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煤改气之LNG瓶组点供模式的介绍



LNG瓶组点式供气作为新兴的供气模式,具有投资少、占地小、投产快、安全性高等特点,近年来,受到越来越多燃气用户和企业的认可,其设备及技术也在逐步发展与创新,下面对LNG点供进行简要介绍:






主要类型:

设备配置:

一、基本情况

按用气量为100Nm³/h流量配置。


二、设备选型

LNG瓶组站内设备大致分为四部分:气瓶、汽化器、调压器、流量计,另有加臭器和复热器等设备可以根据用户需要选择安装。在LNG项目初期的设备选型中,既要满足用户用气需求,又要考虑降低设备成本及日后运行维护成本。如下设备:

气瓶:根据用户气量,选用8个DPL-195液化天然气钢瓶,4用4备,保证更换或充装时,不间断供气。

汽化器:因汽化器长时间运作,导致结霜,影响汽化效率,汽化器采取双路75m³/h规格,一用一备,在主路结霜无法使用时,启用备用汽化器,保障燃气供应。

调压器:气瓶内LNG液体在汽化后,压力较高,采取单路二级调压,使压力降至正常使用压力。

流量计:普通膜式燃气表即可满足计量需要,如果在相对较为偏远的地区使用,可以选择加装远传功能,用以及时提供气瓶液相压力、出口压力、备瓶压力等参数和进行泄漏报警,方便进行管理。如果用户在冬季用气量较大,还可以考虑使用带有温压补偿功能的流量计,以保障其计量的准确性。

三、工艺流程

四、LNG瓶组站建设

LNG瓶组站建设应符合《城镇燃气设计规范》、《石油天然气工程设计防火规范》等相关法律法规,点供站要尽可能远离人员密集区域,并有相应的隔离措施,同时由于BOG气体的存在,要求站内通风情况良好,有符合标准的防雷接地设施,从而保障气化站的安全。根据LNG低温的特性,站内设备、管道、仪表、阀门及各类配件要求在低温工况下操作性能要好,并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。

五、LNG瓶组设备操作规程

拆卸LNG低温瓶

1、连接用气阀拆卸流程

(1)依次关闭增压阀、用气阀、汇管低温截止阀。

(2)利用防爆工具缓慢卸下低温瓶连接管,软管接头应妥善保护,防止损坏软管接头或软管内进入杂质等。

2、连接进出液阀拆卸流程

(1)依次关闭进出液阀门、汇管低温截止阀,等待约3分钟,使软管内液体尽量气化,防止液体溅出冻伤皮肤。

(2)利用防爆工具缓慢卸下低温瓶连接管,软管接头应妥善保护,防止损坏软管接头或软管内进入杂质等。

3、充装LNG低温瓶

(1)准备就绪,连接充气管,依次打开放空阀、进出液阀。

(2)在充装过程中,根据加液机上显示进液流量控制放空阀开关大小直到充装完成。不得超装。

(3)充装完毕,依次关闭放空阀、进出液阀,待充装软管气化一段时间后将其卸下(拆卸充装软管时要缓慢,防止液体飞溅冻伤皮肤)。

(4)检漏仪检测LNG低温瓶各阀口处是否有漏气现象。

4、连接LNG低温瓶组

连接用气阀供气:

(1)将软管连接用气阀后,依次打开用气阀、汇管低温截止阀、汽化器双路进口阀。

(2)检漏仪检测软管连接处是否有漏气现象。

连接进出液阀供气:

(1)将软管连接进出液阀后,依次打开进出液阀、汇管低温截止阀、一路汽化器进口阀(另一路备用)。

(2)检漏仪检测软管连接处是否有漏气现象。

5、运输过程注意事项

(1)低温瓶在搬运及充装的过程中,必须保持瓶体直立,严禁放倒。

(2)在运输车上,低温瓶应用绑带等抗静电绳对瓶身进行捆扎且捆扎牢固,严禁使用金属链条固定瓶身。

六、LNG瓶组站安全性分析及应急处置

相比管道气和液化石油气等燃气,LNG由于其本身的特性,燃点较高,难以被点燃,且汽化后密度较低,不慎泄漏后易于稀释扩散,从而降低了爆炸的可能性,因此LNG在安全性上,要优于其他种类燃气。

LNG瓶组站应急处置措施:

1

气瓶阀门出现内漏应急措施

设置安全警戒线,告诫无关人员远离现场,警戒区域严禁烟火及开关电源,关闭其他运行气瓶,将备用空瓶接上,打开阀门,关注压力变化,待阀门处泄漏气瓶压力与空瓶压力达到平衡时,关闭泄漏气瓶阀门,将泄漏气瓶运至空旷处,打开放空阀门将剩余LNG释放完,更换阀门或对阀门进行维修。

2

气瓶阀门与连接软管处发生泄漏应急措施

设置安全警戒线,告诫无关人员远离现场,警戒区域严禁烟火及开关电源,利用铜质工具对泄漏处进行紧固,紧固之后若还是泄漏,关闭气瓶阀门及低温截止阀门,卸下软管重新进行连接,若依旧泄漏,即更换软管。

3

气瓶阀门与对丝连接处发生泄漏应急措施

设置安全警戒线,告诫无关人员远离现场,警戒区域严禁烟火及开关电源,利用铜质工具对泄漏处进行紧固,紧固之后若还是泄漏,关闭气瓶阀门及低温截止阀门,卸下对丝,用生料带重新缠绑,直至无泄漏。

4

管道连接处发生泄漏应急措施

设置安全警戒线,告诫无关人员远离现场,警戒区域严禁烟火及开关电源,告知燃气用户泄漏情况,关闭各气瓶阀门及表后阀,查找泄漏点后进行维修。

七、安全风险及防范措施

1、超压放散

由于低温储罐技术的限制,不可能做到与外界完全绝热,因此在储存LNG时气瓶内会积存BOG气体导致瓶内压力升高,从而引发自动超压放散,这种放散情况既对LNG造成了浪费,同时放空出来的天然气又存在一定的风险。为了降低LNG储罐放散的风险同时最大化的提高LNG的利用率,需要运行人员观察运行及备用瓶压力,发现接近放散压力的储罐,优先进行连接使用。如果仍然有气瓶压力较高但暂时无法使用时,可以考虑进行人工放散来降低瓶内压力,确保其安全。  

2、低温风险

由于LNG的特性,其温度基本都在-160℃以下,极易出现冻伤,因此LNG操作及维修人员在操作LNG储罐时,一定要佩戴全套防冻伤护具,防止冻伤。同时为了防止泄露的液体流出瓶组站威胁到周边人员的人身安全,应在地面上加装防漏液闸板,最大限度地保障站内及周边人员的生命和财产安全。 


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