lng气化站建设方案

lng气化站建设方案（精选10篇）

lng气化站建设方案 第1篇

LNG气化站建设程序

一、前期办理手续

1、工程的可研报告

2、工程设计

图纸的设计 图纸的修改、到位

3、环评

合同签订

环评报告厂方修改 环保局批复意见

4、安评

合同签订 安全评估、设立 安监局批复意见

5、立项

表格、资料的提交申请 安监局批复意见 职业病评估 环评批复意见 安评批复意见

6、规划许可证

表格、资料的提交申请 图纸的修改、到位 环评批复意见

7、开工前安全生产条件审查 立项批文 规划许可证

表格、资料的提交申请 施工人员意外伤害保险单

8、施工图纸审查

防雷审批意见 消防审批意见 人防审批意见 立项批文意见

设计单位在本市的备案证明

施工图纸审查表格、资料的提交申请

9、施工许可证

表格、资料的提交申请 地税局的税务登记

二、施工周期

1、站址选定

2、设备的选型与采购

3、土建施工、建站

4、设备安装与调试，员工培训

5、工程验收并合格使用

lng气化站建设方案 第2篇

LNG是低温、易燃易爆介质，预冷是LNG储备站投入运营前的一个重要环节。在投入使用前，站内低温设施需要作好各种检验和测试工作，提前发现问题，解决存在隐患，确保投产安全。预冷目的和原则

1.1 预冷原则：预冷时储罐和管道温度要逐步降低，避免急冷，防止温度骤降对设备和管件造成损伤。

1.2预冷目的：检验和测试低温设备和管道的低温性能。

1.2.1检验低温材料质量是否合格；

1.2.2 检验焊接质量；

1.2.3 检验管道冷缩量和管托支撑变化；

1.2.4 检验低温阀门的密封性；

1.2.5使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能。预冷前的管道吹扫

2.1预冷前管道吹扫的重要性

预冷前的管道吹扫一定要干净。如果吹扫不干净，将会导致阀门冻住。由于低温管道的阀门大多为焊接，法兰很少，不利于管道吹扫。因此吹扫一定要采取措施，严格控制。

2.2管道吹扫原则

2.2.1施工中实行分段吹扫，分段以焊接阀门为界，注意管道施工后要及时密封，防止杂物和雨水进入。

2.2.2为防止碳钢管道内的铁锈、焊渣进入低温管道，碳钢管道不能向低温管道吹扫。

2.2.3不能向储罐内吹扫，由罐内向外吹扫。

2.2.4不能吹扫任何仪表设备。

2.2.5由于要吹扫，在安装时应当使用临时垫片，在气密前更换正式垫片。

2.2.6在吹扫时要敲击管道表面和焊接部位。

2.2.6根据各站工艺流程制定具体吹扫方案。

2.3吹扫合格标准

气流以20m/s速度吹向管道口附近放置的附有半湿白色毛巾的垫板，毛巾上无灰尘和杂质为合格。预冷所需物资

3.1液氮；

3.2便携式测温仪和便携式可燃气体报警仪；

3.3铜制紧固工具及与液氮槽车卸车口连接的快装接头；

3.4预冷人员所需工作服、工作鞋、防冻手套；

3.5预冷需要的手表和记录表格，15分钟记录一次。预冷前准备工作

4.1检查阀门，确认所有阀门处于关闭状态。

4.2确认放空系统所有盲板拆除，放空系统畅通。

4.3打开所有安全阀根部阀，打开两个降压调节阀的前后阀。打开储罐气相放空根部阀。

4.4自动保护系统测试完好，全部投用。氮气系统投用，紧急切断阀全部打开。

4.5 压力表根部阀全部打开。储罐液位计根部阀、气液平衡阀打开。

4.6用干燥氮气置换管道内的空气，防止预冷时阀门处有凝结水而冻住阀门。5 预冷主要步骤

5.1先用低温氮气预冷

5.1.1检查卸车软管完好状况,管内无雨水、垃圾等杂物。软管连接到槽车上,并检查连接是否牢固。

5.1.2 将槽车压力升高，打开槽车气相阀门,检查软管连接处有无泄漏。

5.1.3 向储罐内缓慢冲入低温氮气,待储罐压力上升至0.2MPA后，关闭卸车台卸液阀门,储罐保冷15分钟后,打开储罐气相手动放空阀，排空氮气。升降压反复进行。

5.1.4判断储罐内部温度，通过测满阀放出气体，用温度计测定，至预期值时，气体预冷工作完成。

5.2液氮预冷

5.2.1将储罐压力放空至微正压,关闭下部进液阀。关闭液位计平衡阀，投用液位计。

5.2.2缓慢打开槽车液相阀至较小开度，缓慢关小槽车气相阀，使液氮从储罐上部进液少量。控制卸车台阀门开度,轻微开启较小开度，使压力保持在 0.3MPa。储罐压力升高至0.2~0.3Mpa,要及时关闭卸车台阀门，打开储罐气相手动放空泄压。反复进行此操作。

5.2.3通过测满阀放出气体，测量温度达到一定温度，或液位计有液位指示，可慢慢打开储罐下部进液紧急切断阀前后阀，上下同时进液。进液过程中要密切观察记录储罐压力，防止压力升高。压力升高要及时关闭下部进液阀。用手感觉储罐外体温度，确认储罐无问题。

