1、前 言中国国家发展计划委员会于2003 年二月以“息计产业 2003 266 号”文，批准福建液化天然气工程总体工程立项。福建省液化天然气项目主要为福建省的燃气电厂和城市工业与民用及商业用户提供可靠的燃料，主要供气范围包括福州、厦门、莆田、泉州、漳州等城市。一期工程以莆田接收站为起点，建设规模为250万吨/年的接收站，敷设福州-莆田-泉州-厦门-漳州的输气干线 311.9公里，向沿线用户年提供天然气 。该项目一期工程计划于2006年建成，2007年供气。福州市现有的管道煤气是液化石油气混空气，有用户20多万户，年供气规模达2500万立方米。随着福建省LNG利用项目的实施，2007年将向福州供气2、，届时福州市区将面临气源的转换。由于近期LPG市场价格居高不下，为了降低成本，我司拟采用新疆广汇LNG，提前向LNG过度随着福建省液化天然气项目的启动，福州市作为该项目的首批供应城市之一，福州市计委委托我院对福州市液化天然气利用工程作可行性研究，2002年12月我院派人员至现场。在福州市液化天然气筹建领导小组、市计委、建委、规划局、技术监督局、环保局、煤气公司等有关部门的大力支持下，现场搜集大量资料，在此上基础进行计算、分析、方案论证和研究，编制了福州市液化天然气利用工程可行性研究报告。在此对我院技术人员在现场期间给与我们支持和帮助的有关部门和人士表示衷心感谢！1 总 论11设计依据及设计原则3、111设计依据（1）省发改委关于福州市天然气利用工程可行性研究报告的批复，闽发改交能2004326号（2）福州市煤气公司与中国市政工程华北设计研究院签定的设计合同书（3）福州煤气公司提供的站内竣工图等有关设计资料112设计原则（1）依据城市总体规划，远近结合，适当留有发展余地。（2）优先采用技术成熟、安全可靠的国产设备，必要时选用技术新、性能优、价格合理的进口设备。（3）严格执行国家现行有关规范、规定和标准。12设计遵循主要规范、标准和规定(1)建筑设计防火规范GBJ1687(2001年版)(2) 城镇燃气设计规范(2002年版)GB5002893及城镇燃气设计规范修订报批稿(3)工业金属管道4、设计规范GB50316-2000(4) 钢质低温压力容器技术规定HGJ19-89(5)建设项目环境保护管理条例国务院253令(1998年)(6)污水综合排放标准GB897896(7)地表水环境质量标准GB3838-2002(8)环境空气质量标准+修改单GB309596(2000年)(9)大气污染物综合排放标准GB1629796(10)城市区域环境噪声标准GB309693(11)工业企业厂界噪声标准GB1234890(12)建筑抗震设计规范GB50011-2001(13)构筑物抗震设计规范GB5019193(14)室外给水设计规范GBJ1386(1997年版)(15)室外排水设计规范GBJ1485、7(1997年版)(16)建筑给水排水设计规范GB50015-2003(17)建筑灭火器配置设计规范GBJ14090(1997年版)(18)采暖通风与空气调节设计规范GBJ1987(2001年版)(19)供配电系统设计规范GB5005295(20)10KV及以下变电所设计规范GB5005394(21)低压配电设计规范GB5005495(22)通用用电设备配电设计规范GB5005593(23)建筑物防雷设计规范GB5005794(2000年版)(24)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB5005892(25)电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB5006292(26)工业与民用电力装置的过电6、压保护设计规范GBJ6483(27)电力工程电缆设计规范GB5021794(28)石油化工企业可燃气和有毒气体体检测报警设计规范SH306399 (29) 液化天然气(LNG)生产、储存和装运NFPA59A:2001(30) 低温液体储运设备安全使用规范JB6898-1997 1.3 建设方业主、工程建设规模、内容及投资1.3.1建设方业主：福州市煤气公司1.3.2 工程规模根据可行性研究的批复，日供气能力为10.5104m3，其中供应城市管网为9.8104m3/日；日供应天然气加气子站为0.7104m3。 1.3.3 工程建设内容及投资本工程主要内容包括新建100m3液化天然气储罐4台、液化7、天然气气化装置1套、撬装调压装置1套、撬装天然气压缩机2套和配套仪表控制系统等。工程概算总投资1700104元。 主要技术经济指标序号指标名称单位数量备注1年供气量规模104m3/年38332日供气量104m3/日10.55其中城市日供气量104m3/日9.8 加气子站供气量0.73供应城市管网高峰小时流量m3/h100004供应压缩天然气槽车小时流量m3/h10005劳动定员人23原有6总投资104元17007年用电量104kwh548年用水量104t0.19年加嗅剂用量（四氢噻吩）t0.772基础数据、2.1天然气气源本工程液化天然气来自广汇液化天然气有限公司，该公司目前日产液化天然气158、0万m3，采用集装箱槽车形式公路运输，计划2005年到2006年实现公路、铁路联运。广汇液化天然气有限公司承诺：将使用5至6辆槽罐车给福州市煤气公司提供每天10至15万m3的天然气，同时闽清贮配站（贮存能力72万m3天然气）作为备用气源，确保福州市煤气公司长期、安全、稳定供气，福州供气交割价为2.7元/ m3。广汇LNG物性参数项目数值N2，mol%0.655CH4，mol%86.23C2H6，mol%12.77C3H8，mol%0.3428其余0.0022气化温度，-162液相密度，kg/Nm3471气相密度，kg/Nm30.8059 (=0.6233)气液膨胀系数，0584.44低热值，M9、J/ Nm339.46高热值，MJ/ Nm343.69华白数，MJ/ Nm355.312.2 气象资料及抗震烈度平均气温19.6极端最低温度 -1.2极端最高温度 39.3平均降雨量1355.8mm小时最大降水量64.3mm平均绝对湿度19.0mm年平均相对湿度77%年平均蒸发量1451.1mm主要风向为东北或东，平均风速2.8m/s全年日照时数1860.6小时福州盆地处于多组断裂交汇地带，属地震烈度七度区3.