
所述固定储罐的液相口、增压口、气相口均安装有第二气动阀和第二截止阀。
所述移动罐车的液相口通过第一止回阀、第三截止阀、第四截止阀与固定储罐的增压口连接。
所述增压气化器的进口连接于第三截止阀和第四截止阀中间，所述增压气化器的出口通过第一调压器和第二调压器及第五截止阀与固定储罐的气相口连接；所述移动罐车的气相口通过第六截止阀连接于第一调压器和第二调压器中间。
所述固定储罐的液相口通过第二止回阀、第七截止阀、第八截止阀与气化器Ⅰ进口连接，所述气化器Ⅱ进口通过第九截止阀连接于第七截止阀和第八截止阀中间。
所述气化器Ⅰ出口通过第一球阀、第三球阀与用户调压计量撬进口连接，所述气化器Ⅱ通过第二球阀、第三球阀与用户调压计量撬进口连接；所述第一球阀和第二球阀的连接节点处连接缓冲盲管。
所述水浴式加热器管程进口通过第四球阀和第一球阀与气化器Ⅰ出口连接，所述水浴式加热器管程进口通过第四球阀和第二球阀与气化器Ⅱ出口连接；所述水浴式加热器管程出口通过第五球阀与用户调压计量撬进口连接。
所述用户调压计量撬包括结构相同的供气系统主支路和供气系统备用支路，所述供气系统主支路包括依次串联的第六球阀、第一过滤器、第三调压器、第一电磁阀、第一气体涡轮流量计、第七球阀，所述供气系统主支路和供气系统备用支路并接第二电磁阀。
所述增压气化器出口通过第十截止阀、泄压调压器、第八球阀连接于供气系统备用支路中第一电磁阀和第一气体涡轮流量计中间。
所述固定储罐的液相口、增压口、气相口均通过第十一截止阀连接放空管路，所述增压气化器的出口通过第十四截止阀连接放空管路，所述第八截止阀和第九截止阀的连接节点通过第十二截止阀连接放空管路，所述供气系统主支路和供气系统备用支路的并接点通过第一安全阀连接放空管路，所述水浴加热器的管程出口通过第二安全阀连接放空管路，所述放空管路通过水浴加热器的壳程后连接第一阻火器进行放空。
所述移动罐车的液相口、增压口、气相口均通过第十三截止阀连接放空管路通过第二阻火器进行放空。
工作时，移动罐车运输液化天然气至供气站，通过罐车的液相口将液化天然气通过固定储罐的增压口进入固定储罐内。固定储罐内的液化天然气通过其液相口进入汽化器Ⅰ或气化器Ⅱ后直接进入用户调压计量撬，或者通过气化器后先通过水浴加热器加热后再进入用户调压计量撬，最后通过供气系统主管路向用户提供天然气。
本发明对已有的点式供气站作如下四方面改造：
一、通过工艺改造，在增压气化器（LNG自增压气化器和卸车气化器共用一个空温式气化器，称为：增压（空温）气化器）出口使用两个调压器串联，串联的第一调压器（称为：卸车调压器，给移动罐车增压）出口的设定压力0.65MPa，第二调压器（称为：自增压调压器，给固定储罐稳压）的出口设定压力为0.30MPa。
卸车调压器后直接连接LNG移动罐车，给LNG移动罐车增压，自增压调压器后连接固定储罐，给固定储罐稳压。通过调压器串联调压，可以使LNG移动罐车压力稳定在0.65Mpa，固定储罐压力稳定在0.30Mpa，使得LNG移动罐车与固定储罐的压差始终稳定在0.35Mpa，保持高效稳定的卸车速度，大大缩短卸车时间，同时稳定固定储罐的压力，保证用户的正常用气压力。
二、通过工艺改造，在增压气化器出口（位于卸车调压器前）和供气系统备用支路的流量计前之间安装泄压管道和泄压调压器。
该LNG气化站中，供气系统主支路调压器出口压力设定值为0.1MPa（用户用气压力需求），从残液泄压持续时间、天然气流速控制和天然气温度等方面综合考虑，确定泄压调压器出口压力设定值为0.15MPa。
工艺改造完成后，固定储罐自增压气化器、移动罐车卸车气化器和移动罐车残液气化器实现共用一个空温式气化器。
三、通过工艺改造，集中放散管前经过水浴式加热器，水浴式加热器两用。