5.2.4 储罐的液位计达到一定值时，进液结束。

5.2.5储液任务完成后,关闭槽车液相阀门，打开槽车气相阀门, 向储罐吹扫卸液管线。

5.2.6关闭槽车阀门及卸车台卸液阀门，卸下软管, 注意轻拿轻放，人员要躲开。关闭卸车台阀门后应将此阀与止回阀间液体放空。

5.2.7 关闭储罐气相手动放空阀、储罐下部进液紧急切断阀前手阀。储罐上部进液阀，待卸车LNG管道恢复常温后再关闭。

5.2.8 利用储罐内的液氮对增压器、空浴式气化器及其低温管道进行预冷。

5.3 放空低温氮气的利用

液氮预冷时需要通过气相管放空低温氮气，这些低温氮气可以通过与其他罐相连的气相管道，对其他储罐进行预冷，可以节约液氮。预冷时的检查

6.1检查低温材料有没有低温开裂现象。

6.2检查低温管道焊接部位有无裂纹，特别是法兰焊接部位。

6.3检查管道冷缩量和管托支撑变化。

6.4检查低温阀门的密封性和灵活性，检查是否冻住。

6.5 检查法兰连接部位是否泄漏，螺栓是否因冷缩而使预紧力减小。

6.5 液氮在储罐内放置2-3天。观察液位变化及压力上升情况。并检测储罐预冷前后储罐真空度的变化，对储罐性能作出评价。预冷时安全注意事项

7.1在密闭空间内液氮吸收外部热量将会导致压力急剧上升，因此在操作中要注意阀门关闭顺序，严禁出现低温液体被封闭的状况。

7.2注意检查软管连接处是否出现泄露，人员应远离此处。

7.3注意观察管道及储罐压力上升情况。

lng气化站建设方案 第3篇

主气化器是LNG气化站的关键设备之一, 在LNG气化站运行过程中, 最常见的故障是气化器焊缝处发生泄漏, 泄漏不仅造成天然气损失, 更给安全生产带来重大隐患。要保证气化器长周期安全运行, 必须在气化器制造材料选择、结构设计、制造工艺及质量、运输安装、操作使用等方面引起重视。中海石油福建新能源有限公司某LNG气化站主气化器短时间内频繁发生焊缝泄漏, 通过对泄漏原因进行分析, 提出主气化器结构改进方案, 彻底解决了气化器泄漏问题。

二、故障情况

LNG气化站, 装置规模为4台50 m3的LNG储罐, 配备6台气化量2000 m3/h的主气化器, 主气化器技术参数见表1。

气化站于2010年5月投产运行, 实际供气负荷1250~1600m3/h天然气, 年运行时间8760 h。由于主气化器实际汽化效率低于铭牌标称, 生产过程中2~3台气化器并联运行, 每8 h切换一次。

2012年4月17日, 1#主气化器进口第3列c行 (图1) 换热管顶部弯头与接管焊缝出现肉眼可见裂纹, 裂纹宽约1 mm, 长约2 mm, 形状如图2所示。经过将该台气化器与生产系统隔离、氮气置换合格, 组织人员对焊缝裂纹进行修复焊补, 试压试漏合格后重新投入生产运行。

2012年4月至2013年4月, 6台主气化器在不同的部位先后发生了7次焊缝开裂故障, 焊缝裂纹形状与图2相似, 故障情况见表2。

三、故障分析

1.气化器受力分析

气化器工作过程中, 吸热使前几列导热管外环境温度下降, 运行一段时间后, 附着在导热管外表面的水分逐渐结冰, 降低了气化器的换热效率, 影响气化效果。因此, 气化器运行时需要定期切换。当某台气化器停止运行时, 进口阀关闭后, 部分LNG残留在气化器底部位置, 与周边空气交换热量后继续气化, 由于导热管外表被冰包裹, 此时管内残余的LNG随着导热管外表包裹冰的缓慢融化而相对缓慢气化, 温度上升并接近环境温度的时间较长。但在气化器上部, 残余LNG较少, 导热管外表包裹的冰量少, 换热效率高, 因此, 当进口阀关闭后, 气化器的顶部管段会较快从工作状态的低温状态上升到接近环境温度, 急剧的温度变化导致气化器顶部形成较大的温变应力。

2.气化器焊缝裂纹产生原因

气化器顶部为半圆形弯管, 无过渡直管段, 尺寸短、曲率大, 在温变应力作用下, 弯管对热胀冷缩产生变形的补偿能力不足, 弯管与气化器翅片直管接头为对接焊焊缝, 焊缝位置为强度最薄弱环节。气化器长期运行中周期性的冷热循环, 在温变应力交替作用下, 最终导致在强度相对薄弱的焊缝或焊缝热影响区产生疲劳破坏, 焊缝及热影响区被拉裂产生裂纹以释放应力。

四、改进方案

1.改进气化器顶部弯管结构

调整气化器内部流程, 增加弯管长度, 将半圆形弯管改为U形弯管, 以提高弯管对热胀冷缩产生的变形补偿能力。气化器调整流程后的结构见图3, 将第1列顶部出口进入第2列顶部入口再进入第3列底部入口的顺流程走向, 调整为第1列顶部出口后进入第3列顶部、第3列底部出口进入第2列底部入口, 第2列顶部出口进入第4列、第5列进口。U形弯管由气化器厂家在制造厂进行预制, 然后在现场进行更换作业。

2.改进焊接工艺

改进弯管与气化器翅片直管接头的接焊工艺, 弯管与气化器翅片直管焊接处打磨成V形坡口并在内部加衬垫方式进行焊接, 弯管与翅片直管组对时留2 mm间隙, 以保证焊缝焊透, 提高焊缝强度。所有焊接工作完成后, 对所有焊缝进行PT检测, PT检测合格后对6台主气化器进行耐压、气密试验至合格。

五、改进效果

lng气化站建设方案 第4篇

一、检查形式与时间 此次大检查按照属地为主、分级负责的原则，采取全面自查，地方各级新农村办公室全面检查，省里抽查、督查的方式进行检查，时间自即日起至3月9日。

二、检查范围 此次安全生产大检查的范围是全省所有新农村建设示范村，重点是2010年省级专项资金支持建设的13个大型秸秆气化站。

LNG气化站岗位职责 第5篇

广州中燃清洁能源有限公司

二0一二年九月

气站站长岗位职责

1.1 站长是气化站生产与安全的直接责任人。必须坚决贯彻执行国家有关安全生产的法规、标准和总部有关安全生产的各项管理规章制度。

1.2 妥善安排好气化站员工的后勤保障工作，关心员工生活，为员工排忧解难。严于律己，以身作则，增强团队凝聚力。经常对本站员工进行思想、安全意识和技术教育，对新员工做好岗前安全教育和考核工作；加强对员工的指导和督促检查工作。