燃气的互换性、燃具的适配性及燃具调整方案福州市现有的管道煤气是液化石油气混空气，本工程采用新疆广汇液化天然气，由于两种燃气种类的变化，对城市输气管网、用气设备、计量器具以及燃烧设备将产生10、重大的影响，其中对燃气燃烧设备的影响尤其显著。两种气源的互换性将影响二十几万居民用户和数百家公共建筑、商业和工业用户用气，同时由于燃具燃烧工况的变化，有可能产生不安全因素。因此,对于液化石油气混空气与天然气的互换性、燃具的适配性及燃具调整方案需要进行分析。3.1燃气互换性分析燃气特性及类别燃气成份天然气（广汇）液化石油气混空气天然气（印尼）CH4（）86.2396.299C2H4C2H6（）12.772.585C3H8（）13.6C3H6C3H8（）0.34280.489iC4H10（）0.100nC4H10（）26.40.118C5 （）0.006O2（）12.6N2（）0.65547.4011、.400其它（）0.0020.003低热值Hl（MJ/ m3）39.545.2536.96高热值Hh（MJ/ m3）43.6949.0440.81华白数W（MJ/ m3）55.3142.0553.75燃烧势CP42.7138.2240.66相对密度d0.62391.360.5764密度（/ m3）0.8061.7580.745理论空气量vo(m3 / m3 )10.4510.819.75工作压力（Pa）200020002000一次空气系数0.60.60.6黄焰界限 0.25 0.480.24燃烧速度Snmax (m/s)0.380390.38 注：天然气（印尼）气态组份（mol%）取福建LNG12、站线项目执行办公室所提供参数的平均数。天然气（广汇）气态组份由新疆广汇公司提供。根据城市燃气分类GB/T13611-92标准中，12T天然气的标准华白数W为53.5MJ/m3(范围48.157.8 MJ/ m3 )，标准燃烧势CP为40（范围3688）。福州LNG利用项目的天然气华白数W为53.75MJ/ m3(范围53.7754.06 MJ/ m3 )、CP为40.66，两项指标均与12T标准气相近，属12T天然气；新疆广汇LNG 华白数W为55.31MJ/ m3、CP为42.71，也属12T天然气，按12T天然气设计生产的燃具转换气源后可正常使用。. 燃气的互换性福州市燃气用户中，燃烧器类13、型很多，但以引射式燃烧器最为普遍，特别是民用户和商业用户多数采用大气式燃烧器。本工程主要探讨引射式大气燃烧器的互换性。一般燃具的燃烧器是按一定成分和压力的燃气设计、调整的，因此成分和压力的变化会使燃具的运行工况发生改变。当燃气成分变化而导致其热值、密度、理论空气量和燃烧特性发生变化时，相应的燃具的热负荷、一次空气系数、火焰结构、燃烧稳定性、烟气中CO含量等都发生变化，变化过大将致使燃具不能正常工作。燃具的正常工作是指其在运行时不产生离焰、回火、黄焰以及烟气中CO含量不超过允许范围。两种燃气互换性判定时主要涉及两方面因素： (1) 华白数： . W华白数； Hh燃气高热值； d 燃气的相对密度。14、华白数是衡量燃具热负荷的指数。华白数与燃具热负荷关系式如下：QKW Q燃具热负荷； K比例常数。两种燃气的热值和密度均不相同，但只要它们的华白数相等，就能在同一燃气压力下在同一燃具上获得同一热负荷。一般要求基准气和置换气的华白数偏差不超过10。液化石油气混空气的华白数W为42.05MJ/m3、CP为38.22，而天燃气的华白数W为53.75MJ/ m3、CP为40.66，两者华白数偏差达27.82，同一燃具在相同燃气压力下，分别使用两种气源，燃具热负荷相差27.82；广汇气差31.53。（2）燃烧特性由于两种燃气的化学、物理性质相差较大，仅用华白数W不足以说明燃气的互换性。还应考虑燃气燃烧特性15、，即产生离焰、黄焰、回火和不完全燃烧的倾向性。本工程采用美国燃气协会（A.G.A）互换性判定指数分析燃气互换性。A.G.A法主要指标有三类：离焰指数Il、黄焰指数Iy、回火指数If。该方法主要使用于高热值Hh31.85MJ/ m3的天然气或其它混合气体。其中前两种指标的准确性较高，第三种较差。本法不能确定不完全燃烧工况时CO是否超标，一般要通过实验测试确定。 按照A.G.A法的实验数据三个互换性指数的判定标准见下表。只有三个指数同时符合规定范围时，置换气才能代替基准气。表中三种天然气均为基准气,其中第一种为高热值Hh大于43.95MJ/ m3的天然气；第二种为甲烷容积含量大于90的天然气；第三16、种为惰性成分（CO2和N2）大于10的天然气。经计算两种燃气的A.G.A指数分别为：Il0.78 If0.81 Iy1.42Il、Iy、If的判定标准互换指数第一种天然气第二种天燃气第三种天然气适合勉强适合不适合适合勉强适合不适合适合勉强适合不适合Il0.11.01.121.121.121.01.061.061.01.01.031.03If1.181.181.21.21.181.181.21.21.181.181.21.2Iy1.01.00.70.71.0100.80.81.01.00.90.9基准气液化石油气混空气高热值为49.04MJ/ m3，但N2含量高达47.4，属第三种天然气。Iy117、.0表明置换后的一次空气系数大于可能产生黄焰的最大一次空气系数,即不会产生黄焰。If1.18表明置换后，不会产生回火。Il1.0表明置换后一次空气系数比置换后的热负荷下发生离焰时的一次空气系数小，不会发生离焰。从以上分析看出，液化石油气混空气转换为天然气，燃具不会发生离焰、回火、黄焰现象；两者华白指数W偏差达27.82，造成置换后热负荷偏大（增大27.82），火焰太大可能烧坏设备，火焰高度拉长，使烟气中CO含量增加,燃具热效率降低。因此，两种燃气不能互换。转换气源时，应对燃具燃烧工况进行调整。通过上述分析可以看出液化石油气混空气与天然气的性质不同，转换气源后，燃具不作改动，不会出现离焰、回火和18、黄焰现象，但燃具热负荷增加太多，引起热效率降低，烟气中CO含量增加。两种气不能互换，燃具要经改造或调整后才能达到正常的燃烧工况。燃具的调整应遵循以下原则： 维持燃具额定热负荷不变； 调整后燃具维持燃烧工况稳定，即不发生离焰、回火和黄焰现象，燃烧烟气中CO含量不超标。决定燃具运行特性主要有热负荷和一次空气系数两个参数。热负荷表示燃具加热能力的大小。低压引射式燃烧器具的热负荷可用下式表示：Q0.0035dg2.Hl.