作用一：保证向管网输出的天然气温度不低于5℃。夏季空温式气化器的出口处气态天然气的温度最高可到15℃，这时便可直接送入城市供气管网；在极端气候（如雨天或冬季）下，气化器的气化效率降低，出口处气态天然气的温度降低，当出口处气相温度低于0℃时便成为低温天然气，若将低温天然气直接输入城市供气管网，会对后续的管线造成损伤，并且使供销差增大，此时则需将气化后的天然气再经水浴式气化器复热后才能送入输气管网。
作用二：保证低温天然气系统的放散天然气温度不低于-107℃。放散的天然气最低温度约在-110℃，比重大于空气，为保证放散的低温天然气能迅速放空，必须加热成比空气轻的气体，因此集中放散管前经过水浴式加热器。
四、正常情况下，供气气化器出口压力与固定储罐的压力相近，约为0.30MPa，但在实际运行中，受特殊天气的影响，如：下雨、刮风等，供气气化器的出口压力最高能达到0.9MPa（尤其是空旷地区），造成供气气化器出口的安全阀起跳，不仅造成了天然气浪费，而且安全阀的经常起跳影响整个气化站的安全平稳运行。为此，通过工艺改造，在备用供气气化器出口处进行改造，增加旁路缓冲管路。
工艺改造完成后，高效的解决了出口压力波动较大的问题。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
（1）、该LNG气化站可以大大缩短卸车时间，从4-6小时卸车缩短至2小时，且保证了供气压力的稳定（固定储罐压力稳定）。
（2）、该LNG气化站直接将EAG加热器取消，节约了投资。
（3）、该LNG气化站将自增加气化器（固定储罐）和卸车气化器（移动罐车）合并为一个，节约了投资。
（4）、该LNG气化站将移动罐车的残液经增压空温气化器、泄压管道和泄压调压器之后直接供给下游用户，实现残液100%利用。
（5）、该LNG气化站供气出口压力稳定，保障了下游用户的平稳用气。
本发明设计合理，具有很好的实际应用价值。
附图说明
图1表示该LNG点式供气站系统的连接示意图，图中实线代表工艺管路，虚线代表放空管路。
图中：1-移动罐车，2-固定储罐，3-增压气化器，4-气化器Ⅰ，5-气化器Ⅱ，6-水浴式加热器，7-用户调压计量撬，8-第一调压器，9-第二调压器，10-泄压调压器，11-缓冲盲管，12-第一气体涡轮流量计，13-第一过滤器，14-第三调压器；101-第一截止阀，102-第二截止阀，103-第三截止阀，104-第四截止阀，105-第五截止阀，106-第六截止阀，107-第七截止阀，108-第八截止阀，109-第九截止阀，110-第十截止阀，111-第十一截止阀，112-第十二截止阀，113-第十三截止阀，114-第十四截止阀，201-第一气动阀，202-第二气动阀，301-第一止回阀，302-第二止回阀，401-第一球阀，402-第二球阀，403-第三球阀，404-第四球阀，405-第五球阀，406-第六球阀，407-第七球阀，408-第八球阀，501-第一电磁阀，502-第二电磁阀，601-第一安全阀，602-第二安全阀，701-第一阻火器，702-第二阻火器，801-汇管，802-加臭器；PT-压力变送器，TT-温度送变器，PI-压力指示，TI-温度指示。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。
一种LNG点式供气站系统，如图1所示，主要包括移动罐车1、固定储罐2、增压气化器3、气化器Ⅰ4、气化器Ⅱ5、水浴式加热器6及用户调压计量撬7等。
移动罐车1的液相口、增压口、气相口均安装有第一气动阀201和第一截止阀101。