1.3 经常组织对本气化站员工进行安全防火、安全管理和安全操作教育和考核。每月对员工进行一次安全日活动。

1.4 熟悉本气化站设备、工艺流程及各岗位的安全技术操作规程；提高对气化站罐区、机泵区、卸车区等重大危险源的识别、管理和监控能力。

1.5 经常检查本站的储罐、管道、阀门、安全装置和消防器材等设备设施的完好状况；及时做好安全附件（压力表、安全阀、温度表）的送检工作。每周组织班组对本站设备设施与安全防火措施整体进行深入、细致、全面的安全检查，如发现跑、冒、滴、漏现象和损坏故障应及时处理，并作好记录备案。必须严格执行总部制定的“气化站安全检查制度”，加大安全监控力度，杜绝超装、超压等违规操作行为的发生。每周将检查情况上报所属公司主管部门。1.6 安排好站内设备设施的定期检测、维修、保养工作。

1.7审阅储存运行记录，掌握好本站的进、销、存气状况，及时协调调度气源的补充。

1.8 熟悉和掌握气化站事故“应急救援预案”，对本站发生的安全事故应及时组织抢救，并及时向上级报告，事后及时调查事故原因，分清责任并提出处理意见。经常查隐患、堵漏洞，及时提出整改意见。

1.9落实整改措施，保障气化站安全正常运行。每月将本气化站的安全运行状况进行总结，向所属公司主管部门作出书面汇报。气化站技术负责人岗位职责

2.1 在所属公司主管部门经理的领导下，负责所管辖气化站的安全技术管理工作；是气化站的安全直接责任人；

2.2 在气化站内贯彻国家有关各项法规、规章和技术标准，以及总部各项安全管理规章制度,确保生产工作正常进行。

2.3 组织制定本企业的安全技术方面的工作计划，并监督计划执行情况。2.4 定期对各类作业人员进行技术培训和考核，提高员工的理论知识和实操技能。

2.5 定期不定期检查气化站的安全工作情况，并听取有关工作意见，检查设备运行及操作指标是否安全，稳定，发现不正常情况或安全隐患，要及时处理或向上汇报，并提出技术改进措施。

2.6 组织督促本单位的机械、电力设备的维护、保养工作，建立设备档案、制定检修计划；组织安排设备、压力容器、压力管道及附件（包括压力表、温度计、安全阀等）的定期送检工作。

2.7 协作组织调查、统计、上报操作事故，设备事故的工作，组织制订事故防范措施；组织实施事故应急救援预案的演练。

2.8 协助安全生产管理小组组织每周、每月的安全检查，召开每月安全工作会议，并做好每月安全总结，并及时向主管领导汇报本月安全生产状况。气化站安全员岗位职责

3.1 在站长领导下，负责全气化站的安全生产管理工作。认真贯彻执行国家有关安全生产的法规、标准和总部有关安全生产的各项管理规章制度。

3.2 经常组织对本气化站员工进行安全防火、安全管理和安全操作教育和考核。熟悉本气化站设备、工艺流程及各岗位的安全技术操作规程；提高对气化站罐区、机泵区、加等重大危险源的识别、管理和监控能力。

3.3 贯彻“预防为主，防消结合”的方针，配合站长组织好安全生产管理小组每周对本站整体进行深入、细致、全面的安全检查，如发现跑、冒、滴、漏现象和设备设施损坏故障应及时处理，消除一切设备设施和火险隐患，并做好记录及时向主管领导汇报。

3.4 必须严格执行总部制定的“气化站安全检查制度”，加大安全监控力度，每天交接班前对全气化站的设备、工艺管道、消防供水、电气及防雷等系统进行全面细致的安全巡逻检查，并做好安检记录。

3.5 掌握本气化站消防设施的技术性能、消防水源及道路状况，对消防器材做到“三懂三会”。

3.6 配合站长落实好气化站内设备设施的定期检测、维修、保养工作；做好设备设施台帐和消防档案的跟踪。监督检查设备设施专管人每周对设备设施的专项维护保养的落实情况。

3.7 监督员工生产作业过程的劳动保护安全措施的落实情况以及气化站用电、用火安全措施的落实情况。参与各类事故的调查、统计、上报和建档工作。3.8 跟踪气瓶充装质量控制体系运行状况，协助站长把好气瓶充装前后检验、充装质量控制、客户档案建立等关键岗位的操作质量关。

3.9 负责建立健全完善的气化站安全与技术文件档案。并协助站长于每月底向所属公司安全技术部门提交本气化站安全生产报表和总结报告。

3.10 组织本气化站人员学习、熟悉和掌握所属公司事故“应急救援总预案”以及本企业的“应急救援预案”，认真组织义务消防队开展消防与抢险演练，随时应付可能发生的突发性事件。气化站运行工岗位职责

4.1 在站长领导下，认真做好本职工作。

4.2 认真执行总部有关安全管理制度以及本岗位各项安全技术操作规程。4.3 负责罐区全部储罐、气化器、调压器、阀门等设备及管线的使用和保养。做到懂原理、构造、性能及工艺流程，会操作，会排除故障。

4.4 坚守工作岗位，随时检查液化天然气的进出量，防止储罐超量灌装；每天每隔两小时检查记录各储罐的压力、温度、液位变化状况，及时将储存量反馈给本站站长，以保证气源补给和加气作业的连续和稳定性，并作好记录。

4.5 根据不同工艺状况，按指令作出正确的工艺流程转换操作，安全、正确、高效完成当班任务，并作好工作记录。

4.6监视储罐压力、温度与液位连锁安全装置、相关控制阀门功能的有效性、自动或安全排放装置、最高和最低液位报警系统的完好状态，所有控制阀门必须处于正常工作状态。当班人员不得随意离开生产现场，防止危险或特发性事故的发生。

4.7 每次罐车卸车作业时，必须严格记录流量计的真实数据，做好每次实际卸车量的容积、密度、重量数值转换签收与确认。按规定定时做好每天的库存盘点工作。

4.8 在设备需维修时，配合维修人员工作，负责维修部分的工艺处理，安全地将设备交付维修。

4.9 负责罐区、卸车区域现场卫生清洁，保持罐区、卸车区安全通道流畅；认真履行设备设施专管人职责，保持储罐、气化调压设备及相关管线、阀门、仪表清洁整齐有序。

4.10 交接班要认真检查所管设备设施安全状况，核对无误后才能签名交接班；发现不安全因素应及时处理或向领导报告。

4.11 熟悉本气化站事故“应急救援预案”，积极参加相应的消防抢险演习和训练。气化站财务人员岗位职责

5.1 严格执行国家有关财会管理法规以及总部、所属公司制定的气化站财会管理制度。严格遵守总部有关规定以及操作规程，努力提高业务能力和水平，不断学习，提高个人思想品质修养和业务水平，坚决抵制社会不良风气侵蚀，坚持原则，不徇私情，不受外界干扰，不受金钱利诱。