（p/d）1/2.式中：Q热负荷，KW； 喷嘴流量系数； dg喷嘴直径，mm； Hl燃气低热值，MJ/ m3； P燃气压力，pa； d燃气相对密度。大气式燃烧器通常利用燃气的能量由引射19、器将空气引入，引入的空气为一次空气。一次空气系数等于一次空气量除以燃气燃烧所需的理论空气量。根据引射器的流动规律，假定喷嘴及喉管处的动能不变，若忽略压力和摩擦对引射器壁的影响，简化后可得下面的关系式：.式中：一次空气系数； Vo理论空气量，m3 / m3； Ft引射器喉管截面积,mm2； Fj喷嘴截面积, mm2。若燃烧器确定，Ft、Fj为定值。从式（4）可以看出一次空气系数与燃气相对密度的平方根成正比，与燃气的理论空气量成反比，而低压引射式燃烧器具有自动调节的性能，所以燃气压力的变化对一次空气系数影响不大。燃具使用新气源，为保证燃具能正常稳定燃烧，燃具热负荷应减小。根据式（3）可看出，可通过20、更换喷嘴(减小其孔径)和降低燃具使用燃气的压力，减小喷嘴喷射流量来降低热负荷，使燃具达到设计热负荷。-更换燃烧器喷嘴经分析计算可知，液化石油气混空气采用大气式燃烧的燃具改烧天然气时，可采取更换喷嘴（孔径为原尺寸的约0.89倍），以维持热负荷不变，适当调大燃烧器风门开度保证一次空气供给，使火焰完全燃烧。其它燃具（如采用鼓风式燃烧的燃具）改烧天然气时，可参照公式（3），调整燃气喷孔面积，或在燃气管上设置节流孔，减少热负荷，同时调节风门或进行空/燃比的调节。 -降低管网燃气运行压力一般燃具是按所使用的燃气及使用燃气的额定压力Pn（天然气为2000Pa）设计的，燃具能在0.5Pn1.5Pn的燃气压力下21、正常燃烧，实际运行中，考虑到燃具使用的热负荷不宜太小，燃具前燃气的压力控制在0.75Pn1.5Pn范围内。下表为燃具正常使用时不同燃气压力下的热负荷和燃具不改造直接使用天然气（印尼）不同燃气压力下的热负荷。其中Qn为燃具在燃气额定压力下的设计热负荷。燃具正常使用时各工况下热负荷燃气压力1500 Pa2000 Pa3000 Pa热负荷0.707 QnQn1.225 Qn燃具不改动使用天然气时的热负荷燃气压力639 Pa1500 Pa1919 Pa2000 Pa3000 Pa热负荷0.707 Qn1.083 Qn1.225 Qn1.251 Qn1.532 Qn燃具正常使用热负荷的范围应为0.70722、Qn1.225Qn，置换气源后燃具不改造，燃具的热负荷要确保在这一范围内，相应所使用燃气的压力范围为639Pa1919Pa。同时还应考虑转换气源后有些用户使用按新气源设计的燃具，为了确保这些燃具正常使用，燃具前燃气压力不宜低于1500Pa。因此，调整管网燃气运行压力，保证燃具前燃气压力应控制在1500Pa1920Pa之间，就能使燃具正常使用。根据式（4）可计算出，转换气源后燃具不改造直接使用天然气，燃具燃烧器一次空气系数是使用液化石油气混空气时的0.7倍左右，火焰状态不理想，要适当调大燃烧器风门开度保证一次空气供给，使火焰完全燃烧。这一方法可能会使燃具更新为天然气燃具的用户处的燃气压力偏低，燃23、具热负荷降低，但不会影响正常使用。3.2 燃具的适配性福州市煤气公司对以上两种调整燃具燃烧工况方法按GB16410-1996家用燃气灶具和GB17905家用燃气燃烧器具安全管理规则规定，用天然气（广汇）进行燃具燃烧试验，并委托福建省燃气具质量监督检验站对在线抽样燃具用12T试验气进行燃烧工况（既燃具适配性）检测。燃具燃烧试验用广汇LNG对3种台式灶具、4种嵌入式灶具和2种热水器在模拟用户现有使用状况下（即燃具在正常使用液化气混空气下，不作调整）的燃烧工况稳定性及按GB16410-1996家用燃气灶具标准进行热负荷、热效率和烟气含量试验。试验结果表明天然气压力在600Pa2200Pa的情况下，灶24、具不作调整燃烧没有出现黄焰、离焰、回火等现象，稍作调整（调风门）能够达最佳燃烧；热效率基本没什么变化；热负荷明显增加，天然气压力在1500Pa1800Pa下，热负荷在灶具设计上限范围内；压力低于2000Pa时，烟气中CO含量合格（GB17905家用燃气燃烧器具安全管理规则规定：购买日期至今超过一年的灶具，烟气中CO含量不得了大于0.14%）。因此，如控制一定的压力（管网运行压力控制在1500Pa2000Pa之间），考虑到灶前燃气设施（燃气表、管道等）压力降，灶前燃气压力不高于1800Pa，灶具不加改造就可以直接使用。热水器负荷增加较多，由于是固定风门无法增大一次空气量，火焰明显拉长，CO含量增25、加明显，转换气源时应对热水器喷嘴进行更换。 随机在线抽样燃具燃烧工况检测同时福州市煤气公司随机抽取了近几年来福州市场销售量较大的几种品牌的灶具（华帝、老板、德意、方太、火王和哆唻咪）15台，使用期1-5年，并委托福建省燃气具质量监督检验站对在线抽样燃具用12T试验气进行燃烧工况（既燃具适配性）检测，检测结果表明，关键指标烟气中CO含量合格有11台，4台不合格（其中2台一眼不合格）。不合格灶有3台是哆唻咪品牌的灶具，其他品牌灶具质量基本能满足新气源。抽样中的燃具部分还出现黄焰现象，主要原因是1号试验气（华白数W为57.8MJ/ m3）是12T中的界限气，灶具不改造直接烧1号热负荷偏大，燃烧要求的26、空气量大，有些灶热负荷设计过大或燃烧器加工质量不好，造成一次空气引入量偏小，会出现黄焰现象。拟使用的天然气华白数没有这么大，一般不会出现黄焰现象，该结论从前面的燃具燃烧试验也得出同样的结论。以上燃烧试验结果及抽样调查表明，现有燃具不作改动，燃具前燃气压力为1500Pa2000Pa，燃具能正常使用新气源。3.3管网的适应性气源转换后，虽然燃气热值相对旧气有所降低，由于天然气相对密度较小(d1)，燃气在管网中沿程阻力（压力损失）减小。这些特征，对输配系统有较大的影响：管网通过能力（热流量）有所增加；调压装置运行能力发生变化；高层建筑高程升压等。理论分析（1）低压管网压力降下式为低压管网压力降计算经27、验公式，即普耳（pole）公式：Q0.316.K.（dg5.P/d.L）1/2.式中：Q燃气计算流量，m3/ h； K系数，依管径而异； dg管道内径，mm； L管道计算长度，m； P压力降，pa； d燃气相对密度。转换气源后，用户规模不变即用户燃具总热负荷不变，则管网燃气计算流量约是原来的1.22倍，在管网（管径、管道长度等）不变的情况下，根据式可计算得出：转换气源后低压管网压力降约是原来管网压力降的0.6倍。