固定储罐2的液相口、增压口、气相口均安装有第二气动阀201和第二截止阀102。
移动罐车1的液相口通过第一止回阀301、第三截止阀103、第四截止阀104与固定储罐2的增压口连接。
增压气化器3的进口连接于第三截止阀103和第四截止阀104中间，增压气化器3的出口通过第一调压器8和第二调压器9及第五截止阀105与固定储罐2的气相口连接；移动罐车1的气相口通过第六截止阀106连接于第一调压器8和第二调压器9中间；增压气化器3的出口具有压力指示。通过工艺改造，在增压气化器3（LNG自增压气化器和卸车气化器共用一个空温式气化器，称为：增压（空温）气化器）出口使用两个调压器串联，串联的第一调压器8（作为卸车调压器，给移动罐车1增压）出口的设定压力0.65MPa，第二调压器9（作为自增压调压器，给固定储罐2稳压）的出口设定压力为0.30MPa。卸车调压器后直接连接LNG移动罐车1，给LNG移动罐车增压，自增压调压器后连接固定储罐2，给固定储罐稳压。通过两个调压器串联调压，可以使LNG移动罐车压力稳定在0.65Mpa，固定储罐压力稳定在0.30Mpa，使得LNG移动罐车与固定储罐的压差始终稳定在0.35Mpa，保持高效稳定的卸车速度，大大缩短卸车时间，同时稳定固定储罐的压力，保证用户的正常用气压力。
固定储罐2的液相口通过第二止回阀302、第七截止阀107、第八截止阀108与气化器Ⅰ4进口连接，气化器Ⅱ5进口通过第九截止阀109连接于第七截止阀107和第八截止阀108中间。
气化器Ⅰ4出口通过第一球阀401、第三球阀403与用户调压计量撬7进口连接，气化器Ⅱ5通过第二球阀402、第三球阀403与用户调压计量撬7进口连接；第一球阀401和第二球阀402的连接节点处连接缓冲盲管11。在供气气化器的运行中，空气的散热量包括显热和潜热两部分。显热损失导致空气温度的降低，当空气温度低于其露点时，空气中的水蒸气便会发生凝结，放出汽化潜热。凝结后的小水珠会附着在翅片管外壁上，当外壁温度低于凝点时，小水珠便会凝固，在翅片管上形成松软的霜层，随着气化器运行时间的增长，霜层会由翘片管的底部逐渐向顶部发展。霜层的存在会增加传热热阻，降低翘片管的换热效率，使气化率降低，管壁温度上升，霜层便会脱落，气化器又可恢复换热能力（供气气化器设置两组以上，供气过程中切换使用），按照空气流动的方式，空温式气化器分为自然对流式和强制对流式两种。正常情况下，供气气化器出口压力与固定储罐的压力相近，约为0.30MPa，但在实际运行中，受特殊天气的影响，如：下雨、刮风等，供气气化器的出口压力最高能达到0.9MPa（尤其是空旷地区），造成供气气化器出口的安全阀起跳，不仅造成了天然气浪费，而且安全阀的经常起跳影响整个气化站的安全平稳运行。为此，通过工艺改造，在供气气化器出口处进行改造，增加旁路缓冲管路（即缓冲盲管11）。旁路缓冲管路长度和管径的确定：根据实际日平均气化量和现有管径水容积选定长度和管径大小。在LNG气化站中，在供气气化器出口处将原90°弯头管段改为同径三通（DN100），然后直接焊接在长度5米（或者根据实际情况确定长度），管径DN400的管道上（管道两端密封）。工艺改造完成后，高效的解决了出口压力波动较大的问题。