5.2 认真办理进入气化站（除液化天然气以外）的所有备品备件、器材等物资保管、进仓和领用登记手续工作，建立明细台帐，做到物单相符，准确无误。5.3 每月月底，必须对站内库存的备品备件进行月底盘库，将库存物资统计表报所属公司管理部门。

5.4 认真建立气化站进销存台帐管理,，对气化站进出站物品严格把关，对每天的销售量和库存量，以及盘盈、盘亏进行认真核实。月末做好盘点手续，做到帐帐、帐物相符。

5.5 了解气化站场所安全生产常识，熟悉气化站事故“应急救援预案”，积极参加相应消防抢险演习和训练。气化站维修工岗位职责

6.1 在站长领导下，认真做好本职工作。

6.2 认真履行本岗位职责，严格遵守气化站各项安全技术操作规程、安全管理制度。

6.3 负责全站的安全用电管理，熟悉站内各种电器设施的技术性能、布局及准许使用的环境与方法。负责对本站员工进行安全用电教育。

6.4 负责本站机械、备用电源、电气、防雷、防静电等设备设施使用、维修保养工作，保障站内设备设施正常运转。负责备件的购置。

6.5 在生产区从事维修作业时，必须严格执行“施工许可证制度”，涉及动火等危险控制程序，应制定安全施工方案，办理相关审批手续，经所属公司有关负责人审核批准后方可实施。

6.6 站内设施设备维修完毕，必须经所在气化站站长或安全员共同进行试运行，合格后双方在维修记录上签字确认，方可重新投入使用。

6.7 认真建立完善的设备设施的使用情况及维修保养记录，并妥善保存。6.8 在使用维修作业工具前，必须进行基本动作性能检查；正确执行安全操作指引，维修作业期间，应采取严格的防护措施，相关设备设施必须悬挂安全警示标志，以确保人身安全。

6.9 熟悉本气化站事故“应急救援预案”，积极参加相应消防抢险演习和训练。气化站保安人员岗位职责

7.1 在站长领导下，认真做好本职工作；

7.2 负责维持加气车辆进、出站的交通秩序，监督进站人员遵守气化站安全管理制度，及时制止违规人员，确保气化站安全有序正常运作。

7.3 必须熟悉生产区、储罐区的安全管理制度，严格执行气化站各项规章制度。做好进出站人员、车辆的安全检查监督工作。

7.4 当班人员必须集中精神、坚守岗位，不得在门卫室内接待亲友，夜班人员要尽职尽责，不得睡觉，按时按规定做好巡逻和检查工作，并做好记录。7.5 必须懂得使用气化站内各种灭火器、消防栓，以防万一。

7.6 如发现任何不安全因素，要及时消除，无力解决者应迅速向值班领导报告并及时处理。

7.7 非本气化站工作人员和从事经营业务的人员，未经批准，一律不准进入气化站。对于准许进站人员，应明确宣布有关安全指引。7.8未装好防火罩的车辆一律禁止进入储罐与气化调压区域。

7.9 熟悉本气化站事故“应急救援预案”，积极参加相应消防抢险演习和训练。气化站逐级安全防火负责人职责

8.1 为了完善所属公司安全管理网络，使安全基础性工作落到实处，提高全体员工的安全防范意识，特制定气化站负责人、气化站专职安全员、班组安全员三级安全防火负责人职责。8.2 气化站负责人职责

8.2.1 气化站站长是气化站安全生产直接责任人，有责任将安全生产放在日常工作的首要位置，在确保安全的前提下提高所属公司的经营效益。

8.2.2 贯彻执行国家有关安全生产方面的现行方针、政策、法令和规范。每月每周定期组织气化站安全生产管理小组深入气化站生产现场，检查安全管理制度、安全技术操作规程及员工岗位职责的落实执行情况。

8.2.3 受所属公司总经理的委托，严格履行自身岗位职责，对本人所负责的气化站安全文明生产情况实行监控和管理。

8.2.4 负责本站重大安全举措、技术改进、设备设施检修等方案的现场监督与实施工作。

8.2.5 贯彻“预防为主、防消结合”方针，组织、检查气化站“应急救援预案”的演练情况及效果。8.3 专职安全员职责

8.3.1 认真贯彻执行国家有关安全生产方面的现行方针、政策、法令和规范，必须严格执行巡回检查制度，做到定时定点按规定内容进行定性检查。8.3.2 按《气化站日常安全运行状况检查表》认真详细记录设备设施每日的运行情况，提出整改措施并负责跟踪、落实。并协助站长于每月底向上级管理部门提交本气化站安全生产总结报告。

8.3.3 监督、检查在岗人员对本岗位各项规章制度、操作规程的执行情况，查处不安全因素，及时提出整改方案，必要时上报所属公司主管部门。

8.3.4 协助站长做好日常安全防火、每周综合性、季节性及节假日以及所属公司季度安全大检查工作，并就存在问题、整改措施以书面报告形式存档及提交主管部门。

8.3.5 协助站长做好气化站员工的安全培训、教育工作，指导义务消防队加强消防和应急预案演练，提高全体员工的安全防范意识。8.4 班组安全员职责

8.4.1 各班组安全负责人须监督检查本班组各岗位操作人员在班前及班后对工作环境、安全措施、防护用品等应注意事项进行检查，消除一切隐患。8.4.2 配合专职安全员监督、指导本班组人员遵守安全管理制度，严格按安全技术操作规程作业。

8.4.3 领导本班组人员搞好管辖区域内环境卫生，树立安全文明生产班组形象。8.4.4 协助站长做好日常安全防火、每周综合性、季节性及节假日安全大检查工作，查找存在问题，提出整改方案。