（2）高层差引起的燃气附加压力燃气附加压力可按下式计算：H=10（k-m）h.式中：H燃气附加压力，pa； k空气的密度，/ m3； m燃气的密度，/ m3； h燃气管道终、起点的高层28、差，m。计算可知，燃气管道每升高10米，燃气压力升高约50 pa。低压管网运行压力调查根据煤气公司低压管网运行压力调查，使用现有混空气时，调压站到灶前压力降普遍小于600Pa。改供天然气后，由于天然气相对密度较小(d1)，燃气在管网中沿程阻力（压力损失）减小，根据前面计算可知：低压管网压力降约是原来管网压力降的0.6倍。这样低压管网压力降普遍小于350Pa。低压管网运行压力确定燃具调整方案二所要求的燃具前燃气压力范围为1500Pa1920Pa，将调压站出口压力调为1800-1900 Pa，考虑管网压力降和调压器关闭压力等因素，低压管网运行压力能控制在1500Pa2000Pa之间，管网能够满足天29、然气供气需求。个别调压站压力降大于600 Pa，应对调压设备或管网进行调整和改造。对于高层用户，由于附加压力的影响，可适当调低所使用的调压器出口压力或在适当高度增设低-低压调压器。3.4燃具调整方案理论分析、试验结果及抽样调查表明，以上两种燃具燃烧工况调整的方法都可满足气源转换的需要，为了使天然气转换工作顺利进行，保证安全可靠地供气，可根据不同情况采取不同调整方案。1转换气源后，市场上应销售按12T燃气生产的燃具。2按GB17905家用燃气燃烧器具安全管理规则规定，使用超过8年的燃具都应报废更换。进行天然气转换时要做好宣传工作以使这些用户主动更新，使用新的天然气燃具。3民用灶具调整，采用调低调30、压器出口压力，将低压管网运行压力控制在1500Pa2000Pa之间，以保证灶具热负荷不会有较大的增加，同时适当调大燃烧器风门开度保证一次空气供给，使火焰完全燃烧，调试过程中出现部分灶具由于厂家将灶具热负荷设计过大或燃烧器加工质量不好，灶具黄焰通过调节风门无法消除，这部分灶具应进行改造。4家用燃气热水器、经调试无法消除黄焰的灶具以及通过调低调压器出口压力还不能克服附加压力影响的高层部分灶具，采用更换燃烧器喷嘴的方法。5商业用燃具，采用大气式燃烧的燃具改烧天然气时，可更换燃烧器喷嘴；采用鼓风式燃烧的燃具，改烧天然气时，调整燃气喷孔面积，更换火头盖。6福州市在用的工业用户的燃烧装置主要有两类：用于灯31、泡加工的玻璃宫灯及用于热水锅炉和燃气空调的燃烧机。改烧天然气时，这些燃烧装置只需进行空/燃比的调节，可由用户自行调节。4 供应规模4.1供应规模确定原则1.满足目前福州市用气要求；2.满足与2007年液化天然气供应福州市的要求；3.充分考虑福州市远期调峰的要求；4.满足福州市近期天然气汽车加气的要求。4.2 供应规模 供应城市用气规模的确定 根据福州市煤气公司提供的资料，目前福州市城市液化气混空气日用气量为8.6104m3，相当于广汇液化天然气日用气量为9.85104m3，根据可研报告，本站2020年将参与城市调峰，日调峰量为8.5104m3，因此本站供应城市用气规模按日用气量为9.8510432、m3设计，该供应规模可以满足目前的城市用气量及远期调峰的要求。加气用气规模的确定 根据福州市煤气公司提供的资料，福州市汽车加气实验阶段考虑110辆公交汽车的加气，每辆汽车日运行按200公里考虑，百公里用气量按30 m3计算，则加气用气规模按0.7104m3设计（2007年城门门站和加气母站建成后，该站加气功能取消，站内设备用于新建子站）。用气规模的确定 通过以上分析计算，本站的日供气规模为10.55104m3。5. 液化天然气调峰备用站及压缩天然气加气母站设计5.1 站址经与福州市煤气公司、消防、规划部门协商，确定本工程利用原鳝溪液化气混气站进行改造，该站交通较为便利，外部供水、供电条件均可满33、足站内需要,在LNG系统投产使用之时，原有液化石油气混气系统及相应的设施应停止使用。5.2总平面布置本站依据城镇燃气设计规范（GB50028-93 98版）和建筑设计防火规范（GBJ16-87 2001版）及汽车加油加气设计与施工规范GB50156-2002进行总平面布置，其中由于国内尚无有关LNG的设计规范，本工程暂按照国内有关液化石油气的相关规范进行LNG贮罐的总平面布置。1.设计依据城镇燃气设计规范（GB50028-93，2002年版）；建筑设计防火规范（GBJ16-87，2001年版）； 福州市燃气公司燃气厂液化气混气站的竣工图； 建设单位提供的其它有关设计基础资料。2.设计原则总平面34、布置严格遵照城镇燃气设计规范（GB50028-93，2002年版）、建筑设计防火规范（GBJ16-87，2001年版）的要求，确保站内外各建、构筑物和设施间的安全距离，本着有利生产、方便管理、确保安全、保护环境的原则，结合场地的实际情况进行总平面布置。3.平面布置站区总平面布置应与工艺流程相适应，做到流向合理，生产管理和维护方便，安全间距满足设计规范的要求，功能分区合理、又紧凑统一。本站根据建构筑物的性质分区布置，站内分为生产区和生产辅助区。生产区有LNG储罐及工艺装置区、卸车台、压缩机房等。在原液化气罐区的位置新设4台100m3 LNG立式储罐及调压装置、空温气化器等工艺生产装置，在原气化混35、气间内加设两台CNG撬装压缩机，将原汽车槽车库、汽车装卸台拆除，增设2台LNG卸车柱，1台CNG充装柱。生产辅助区设有消防水池、热水炉间、变配电室、空气压缩机房、综合楼、无基坑电子汽车衡等。站内原有的无基坑电子汽车衡原为50吨，将其改造为60吨，其它水、电等生产辅助用房采用原有设备或对原有设备进行改造。在站区的南侧和和东側设有2个大门。站内各建、构筑物之间防火间距如下：LNG储罐与相邻建、构筑物间距表相邻建、构筑物规范间距设计间距站区围垟1518站内道路1011站外道路2028站外民用建筑5060气化间2525卸气柱25524.竖向设计竖向设计按原设计不变，道路设计亦维持原厂现有道路。5.绿化36、设计原厂区内绿化区域不变。6.交通设计利用原有站内道路网，LNG槽车等车辆由站区南側的生产区大门出入，工程抢修和消防车辆可由东侧的大门出入。LNG储罐及工艺装置区设有环形消防车道，充分保证道路的通畅。7.