水浴式加热器6管程进口通过第四球阀404和第一球阀401与气化器Ⅰ4出口连接，水浴式加热器6管程进口通过第四球阀404和第二球阀402与气化器Ⅱ5出口连接；水浴式加热器6管程出口通过第五球阀405与用户调压计量撬7进口连接。通过工艺改造，集中放散管前经过水浴式加热器，水浴式加热器两用。作用一是保证向管网输出的天然气温度不低于5℃；夏季空温式气化器的出口处气态天然气的温度最高可到15℃，这时便可直接送入城市供气管网；在极端气候（如雨天或冬季）下，气化器的气化效率降低，出口处气态天然气的温度降低，当出口处气相温度低于0℃时便成为低温天然气，若将低温天然气直接输入城市供气管网，会对后续的管线造成损伤，并且使供销差增大，此时则需将气化后的天然气再经水浴式气化器复热后才能送入输气管网。作用二是保证低温天然气系统的放散天然气温度不低于-107℃；放散的天然气最低温度约在-110℃，比重大于空气，为保证放散的低温天然气能迅速放空，必须加热成比空气轻的气体，因此集中放散管前经过水浴式加热器。
用户调压计量撬7的进口安装温度变送器TT和压力变送器PT，用户调压计量撬7包括结构相同的供气系统主支路和供气系统备用支路，供气系统主支路和供气系统备用支路分别连接于汇管801的两个出口，汇管801的进口作为用户调压计量撬7的进口，供气系统主支路和和供气系统备用支路均由依次串联的第六球阀406、第一过滤器13、第三调压器14、第一电磁阀501、第一气体涡轮流量计12、第七球阀407构成，两个第一电磁阀由GITA联动控制。供气系统主支路和供气系统备用支路并接第二电磁阀502后输出天然气通往用户终端用气设备，并在第二电磁阀502之前安装压力指示PI和加臭器802。
增压气化器3出口通过第十截止阀110、泄压调压器10、第八球阀408连接于供气系统备用支路中第一电磁阀501和第一气体涡轮流量计12中间。通过工艺改造，在增压（空温）气化器3出口（第一调压器8之前）和供气系统备用支路的流量计前之间安装泄压管道和泄压调压器10。泄压管道管径的确定：根据增压空温气化器的气化能力确定，保证移动罐车残液（移动储罐卸车不完全的剩余天然气，称为：残液）的供气温度。管径过小时，残液泄压持续时间较长；管径过大残液泄压速度快，但天然气温度不易保证。泄压调压器10出口压力的设定：该LNG气化站中，供气系统主支路调压器出口压力设定值为0.1MPa（用户用气压力需求），从残液泄压持续时间、天然气流速控制和天然气温度等方面综合考虑，确定泄压调压器出口压力设定值为0.15MPa。位置的确定：实际运行过程中，考虑到移动罐车残液泄压过程中需要实时监测泄压管道天然气的流量和温度，由此选择将泄压管道和泄压调压器安装在增压空温气化器出口（卸车调压器前）和供气系统备用支路流量计前之间，以此实现实时监测。工艺改造完成后，固定储罐自增压气化器、移动罐车卸车气化器和移动罐车残液气化器实现共用一个空温式气化器。
固定储罐2的液相口、增压口、气相口均分别通过第十一截止阀111连接放空管路。第八截止阀108和第九截止阀109的连接节点通过第十二截止阀112连接放空管路（其中两个第十二截止阀112并联，其中一个第十二截止阀112还串联有安全阀）。汽化器Ⅰ4和气化器Ⅱ5的进口安装压力显示。供气系统主支路和供气系统备用支路的并接点通过第一安全阀601连接放空管路。水浴加热器6的管程出口通过第二安全阀602连接放空管路。增压气化器3的出口通过第十四截止阀114连接放空管路（其中两个第十四截止阀并联，其中一个第十四截止阀还串联有安全阀）。放空管路通过水浴加热器6的壳程后连接第一阻火器701进行放空，对放散天然气进行加热，保证低温天然气系统的放散天然气温度不低于-107℃。
移动罐车1的液相口、增压口、气相口均通过第十三截止阀113连接放空管路通过第二阻火器702进行放空。
移动罐车1和固定储罐2均具有专门的放空口。
工作时，移动罐车1运输液化天然气至供气站，通过罐车的液相口将液化天然气通过固定储罐的增压口进入固定储罐2内。固定储罐2内的液化天然气通过其液相口进入汽化器Ⅰ4或气化器Ⅱ5后直接进入用户调压计量撬7，或者通过气化器后先通过水浴加热器6加热后再进入用户调压计量撬7，最后通过供气系统主管路向用户提供天然气。