LNG气化站的安全管理 第6篇

LNG气化站的安全管理

摘要：通过总结实际工作经验,介绍了LNG的.特性,总结和分析了LNG气化站面临的典型危险情况,并提出LNG气化站安全措施和方法,制定了LNG气化站事故应急预案.作 者：杨大伟 作者单位：深圳南天电力有限公司,广东,深圳,518040期 刊：电力安全技术 Journal：ELECTRIC SAFETY TECHNOLOGY年，卷(期)：,12(4)分类号：X9关键词：LNG气化站 安全 管理 应急预案

lng气化站建设方案 第7篇

关键词：LNG气化站;天然气;气化站安全管理

我国社会经济建设的发展，使得各行各业走向快速健康的发展时期，能源行业的发展前景较好，液化天然气LNG需求量增加，LNG气化站的建设数量越来越多。但结合实际情况来看，LNG气化站安全生产风险管理工作中仍存在较多不足，会受到重大危险源辨识、人为因素、管理因素等影响。为此，企业需结合实际危险因素、生产情况，制定LNG气化站安全生产风险管理方法，以便提高安全生产的效率。

1安全生产风险管理的基本概述

安全生产风险管理是管理工作中的重点，也是确保工作人员生命安全的重要措施。安全生产风险管理，即为对工作人员生产过程中存在的安全性问题，通过有效的方式管理的方法，确保机械设备、材料、环境相互融合，进而达到有效生产的目的，降低实际生产过程中的.安全风险问题。安全生产风险管理的主要内容包括：有害因素和风险的评价、日常安全、预警、事故应急管理等内容。

2LNG气化站安全生产风险管理中存在的危险因素

2.1LNG危险因素分析

一般情况下，LNG的常压沸点为-160℃，液体密度、气化潜热分别为430kg/mm、510kJ/kg。实行气化处理后，气体常压的密度为0.6kg/m左右。和空气混合物融合，可构成爆炸性混合物质。爆炸的上限约为15%、下限约为5%，LNG危险因素主要包括以下几方面：部分LNG储存设备，因为LNG组成、LNG密度不同存在一定的差异，进而会出现分层情况、LNG蒸发现象，使得压力不断增加。这时，如果压力>设备的极限承压能力，就会导致机械设备受损。严重的情况下，还会引发爆炸状况;LNG储存、操作需在低温下实施，若产生泄漏现象，趋于低温状态下就会对材料的性能、人体构成不良影响;天然气毒性较小，然而天然气中含有≥80%的甲烷，如果产生泄漏现象，空气中的氧气体积分数就会降低，进而会对人体吸氧情况造成影响，出现缺氧所致窒息现象;空气和天然气中所构成的混合物在爆炸的范围内接触到火源，就会发生燃烧情况、爆炸情况。而其所构成的热辐射较大，会对人类的身体健康造成严重的影响。

2.2重大危险源辨识分析

结合重大危险源辨识内容，对重大危险源进行分析。重大危险源，即为长时间/临时生产、加工、搬运、使用的危险物质，危险物质的数量≥临界量单元。单元，即为生产装置和设施的边缘距离<500m。重大危险源辨识，结合物质危险特征、数量可分为生产场重大危险源、储存区重大危险源。天然气生产场临界量、储存区临界量分别为1t、10t。

2.3人为危险因素分析

LNG气化站紧急切断阀应用探讨 第8篇

在现有使用规范中, GB50028-2006《城镇燃气设计规范》对紧急切断阀设置作出了明确的规定, 但TSG R004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》涉及较少。而GB/T 24918-2010《低温介质用紧急切断阀》对出厂前紧急切断阀提出了统一的标准, 对厂家设计、生产、制造具有较好的指导作用。

GB50028-2006《城镇燃气设计规范》9.4.13规定:“储罐进出液管必须设置紧急切断阀, 并与储罐液位控制连锁;”9.4.15规定:“液化天然气气化器或其出口管道上宜设置紧急切断阀, 该阀门应于天然气出口的测温装置连锁”;9.4.21规定:“液化天然气气化站内应设置事故切断系统, 事故发生时, 应切断或关闭液化天然气或可燃气体来源, 还应关闭正在运行可能使事故扩大的设备。液化天然气气化站内设置的事故切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能, 手动启动器应设置在事故时方便到达的地方, 并与所保护设备的间距不小于15m。手动启动器应具有明显的功能标志。”

参照以上规范, 储罐制造厂家在储罐中往往在液相进液管路、出液管路和增压进液管路中设置3个气动紧急切断阀, 读取流量计温度作为天然气出口测温装置, 实现紧急切断连锁, 并在现场控制室和远程平台设置紧急切断按钮作为气化站内事故紧急切断系统。

LNG储罐制造厂家主要参照TSG R004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》和GB150-150.4-2011《压力容器》对储罐进行设计、制造, 储罐安全性能应符合TSG R004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》。该规程中仅指出“安全阀、爆破片、紧急切断阀等需要型式试验的安全附件, 应当经过国家质检总局核准的型式试验机构进行型式试验并且取得型式试验证明文件”, 未对紧急切断阀技术要求做明确规定。紧急切断阀应用于储罐中, 往往只有厂家出厂合格证, 未见相关试验、校验、检定资料。

而在GB/T 24918-2010《低温介质用紧急切断阀》中对紧急切断阀技术性能要求、材料使用、试验和检验方法、要求作出了明确的规定。对于同安全阀、压力表同等重要的安全附件, 规范对紧急切断阀的设置作出了明确的要求, 但未见检查、维护、保养的指导性细则。

2 燃气用紧急切断阀介绍

2.1 自力式燃气紧急切断阀

自力式燃气紧急切断阀一般用在高压天然气门站和主输配管线上, 较少出现在低压环境中, 工作原理为利用管线内自身高压燃气的压力波动, 驱动阀门关闭, 多用于无需外界控制, 能够自行快速关闭的场合。其局限性在于监控对象仅为压力, 如遇到火灾、地震、燃气微量泄露等诸多情况时, 自力式燃气紧急切断阀很难满足达到紧急切断的目的[1]。