站内建、构筑物一览表序号项目名称占地面积m2备注1LNG贮罐区13634台100m3立式罐2露天工艺装置区3卸车柱2台LNG卸车柱1台CNG充装柱4空压机室、变配电、热水炉间610原有建筑5管理用房、消防水泵房112原有建筑6消防水池（600m3）170原有构筑物7气化车间等345其中槽车库拆除，内增设两台CNG压缩机860吨电子汽车地中衡116改建5.3 LNG站工艺设计工艺流程及设计参数 37、1.工艺流程液化天然气（简称LNG，下同）槽车将LNG通过公路运输至本站后，利用槽车上或站内的升压气化器将LNG卸至站内LNG低温贮罐内，然后利用站内LNG低温贮罐的空温式升压气化器，将罐内的LNG压力升压到所需的工作压力，利用其压力，夏季时将LNG送到空温式气化器进行气化（冬季气化后的低温天然气需通过NG加热器将天然气温度升到10），当空温式气化器检修时，贮罐内的LNG送到LNG热水气化器，通过热水进行热量传递，将LNG气化（温度为10），一路通过调压计量装置，进入城市中压管道，一路进入天然气压缩机加压后通过加气柱向压缩天然气（简称CNG，下同）瓶车充装外运。工艺流程方框图如下：热水BOG系38、统NG加热器LNG空温式气化器LNG贮罐LNG槽车热水LNG热水气化器调压计量装置、加臭0.4MPa天然气压缩机0.2MPa城市中压管网25MPa天然气加气柱工艺流程图见图纸。2.设计参数压力参数LNG槽车卸车压力0.5MPa100米3LNG贮罐压力0.20.4MPa（设计压力0.5MPa）LNG气化加热系统0.20.4MPa（设计压力1.0MPa）BOG系统0.20.4MPa（设计压力1.0MPa）热水循环系统0.2MPa（设计压力1.0MPa）设计温度参数LNG部分-194LNG空温式气化器后-20NG加热器前NG加热器后和LNG热水气化器后10热水供水温度95热水回水水温度70流量参数小39、时供应流量 10000 m3（0，1atm）(远期按20000 m3考虑) 设备选型由于本工程尚未确定有关设备供应商，本设计暂按有关设备生产厂家的设备资料进行有关工艺布置。1.LNG贮罐本工程日供气规模为10.55104m3，储存天数按2天考虑，充装系数按0.95%考虑，计算储存容积为380 m3，本工程选择4台100米3LNG地上立式贮罐，实际储存天数为2.1天。100米3LNG地上贮罐主要技术特性如下：容器类别类设计压力0.5MPa最高工作压力0.45MPa内胆设计温度-196内胆工作温度-162.3物料名称LNG内胆材料OCr18Ni9外胆材料Q235B绝热形式真空粉末日蒸发率小于0.340、%外形尺寸348016900mm全容积105.28m3有效容积 100m3充装系数0.95设备重量约30吨2.贮罐升压气化器本工程采用一台贮罐升压气化器对应一台储罐的工艺方案，该方案较集中升压方式具有升压灵活、便于控制、运行管理简单的特点，同时考虑升压气化器距离储罐越近越有利的原则，本工程设计将升压气化器按设置在储罐底部，以便于节省空间，本工程单台罐按供应量10000 m3/h计算，计算后所需升压气气化量为200Nm3/h，远期供应量达到20000 m3/h时，两台储罐为一组同时工作。本设计选用200 Nm3/h空温式贮罐升压气化器4台。LNG进气化器温度和NG出气化器温度为-140。3.BO41、G气化器 由于站内BOG发生量最大的为槽车卸车，故本工程BOG空温式气化器的设计能力按2台槽车卸车进行计算，槽车卸车时间按1小时计算，因此计算所需BOG空温式气化器能力为800 Nm3/h。本工程选择气化量800 Nm3/h 的BOG空温式气化器1台。气化器气体温度-140，出气化器气体温度-20。4.EAG气化器EAG空温式气化器气化能力按100米3LNG贮罐的最大安全放散量进行计算，经计算100米3LNG贮罐的安全放散量为275 Nm3/h，故本工程选择气化量300 Nm3/h EAG空温式气化器1台。进气化器气体温度-140，出气化器气体温度-20。5.LNG气化器根据工艺要求，本工程所42、需LNG气化器的能力为10000 Nm3/h，设计能力按12000 Nm3/h考虑。本工程选择2组LNG气化器。一组选择气化能力12000 Nm3/h的空温式气化器1组（6台为一组，每台2000 Nm3/h），一组选择气化能力12000 Nm3/h的热水加热式LNG气化器一台（耗热量193x104KCal/h），两组互为备用。远期增加12000 Nm3/h的空温式气化器1组。6.NG加热器NG加热器的能力按LNG空温式气化器的能力相配套，本工程选择NG加热器能力按远期考虑，设计选择加热能力24000 Nm3/h的热水NG加热器1台（耗热量为42.6 x104KCal/h），NG进气温度为-2043、，NG出气温度10。7.卸车加热器故本工程每台卸车加热器设计能力按1台槽车卸车时间1h计算，因此计算所需.卸车空温式气化器能力为300 Nm3/h。本工程选择气化量300 Nm3/h 的空温式卸车加热器2台。气化器气体温度-140，出气化器气体温度-140。8.调压计量装置进口压力0.4MPa，出口压力0.2MPa，一期流量12000Nm3/h，二期流量20000Nm3/h。选用DN80调压器3台，一期1开1备，二期2开1备，单台调压器通过能力12000 Nm3/h。9. 加臭装置采用原站内加臭装置，最大加臭量为天然气流量20000 Nm3/h。三、管道选择计算及布置序号管段位置设计流量m3/44、时计算压力MPa计算温度流速m/s管径m管径取值mm外径mm管材许用应力MPa系数Y壁厚mm外径壁厚mmmm1进液总管761.02030.0951001080Cr18Ni91370.40.39D10842LNG槽车气相总管801.0-140150.04350570Cr18Ni91370.40.21D573.53BOG气化器后气相总管8590.410150.06480890Cr18Ni91370.40.13D8934出液总管340.42020.07880890Cr18Ni91370.40.13D8945热水气化器进液支管170.42020.05580890Cr18Ni91370.40.13D8945、56空温气化器进液支管170.4-14020.05580890Cr18Ni91370.40.13D8967空温气化器气相支管10000.0.4-15150.2112002190Cr18Ni91370.40.32D219x68气化器气相总管20000.0.4-15150.2993003250Cr18Ni91370.40.47D325x69气化器气相总管(加热后)200000.420150.318300325201300.40.50D325x610调压后气相总管20000.0.220200.356400426201300.40.33D426x7 站内架空管道均采用低支架敷设，管道安装除必要的法兰连46、接外，均采用焊接连接。