上述对本发明实施案例中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所实施案例仅仅是本发明中的一部分实施例，而非全部实施例，基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下，所作出的所有其他实施例，也应属于本发明的保护范围。

Claims (1)

1.一种LNG点式供气站系统，其特征在于：包括移动罐车（1）、固定储罐（2）、增压气化器（3）、气化器Ⅰ（4）、气化器Ⅱ（5）、水浴式加热器（6）及用户调压计量撬（7）；
所述移动罐车（1）的液相口、增压口、气相口均安装有第一气动阀（201）和第一截止阀（101）；
所述固定储罐（2）的液相口、增压口、气相口均安装有第二气动阀（201）和第二截止阀（102）；
所述移动罐车（1）的液相口通过第一止回阀（301）、第三截止阀（103）、第四截止阀（104）与固定储罐（2）的增压口连接；
所述增压气化器（3）的进口连接于第三截止阀（103）和第四截止阀（104）中间，所述增压气化器（3）的出口通过第一调压器（8）和第二调压器（9）及第五截止阀（105）与固定储罐（2）的气相口连接；所述移动罐车（1）的气相口通过第六截止阀（106）连接于第一调压器（8）和第二调压器（9）中间；
所述固定储罐（2）的液相口通过第二止回阀（302）、第七截止阀（107）、第八截止阀（108）与气化器Ⅰ（4）进口连接，所述气化器Ⅱ（5）进口通过第九截止阀（109）连接于第七截止阀（107）和第八截止阀（108）中间；
所述气化器Ⅰ（4）出口通过第一球阀（401）、第三球阀（403）与用户调压计量撬（7）进口连接，所述气化器Ⅱ（5）通过第二球阀（402）、第三球阀（403）与用户调压计量撬（7）进口连接；所述第一球阀（401）和第二球阀（402）的连接节点处连接缓冲盲管（11）；
所述水浴式加热器（6）管程进口通过第四球阀（404）和第一球阀（401）与气化器Ⅰ（4）出口连接，所述水浴式加热器（6）管程进口通过第四球阀（404）和第二球阀（402）与气化器Ⅱ（5）出口连接；所述水浴式加热器（6）管程出口通过第五球阀（405）与用户调压计量撬（7）进口连接；
所述用户调压计量撬（7）包括结构相同的供气系统主支路和供气系统备用支路，所述供气系统主支路包括依次串联的第六球阀（406）、第一过滤器（13）、第三调压器（14）、第一电磁阀（501）、第一气体涡轮流量计（12）、第七球阀（407），所述供气系统主支路和供气系统备用支路并接第二电磁阀（502）；
所述增压气化器（3）出口通过第十截止阀（110）、泄压调压器（10）、第八球阀（408）连接于供气系统备用支路中第一电磁阀（501）和第一气体涡轮流量计（12）中间；
所述固定储罐（2）的液相口、增压口、气相口均通过第十一截止阀（111）连接放空管路，所述第八截止阀（108）和第九截止阀（109）的连接节点通过第十二截止阀（112）连接放空管路，所述增压气化器（3）的出口通过第十四截止阀（114）连接放空管路，所述供气系统主支路和供气系统备用支路的并接点通过第一安全阀（601）连接放空管路，所述水浴加热器（6）的管程出口通过第二安全阀（602）连接放空管路，所述放空管路通过水浴加热器（6）的壳程后连接第一阻火器（701）进行放空；
所述移动罐车（1）的液相口、增压口、气相口均通过第十三截止阀（113）连接放空管路通过第二阻火器（702）进行放空。
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