2.2 电磁式燃气紧急切断阀

电磁式燃气紧急切断阀很少用于高压, 一方面是因为压力越高所需控制阀门的驱动力越大, 生产成本越高;另一方面, 因为对于城镇燃气来说, 高压环境一般仅存在于门站和主输配管线上, 此类环境一般要求安全阀在发生事故时, 无需进行外部控制即可快速关断, 避免了用电产生的安全隐患[1]。因此, 电磁式燃气紧急切断阀多用于低压环境中。适用于低温 (-162℃) LNG领域的电磁式紧急切断阀一般尺寸不大, DN25以上阀门较少见。

2.3 弹簧紧急切断阀

弹簧紧急切断阀是在遇到突发情况断电后紧急关闭阀门或者打开阀门, 它的工作原理是:电动弹簧紧急切断阀在通电后电机电动执行器里面的卷簧, 把扭矩力传导至卷簧上, 在断电时卷簧释放里面储存的扭矩力, 带动阀门迅速的关闭或者打开。它的优点是关闭迅速, 关闭时间只需1-2S[2]。

2.4 气动紧急切断阀

气动紧急切断阀作业时利用空气压缩机或者储气罐开启主阀, 在紧急情况时作业人员通过远距离快速泄放气源, 或者通过本体自带的易熔元件进行气压泄放快速切断动作, 关闭出入口保证安全。气动式气源大致为0.6MPa, 当气源进行充气时, 气体通过气源接口进入活塞缸, 顶开阀门, 弹簧压缩绷紧。主阀关闭通过泄放气源或者火灾爆炸现场的高温使易熔件塞体里的易熔合金熔化, 气压从塞孔里进行泄压, 气缸受迫于弹簧的压力, 主阀快速关闭切断。

2.5 电动紧急切断阀

阀门工作状态为通电开、失电关 (标配) , 通电时利用电机提供直线驱动力, 内置蓄电容备用电池, 执行器通电正常运转时, 蓄电容充电, 断电时蓄电容释放电能, 带动电机、齿轮装置开闭阀门, 可在20内实现关闭, 电动执行机构防爆等级为ExdⅡB T4, 可有效隔离火花、电弧和危险温度。同时, 可人为设置阀门开启高度, 具有流量调节功能。

3 紧急切断阀在LNG分布式供应体系中的应用

目前业内普遍采用气动阀来作为储罐的紧急切断装置, 利用空压机或者氮气瓶作为气源, 根据《城镇燃气设计规范》规定在进液管、出液管和增压进液管中安装有3个气动紧急切断阀, 并与液位和出口温度连锁, 当液位过高或者出口温度过低时可实现切断, 同时在危害发生时气动阀可通过远距离快速泄放气源, 或者通过本体自带的易熔元件进行气压泄放快速切断动作。

在实际使用过程中, 气动阀存在较多问题, 给使用者带来较多的麻烦和不便, 特别是:1、空压机性能不稳定, 损坏现象较多, 气压不稳常常造成误关动作;2、氮气瓶损耗过快, 由于分布点多且面广, 氮气瓶更换频率很高, 日常维护不易;3、气动阀本身气密性有待进一步增强。因此, 为贪图方便, 操作人员往往将气动阀手动开至常开状态, 导致紧急切断阀设置形同虚设, 在关键时刻更不能发挥其作用。

因此, 需寻找一种在爆燃事故发生时可有效实现自动关闭, 且运行维护简单、便捷的紧急切断阀。电动相对气动而言具有稳定、可靠、容易实现等优势, 因而采用电磁阀或电动阀成为了替换的首选。但低温电磁阀利用电驱动电磁线圈产生电磁力来实现阀门的紧急开启和闭合, 电磁线圈产生的电磁力较小, 市面上较难见大尺寸 (DN25以上) 的低温电磁阀, 且普通电磁阀由于电磁力小, 若管道口留有少量冰块, 存在无法有效关死的现象。电动切断阀利用电机实现开启和闭合, 是可替代气动阀应用于LNG领域紧急切断的阀门。但关键部件电动执行机构往往需要进口, 因而售价较高。

目前针对气动紧急切断阀在LNG气化站运行中气源难以保证的难题, 国内少量厂家也有直接将储罐内天然气引入活塞缸内作为气源的做法, 但此做法存在两大问题:一、储罐内液位较低时天然气压力常常低至0.3MPa, 此压力无法保证能有效关死气动阀。二、此法对阀体的工艺要求比较高, 一旦阀体密封性不好, 是一个燃气泄漏点。

4 结语

紧急切断阀作为一种辅助的安全保护类型阀门, 其隐形的作用常常被人们所忽视。因此科学选用紧急切断阀, 为安全用气保驾护航, 理应成为设计人员的第一考虑。操作人员也要从思想上重视紧急切断阀的作用, 熟悉紧急切断阀的工作原理和操作步骤。

参考文献

[1]申思, 海明章, 高建中等.电磁式燃气紧急切断阀应用简述[J].城市燃气, 2011 (6) :11-18

lng气化站建设方案 第9篇

【关键词】加注站；优化选址；层次分析法；创新

一、引言

在国家能源结构转型的大背景下，减煤增气已经成为我国生态文明建设的新常态。天然气作为清洁能源，特别是其深加工产品LNG以其安全、易储存、供应半径大、弥补管道不及和调峰供给等特点得到迅猛发展。其中，LNG汽车迅速在交通运输业务中迅速推广开来。早在2011年我国LNG汽车保有量就跃居亚洲第四大、世界第六大，因此带动了国内车用天然气市场需求的快速增长。2012年和2013年车用LNG增长率分别达到208%和130%，到2015年全国LNG加注站预计增加到3000座，强劲的市场需求快速推进了LNG加注站建设。

二、主要做法

站址选择是一项系统工程，必须运用科学合理的方法，进行全方位、多视角的分析和决策。

1.分析主体，明确选址目标。选址目标主要有城市总体、经营者、用户、公众4个主体维度（详见图1）。

在分析不同维度主体相互关系及其对应因素基础上，归纳总结出选址目标及内涵（详见图2）。

2.分析客体，明确服务要求。目前，我国所建LNG加注站主要服务对象是LNG车辆，不同车型承载着不同的社会责任。因此，站址选择必须考虑服务对象的相应要求（详见表1）。