四、阀门LNG管道的工艺阀门均采用低温焊接阀门，阀门材料采用OCr18Ni9，操作运行温度大于-10的管道工艺阀门采用法兰连接阀门。五、绝热及防腐本站LNG进液总管和LNG贮罐出液总管及支管需作保温绝热，碳钢工艺管道需作防腐处理。1.绝热采用聚胺脂保温管托和聚乙烯保温管壳。2.防腐碳钢管道架空部分管道除锈后，刷防锈底漆二道，面漆二道；埋地管道防腐作法同原站内地下管道。 5.4 CNG站工艺设计、工艺流程及设计参数 1.工艺流程液化天然气气化后进入压缩机，将天然气从0.20.5MPa加压至20MPa，通过加气柱向天然气钢瓶拖车直接加气外运，供气压力为20Mpa。 2.工艺设47、计参数工艺设计参数压缩机进口压力0.2MPa压缩机出口压力20MPa加气母站设计规模0.7万m3/日（每日按7h计）主要工艺设备选型由于本工程尚未确定有关设备供应商，本设计暂按有关设备生产厂家的设备资料进行有关工艺布置。天然气属于甲类易燃易爆物品，为保证加气站的安全平稳运行，工艺设备选用性能优良、安全可靠的设备，因此在选用压缩机、加气柱等关键设备时，部分选用国外先进设备。天然气加气母站设计规模0.7万m3/d，每天工作时间按7h计，小时工作量为1000m3/h。站内主要工艺设备选型如下：1.撬装天然气压缩机组本工程选用撬装天然气压缩机组2套，撬装内配有入口过滤器、出口过滤器、防爆电机、冷却系统48、回收系统、控制仪表显示盘，并配有气体控测器、空间加热器、排风系统以及维修吊具轨道。天然气压缩机组主要参数：入口压力0.2-0.5MPa出口压力20MPa排量1000m3/h转速750rpm功率225KW压缩级数四级润滑方式无油冷却方式风冷2.子站拖车加气柱 选用大流量加气柱一套，加气流量2000m3/h，并配有计量及温度补偿。3.母站转输设备（1）车用储气瓶组选用美国CPI公司8容器集装管束作为运输容器，选用8容器管束5套，管束执行标准DOT-3AAX、DCTE8009，工作压力20MPa，单瓶水容积2.43m3，储气量4550m3。（2）半拖挂车选用半挂车1辆，载重量30T。（3）牵引车头49、选用斯太尔S29型牵引车头1台，牵引重量40吨、工艺管道及其它1.管道流速为保证天然气压缩机工作平稳，减小振动，压缩机前总管中天然气实际流速应小于或等于20米/秒；压缩机后总管中天然气实际流速应小于或等于5米/秒。2.管材、管件、连接方式、敷设方式天然气管道选用120无缝钢管，管道及与设备、阀门连接采用焊接和法兰连接。压缩机后的天然气管道采用高压锅炉用无缝钢管，材质为1Cr18Ni9。外径大于28mm的压缩天然气管道采用焊接连接，外径小于或等于28mm的压缩天然气管道及设备，阀门的连接采用双卡套接头。压力低于2.5MPa天然气管道采用架空和埋地方式敷设，压缩天然气管道采用管沟敷设。3.主要管道50、的管径计算如下：序号管段位置设计流量m3设计压力MPa设计温度流速m/s管径m管径取值mm管材壁厚m外径壁厚mmmm1进压缩机管20000.220200.11310020#0.08D10842压缩机至加气柱2000254050.025401Cr18Ni94.08D48x7 5.5 土建工程建筑工程 本工程无新建建筑物，均利用原站内建筑物，拆除原槽车库。结构工程本站为在原有液化气混气站改造项目，站内建、构筑物多利用原有建筑，结构设计内容主要为LNG储罐和各类工艺装置基础。1.设计依据及设计原则-设计依据建筑结构可靠度设计统一标准（GB50068-2001）；建筑结构荷载规范（GB50009-2051、01）；混凝土结构设计规范（GB50010-2002）；建筑抗震设计规范（GB50011-2001）；砌体结构设计规范（GB50003-2001）；建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）。-设计原则依据工艺要求及特点，遵循国家基本建设方针、政策，按照现行颁布的有关规范、规定及标准进行设计。力争做到工程技术先进，安全可靠，经济适用。2.设计参数取值-结构的设计使用年限依据建筑结构可靠度设计统一标准（GB50068-2001）第条，机构的设计使用年限定为50年。-建、构筑物的安全等级依据混凝土结构设计规范（GB50010-2002）第条，所有建构筑物的安全等级定为二级，结构重要性系数r052、=1.0。-结构抗震依据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）附录A，我国主要城镇抗震设防烈度，设计基本地震加速度和设计地震分组，福建省福州分为第一组，抗震设防烈度为：7度，设计基本地震加速度值为0.10g。依据建筑抗震设防分类标准（GB50023-1995）第条，生产建（构）筑物抗震设防类别为乙类，其余为丙类。-混凝土结构耐久性依据混凝土结构设计规范（GB50010-2002）第条，混凝土结构的环境类别为二a。-基本风压依据建筑结构荷载规范（GB50009-2001）附录D.5.3，基本风压为：0.8KN/m2。3.结构形式-贮罐区本区有LNG立式储罐4台，基础采用园型现浇钢筋混凝土基53、础，埋深1.5米，中心直径3米。-露天工艺装置区：本区有空温气化器（6台）、BOG加热器（1台）、EAG加热器（1台）、水浴式气化器及NG加热器（1台）、调压装置等设备，基础均采用现浇钢筋混凝土，基础埋深0.5m，设垫层100mm厚，垫层混凝土C15，配构造筋。-卸气柱基础采用C25混凝土浇制而成，埋深0.8米，设100mm C15混凝土垫层，配构造筋。- 60吨电子汽车地中衡利用原有设备改造。4.材料主体混凝土均采用C25；垫层混凝土均采用C15；钢筋采用热轧钢筋HPB235及HRB335；砌体采用MU20毛料石，M5砂浆。5.6仪表自控工程设计范围1.鳝溪LNG调峰站（以下简称“鳝溪站”）54、是福州市液化天然气利用工程中的一个“站”。其设计范围是在原有的液化石油气混空气气源厂的场院内，改建成LNG调峰站。站内设有4100m3的LNG储罐；空温式气化器6台；水浴式LNG气化器及NG加热器1台；以及相应的卸车区和计量、调压、加臭装置等。