3.问卷调查，构建选址指标。通过系统访谈和填写调查问卷最终设计出LNG加注站选址的优选指标体系（详见图3）。

4.应用软件辅助AHP分析，优化选址方案。以京北、张家口一线优化选址建站为例，十几个选址方案中优选出4个站址的过程如下：

（1）绘制加注站站址选择模型图（详见图4）。

（2）建立因素判断矩阵。因素判断矩阵是由反映一组因素如指标、细化指标等可比项目对于它们的上一层次因素的先进性或重要性的比值组成的矩阵。通过向专家多次咨询和实际调查，一、二级指标层因素判断矩阵（详见表2和表3）。

（3）一致性检验。将一、二级指标录入到数据中进行一致性检验，对检验不一致的数据，进行调整，确保所有数据指标均小于0.1，使用Yaahp软件，分别计算出二级指标CR值分别为0.0805、0.0176、0.0088、0.0236、0.0903所有指标均小于0.1，故都具有满意一致性。

（4）分值计算。通过计算得出一级指标和二级指标权重值的总权重值分布（详见表4）。

（5）确定优先顺序。根据张家口地区加注站实际情况，结合加注站站址优选指标体系权重比值，进行进一步的计算，最终确定加注站的优先开发顺序依次是1号XXX加注站，2号XXX加注站，3号XXX加注站，4号XXX加注站。

5.跟踪站点运行，评价选址优劣。按照优先顺序建设加注站，并对其进行后期跟踪考察，实际证明均取得良好的经济效益。

1号加注站。该站位于国道旁，主要用户为运煤重型卡车市场和其他大型货运卡车市场，每日加气车辆约为200-300辆，设计加注规模为5×104Nm3/d。投产运营以来，日规模加注负荷平均在70%以上，且有上升趋势。

2号加注站。该站位于国道旁，交通便利，车流量大，周边有煤场集散地和众多物流公司，适合建设LNG加注站，年加注量达到400万方。因交通位置优势和站址选择合理，该站加注量呈现出较好的上升势头。 预计未来3年平均以28%的幅度上升。

3号加注站。该站位于国道旁，地域内交通便利，车流量大，周边有煤场集散地和众多物流公司，适合建设LNG加注站，年加注量达到990万方。因其地域市场发展潜力较大，年加注量上升势头明显，预计未来3年平均以31%的幅度上升。

4号加注站。该站为L-CNG混合站，位于省道旁，主要用户为周边公交车、重型卡车。2014年下半年投运以来，运行情况较好。因其地处气液混合需求区域，市场需求较为明显，加注量也在逐步提升。

三、实施效果

1.社会效益。一方面，油改气能够明显改善汽车尾气排放，提高空气质量；另一方面，能够保障城市交通建设的合理发展，改善和维持交通服务水平，优化交通结构。

2.经济效益。2014年华港集团LNG 销售量增长33.12%，营业收入增长24.86%，利润增长3.4%，用户服务满意率高达98%以上。

四、结束语

通过优化选址研究，华港燃气集团提高了LNG加注站建设效率和效益，优化了资源配置，降低了建站风险，推动了燃气业务健康、持续、稳定发展。

参考文献：

[1] 李广，周淑慧.我国天然气汽车的发展现状与方向.国际石油经济，2008，16（7）：69-74.

[2] 贾潞安，赵海明. LNG是机动车辆气代油的最佳选择.山西能源与节能，2009（2）：27-30.

[3] 祝家新，林文胜. 天然气汽车加气站发展趋势及L-CNG加气站技术特点. 能源技术，2007（01）.

lng气化站建设方案 第10篇

LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。

卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。

为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压

①LNG气化站流程

LNG气化站的工艺流程见图1。

图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化

靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)远低于0℃而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送入城市输配管网。

通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。

在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10%)时自动增压阀关闭，增压过程结束。随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。LNG气化站工艺设计 2．1 设计决定项目的经济效益

当确定了项目的建设方案后，要采用先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益，关键在于工程设计[1]。据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用1％的设计费对工程造价的影响度占75％以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要。

影响LNG气化站造价的主要因素有设备选型(根据供气规模、工艺流程等确定)、总图设计(总平面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是仪表选型)。

通常，工程直接费约占项目总造价的70%，设备费又占工程直接费的48％～50％，设备费中主要是LNG储罐的费用。．2 气化站设计标准

至今我国尚无LNG的专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采用的设计规范为：GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)、GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)、GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》、美国NFPA—59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。其中GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国NFPA—59A标准起草的，许多内容和数据来自NFPA—59A标准。由于NF-PA—59A标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。目前国内LNG气化站设计基本参照GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)设计，实践证明安全可行。2．3 LNG储罐的设计

储罐是LNG气化站的主要设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设计。

2．3．1 LNG储罐结构设计

LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐3类。地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。金属子母储罐是由3只以上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。子母罐多用于天然气液化工厂。城市LNG气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。储罐容积有50m3和100m3，多采用100m3储罐。

对于100m3立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度为17100mm，储罐几何容积为105．28m3。2．3．2 设计压力与计算压力的确定

目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0．8MPa。按照GB 150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0．8MPa时，可取设计压力为0．84MPa。储罐的充装系数为0．95，内罐充装LNG后的液柱净压力为0．062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐的计算压力为1．01MPa。

外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。所以外罐为外压容器，设计压力为-0．1MPa。2．3．3 100m3LNG储罐的选材

正常操作时LNG储罐的工作温度为-162．3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷[

2、3]，则储罐的设计温度为-196℃。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准的304。

根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11．1mm和12．0mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR，其设计厚度为10．0mm。2．3．4 接管设计

开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8个接管口。内罐上的接管材质都为0Cr18Ni9。

为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。

2．3．5 液位测量装置设计

为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置[4]，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85％)、紧急切断(充装量为罐容的95％)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10％)。

2．3．6 绝热层设计

LNG储罐的绝热层有以下3种形式：

①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG槽车和罐式集装箱车。

②正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽，例如立式金属LNG子母储罐。

③真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG储罐通常采用这种绝热方式。在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0．3％。2．3．7 LNG储罐总容量

储罐总容量通常按储存3d高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对气源的要求是不少于2个供气点。若只有1个供气点，则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。2．4 BOG缓冲罐

对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。2．5 气化器、加热器选型设计 2．5．1 储罐增压气化器

按100m3的LNG储罐装满90m3的LNG后，在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态的0．4MPa升压至工作状态的0．6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162．3℃，气态天然气出增压气化器的温度为-145℃。

设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化器。也可多台储罐共用1台或1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。2．5．2 卸车增压气化器

由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0．6MPa。LNG进气化器温度为-162．3℃，气态天然气出气化器温度为-145℃。2．5．3 BOG加热器

由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min计。以1台40m3的槽车压力从0．6MPa降至0．3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常BOG加热器的加热能力为500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。2．5．4 空温式气化器

空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1．3～1．5倍确定。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。2．5．5 水浴式天然气加热器

当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热[

5、6]。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1．3～1．5倍确定。2．5．6 安全放散气体(EAG)加热器

LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161．5℃，常压下储存温度为-162．3℃，密度约430 kg/m3。当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取-145℃，出加热器气体温度取-15℃。

对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。2．6 调压、计量与加臭装置

根据LNG气化站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。

计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。2．7 阀门与管材管件选型设计 2．7．1 阀门选型设计

工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196℃的低温性能。常用的LNG阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为0Cr18Ni9。2．7．2 管材、管件、法兰选型设计

①介质温度≤-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976—2002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，其材质为0Cr18Ni9。法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。

②介质温度>-20℃的工艺管道，当公称直径≤200 mm时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163—1999)，材质为20号钢；当公称径>200mm时采用焊接钢管(GB/T 3041—2001)，材质为Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 20629—97)。

LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防腐处理。2．7．3 冷收缩问题

LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，虽然其具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达0．003。站区LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。2．8 工艺控制点的设置

LNG气化站的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点的设置包括以下内容：

①卸车进液总管压力；

②空温式气化器出气管压力与温度；

③水浴式天然气加热器出气管压力与温度；

④LNG储罐的液位、压力与报警联锁；

⑤BOG加热器压力；

⑥调压器后压力；

⑦出站流量；

⑧加臭机(自带仪表控制)。2．9 消防设计

LNG气化站的消防设计根据CB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)LPG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。在LNG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为0．15 L/(s·m2)，喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距着火储罐直径1．5倍范围内的相邻储罐按其表面积的50％计算。水枪用水量按GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)和GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)选取。3 运行管理 3．1 运行基本要求

LNG气化站运行的基本要求是：①防止LNG和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物。②消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对LNG工艺系统与设备进行消防保护。③防止LNG设备超压和超压排放。④防止LNG的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。3．2 工艺系统预冷

在LNG气化站竣工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道进行干燥、预冷、惰化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控制管道或设备的冷却速率≤1℃/min。管道或设备温度每降低20℃，停止预冷，检查系统气密性和管道与设备的位移。预冷结束后用LNG储罐内残留的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道，最后用LNG将储罐中的液氮置换出来，就可正式充装LNG进行供气。3．3 运行管理与安全保护 3．3．1 LNG储罐的压力控制

正常运行中，必须将LNG储罐的操作压力控制在允许的范围内。华南地区LNG储罐的正常工作压力范围为0．3～0．7MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高15％。例如：当LNG用作城市燃气主气源时，若自增压阀的开启压力设定为0．6MPa，自增压阀的关闭压力约为0．69 MPa，储罐的增压值为0．09MPa。

储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上的自动减压调节阀的定压值(前压)限定。当储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证0．05MPa以上的压力差。考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。3．3．2 LNG储罐的超压保护

LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数≤0．3％)，导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。

其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0．80MPa的LNG储罐，设计压力为0．84MPa，减压调节阀的设定开启压力为0．76MPa，储罐报警压力为0．78MPa，安全阀开启压力为0．80MPa，安全阀排放压力为0．88MPa。

3．3．3 LNG的翻滚与预防

LNG在储存过程中可能出现分层而引起翻滚，致使LNG大量蒸发导致储罐压力迅速升高而超过设计压力[7]，如果不能及时放散卸压，将严重危及储罐的安全。

大量研究证明，由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚：

①储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。

②先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。

③先充注的LNG由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。

要防止LNG产生翻滚引发事故，必须防止储罐内的LNG出现分层，常采用如下措施。

①将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG分层。

②为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，采取以下充注方法：

a．槽车中的LNG与储罐中的LNG密度相近时从储罐的下进液口充注；

b．槽车中的轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐的下进液口充注；

c．槽车中的重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，从储罐的上进液口充注。

③储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的LNG与原有LNG充分混合，从而避免分层。

④对长期储存的LNG，采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。3．3．4 运行监控与安全保护

①LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台LNG储罐的进液管和出液管上均装设气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液管路。在进液管紧急切断阀的进出口管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。

②气化器后温度超限报警，联锁关断气化器进液管。重点是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达到额定负荷时气化器的气体出口温度比环境温度低10℃。当气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器的控制。

③在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速关闭进、出口电动阀。

④选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。

⑤天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。

⑥出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。

⑦紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。4 结语

①操作中应优先采用增压调节阀的自动开关功能实现储罐的自动增压。若自增压阀关闭不严，增压结束时必须将增压气化器进液管根阀关闭。

②LNG储罐的工作压力、设计压力、计算压力分别有不同的定义和特定用途，不能将计算压力误作为设计压力，以免错设储罐安全阀开启压力。

③采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全措施保护储罐时，其压力设定由低到高依次为：减压调节阀定压值、压力报警定压值、安全阀定压值。

④在满足LNG储罐整体运输与吊装要求的前提下，提高单罐公称容积、减少储罐数量、简化工艺管路和减少低温仪表与阀门数量，是合理降低LNG气化站造价的有效措施。

⑤为促进LNG的安全利用，应尽快颁布先进适用、符合国情的LNG设计规范。

LNG气化站小编就分别给大家看一下这些设备的图片。

LNG气站全貌

LNG气站卸车台

卸车增压器

BOG复热系统

LNG气站调压系统(1)

LNG气站调压系统(2)

LNG气站空温汽化器(1)

LNG气站空温汽化器(2)

LNG气站液相控制系统(1)

LNG空温气化器2000M⒊

EAG副热放空系统

LNG储罐上进液下进液管道系统

LNG气站远景

LNG气站储气缓冲罐 罐区设备系统

储罐根部阀控制系统

气化器液相入口控制系统

储罐增压系统