在此站内还建有CNG装置,设有压缩机2台。2.本工程的仪表自控设计，包括一个监控室（原有改造），和所有站内现场检测仪表、工艺阀门的电动执行器。3.站内所有工艺设施上的电动阀门分界点为：仪表自控专业与工艺专业的分界点：工艺专业负责选择阀门型号，规格；仪表自控配合工艺专业确定阀门的电动执行器选型。仪表自控专业与电力专业的分界点：电气专业负责现场电动阀门执行器55、的供电及其电缆辅设和接线，仪表自控负责执行器的控制接线。4.本站仪表和自控装置的维护、修理用房，检查测试仪器设备的配置。原则上利用原有房间和设备，不另配置。特殊的仪器、工具可适量添加。设计依据和原则1.遵循的规范、规定和标准城镇燃气设计规范（GB50028-93，2002年版）；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）； 建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000年版）； 过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号（GB2625-81）；自动化仪表工程施工及验收规范（GB50093-2002）；石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）。256、.设计原则（1）仪表自控设计，依据工艺专业提供的工艺过程对仪表检测和仪表自控的要求，在保证安全运行，便于操作、稳定供气的原则下，设计仪表检测系统和过程控制系统。（2）仪表设备的选型原则，本着能稳定、长期无故障间断运行（即MTBF值大者）放在第一位的原则。且考虑到在本工程设计选型后3-5年内，不应属于被淘汰产品的精神，立足国内，适当选用国外产品。选用国外产品时，必须是在国内设有常驻机构，且有技术和售后服务支持实力的公司。在适用的原则下，尽量减少型号和规格，以减少备品、备件数量和便于维修。（3）设计中设置必要的声光报警信号，提示操作人员采取相应措施，避免或减少运行事故的发生。（4）本工程属于改建性57、质。对原有的仪表设备，本着能用则不买新的原则，尽可能利用旧仪表设备。仪表监测和自控系统的设置1.仪表检测点的设置（1）100m3LNG储罐（4台）液位：就地测量显示；检测变送远传。压力：就地测量显示；检测变送远传。液相进口紧急切断阀与液位高限连锁控制。气相出口紧急切断阀与空温式气化器后温度低限连锁控制。（2）空温式气化器组（共6台）温度：每台气化器天然气出口管就地测量显示；气化器后天然气出口总管就地测量显示；检测远传变送及连锁控制。压力：气化器天然气出口总管就地测量显示；检测变送远传。（3）浴式NG加热器（1台）温度：天然气出口管（2组）：就地测量显示。热水进口管检测远传变送，报警。热水出口管58、检测远传变送，报警。压力：天然气进口管（2组）：就地测量显示。 热水进口管压力就地测量显示。热水出口管压力就地测量显示；检测变送远传，报警。（4）出站计量、调压、加臭按甲方意见，出站计量沿用已有的旋涡流量计。已有旋涡流量计的规格和技术性能，须现场核实。出站计量补偿用：压力就地测量显示；检测变送远传，计算。 温度就地测量显示；检测远传变送，计算。每台调压器前：压力就地测量显示。每台调压器后：压力就地测量显示。调压器后（出站阀后）：压力就地测量显示。检测变送远传。（5）CNG装置区压缩机房：每台增压机的进出口压力：就地测量显示表。压缩机出口总管压力：设就地测量显示表；检测变送远传。（6）站区天然气59、泄漏检测，报警卸车区：设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏；LNG储罐区：2m以上空间设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏；2m以下空间设温度探测器，检测液相泄漏。空温式气化区：设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏；水浴式加热器区：设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏；计量，调压区：设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏；CNG增压机房:2m以上空间设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏； LNG装置装车区：2m以上空间设甲烷泄漏探测器，检测气相泄漏。2.报警信号和安全监视系统（1）每个LNG储罐的实时压力和液位，均在监控室计算机监控装置上设有显示和高、低限声、光报警信号，并自动启动打印机，记录下报警时间和内容。（2）调压后接往市区60、管网的出站管（出站阀后）上分别设有其压力高、低限报警信号。（3）天然气泄漏报警。一旦报警发生，启动打印机，打印报警时间和内容。（4）空温式气化器天然气出口总管温度与室外环境温度之差小于5报警，小于10连锁关相关LNG储罐出口切断阀。（5）水浴式加热器热水出口总管压力高、低越限报警。（6）水浴式加热器热水进、出口总管温度低限报警。3.控制系统加臭装置的控制系统，加臭控制器由加臭装置配套供货。计算机监控装置输出出站流量的标态瞬时流量值的420mA信号给加臭控制器。计算机(PLC)监控装置1.硬件配置：SIEMENS(西门子) S7-300系列可热插拔的双CPU PLC系统。OP270键盘式操作面板61、DELL工控机21”彩显29针打印机2.应用软件功能：实时采集全站区的工艺设施运行参数（温度、压力、流量等）数据的计算、处理、储存，趋势分析。所有电动球阀和主要手动球阀的开/关状态的采集。天然气泄漏报警，工艺参数越限报警的接收时间、内容的打印，储存。不同画面的显示。报表的打印。自动控制系统的执行。向上（全市SCADA系统）传输的数据和报表的发送。仪表和设备选型1.就地显示的温度计、压力表，均选用国内产品。2.压力变送器，选用带有防雷单元功能的、保五年无故障间断运行的智能型压力变送器。3.天然气泄漏探测器和报警器，选用符合GB15322-94和GB16808-1997国家标准的产品。4.计算机监62、控系统、硬件和操作软件选用国外工业机系列。应用软件则由国内有实力和高信誉度的单位开发调试，安装和投运，以及今后的维修和升级换代。监控室和维护设施、人员沿用已有设施和人员。存在问题1.本工程未设在线的天然气组分分析仪器，其组分、密度，含水量等参数，须由工艺设置的化验室，不定时检测。2.本工程未设天然气发热量在线检测。待投运后再定。5.7公用工程给排水工程1.给水系统(1)给水水源：本站外市政给水管道，管径为DN500，压力大于0.25MPa。(2)给水系统：原设计生活用水由煤气厂消防及生活合用管道提供，已不能满足现建筑给水排水设计规范要求，本设计改为采用市政水供给。由于各建筑单体用水位置不变，故63、设计水量无变化，各用水点引入管位置、管径不变。2.生活污水及雨水系统均不作改变。3.消防系统本站外市政给水管道，管径为DN500，压力大于0.25MPa；此外本站西北侧为福州市煤气厂，厂内设有5000米3消防水池及消防泵房，供水能力大于250米3/时，压力大于0.25MPa。本工程同时着火次数为一次。根据建筑设计防火规范第条及8.3.4条规定，气化间为甲类建筑，室内消火栓用水量为5升/秒，火灾延续时间为3小时。根据城镇燃气设计规范修订本征求意见稿第条及石油化工企业设计防火规范第七章第九节有关液化烃罐区消防的规定，LNG罐区消防用水应按储罐固定喷淋装置用水量与水枪用水量之和计算。根据储罐间距确定64、储罐固定喷淋装置用水量按一个着火罐与一个相邻罐计算，设计喷水强度为0.15升/秒米2，经计算共为45升/秒；水枪用水量为30升/秒。火灾延续时间为6小时。由于市政给水管道满足室内消火栓系统水量、水压，因此室内消火栓系统由市政水直接供给；罐区消防水系统由消防水池、泵房联合供给。(1)消防水池：罐区火灾延续时间为6小时，因此6小时总消防用水量为753.66=1620米3。原有消防水池为600米3，每小时尚需补水1020/6170米3。由于站外具备两条不同水源，按流速1米/秒计时补水量为180米3，均能满足消防补水量，因此原600米3消防水池不变，由市政给水管道及煤气厂消防管道各接入一条DN250管65、道作为消防水池补水管。(2)消防水泵房：原消防水泵扬程不能满足本设计要求，应与更换。本设计采用三台XBD8/40-150D/4消防水泵(两开一备),其设计参数为Q=3050L/S,H=8871米,N=45Kw。(3)消防管网及消防设施：室外消防管网采用临时高压系统，平时由煤气厂消防管道稳压（增设管道防倒流器）。室外消防管网采用环状，管径为DN250。LNG储罐固定喷淋装置采用水雾喷头，型号为ZSTWA-30-120。在罐区周围设置室外地上式消火栓及带架水枪，并配置消火箱（内设QZ19直流水枪两只，DN65衬胶水龙带两条及防爆启泵按钮）；非生产区消火栓增设减压孔板。(4)灭火器配置：本站为扑救初66、期火灾，还应设移动式灭火器材-干粉灭火器， 配置数量应根据建筑灭火器配置设计规范进行。编号名称型号数量1罐区及工艺装置区MFAC8手提式磷酸铵盐灭火器10MFAT35推车式磷酸铵盐灭火器22卸车柱MFAC8手提式磷酸铵盐灭火器4MFAT35推车式磷酸铵盐灭火器1360吨地中衡MFAC8手提式磷酸铵盐灭火器3其余建筑均按原设计设置。(5)管材及其它消防管道均采用焊接钢管，覆土深度为0.8米，埋地管道采用环氧煤沥青加强级防腐。供热通风工程1.设计项目站内生产供热设计站内建筑物通风设计通风及空调和工艺用供热的设计。2.热负荷工艺用热负荷如下：序号名 称热负荷Kcal/h备注1LNG热水气化器193067、000备用2天然气加热器426000气化器与加热器不同时使用3.供热设计(1)本工程供热热源利用原热水炉间已有的三台热水锅炉。每台热水锅炉额定供热量2870000BTU/h（72.3104Kcal/h）,共设置三台燃气热水炉。将原热水循环泵每台循环水量G=34加仑/分，扬程H=244英尺，改换为每台循环水量G=35M3/h，扬程H=0.42Mpa,利用原有膨胀罐补水定压。(2)室外热水管道均采用直埋敷设。钢管采用无缝钢管，保温层为硬质聚氨酯泡沫，外套管为高密度聚乙烯。4.通风设计说明为及时排除生产过程中的有害气体，在燃气热水锅炉房内设置强制通风装置，换气次数为12次/时。屋顶处增设两台BWT368、5型防爆屋顶式轴流风机，排风量L=3815m3/h，电机功率N=0.37KW。并与可燃气体浓度报警器联锁。电气工程1.设计范围本设计包括本站内各新建及原有建、构筑物的电力、照明、防雷及接地等设施的设计和主要电气设备的选型。2.电源供电系统及设备选型 （1）电源：依据国家规范城镇燃气设计规范（GB5002898，2002年版）规定，本站为“二级”用电负荷，又依据国家规范供电系统设计规范GB50052-95规定，本站应为双电源供电，利用原有液化石油气混空气站内的变配电室(市政双电源)，已满足双电源的要求。 （2）供电系统：380V供电系统采用单母线分段运行方式，并在火灾事故时切断生产用电设备电源。69、 （3）设备选型：0.4kV配电装置利用原有GGD型低压配电柜，且设并联电容器补偿装置；变压器为两台，SZ91000/10有载调压电力变压器。3.负荷情况本站新增负荷为天然气压缩机两台，电机功率为225 kW，原有混气站的13空气压缩机拆除；原有消防水泵更换后电机功率为45 kW。4.电力及照明站内爆炸危险场所，如：储罐区LNG露天工艺装置区压缩机房及卸车柱等均按国家规范爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92的要求，电气设备的选型为隔爆型，其他按一般建筑物要求设计及进行设备选型。爆炸危险场所及厂区照明采用隔爆型灯具。5.站区线路敷设站内配电系统以变电所为中心，采用放射式系统配电，站区线路采用电缆直埋地与电缆桥架相结合敷设至用电设备；变电所内设电缆沟，电缆在变电所内于电缆沟内敷设；引进引出建筑物及出入电缆桥架或出地面处，电缆需穿钢管保护。6.防雷及接地（1）防雷：按国家规范建筑物防雷设计规范GB50057-94要求，对LNG储罐区露天工艺装置区压缩机房及卸车柱等均按 “二类”防雷构筑物设防，经计算LNG储罐区露天工艺装置区等可利用17米高储罐做防雷接闪器；卸车柱处的气化器在设备四周设镀锌角钢架(高出设备100mm)做保护。（2）接地：变电所内新增设备须与原有接地装置连接；所有工艺装置均应与原有接地装置相连，且连接点不少于两点，冲击接地电阻不大于10欧姆。