lng气化站技术与管理

lng气化站技术与管理（共7篇）

篇1：lng气化站技术与管理

河北东照能源LNG气化站主要设备的特性

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①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达到负196(摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度)，而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。

②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。

③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀；门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。

④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。

⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。

⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。

二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．低温储罐

LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。

(1)储罐的结构

①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。

②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个(两者均位于储罐底部)；在储罐顶部设置有爆破片(以上3个接口不得随意撬开)。

（3）内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。

④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。

⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送终端。

(2)低温储罐的故障及维护

①内外夹层问真空度的测定(周期一年)②日常检查储罐设备的配套设施：

③储罐基础观察，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的影响。

④安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。

⑤储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。

⑥正常储存液位上限为95％，下限为15％，不得低于3米(低温泵的要求)⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。若阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗。

若出现以上问题应及时协调有关部门处理。2．气化器

(1)气化器的结构

①可承受4级地震和160公里／小时的飓风。②最大允许工作压力为580Psig(40Kg／m。)③流量最大到8000Nm3／h ④一体式设计气化器高度14米，重量大约是7100Kg ⑤气化器由40余个部件组成，均采用美国进口铝合金材料制作，国内组装。连接处使用不锈钢螺栓、铝合金角铁焊接，并经及气体试压、焊缝检查合格后出厂。⑥气化器低温液体自下而上不断气化后，气态介质由顶部流出。管路的对称设计保证了液体在气化器内的均匀流动，各类气化器都有不同的翅片组合形式，翅片的有力组合是为了减少气化器结霜的情况，保证气化效率，常见的组合有：8+12组合，4+8组合的模式。液、气态的流向也不相同，这些设计都是为了提高设备的气化能力和效率。

(2)气化器故障及安全操作

①外观结霜不均匀

②焊口有开裂现象，特别注意低温液体导入管与翅片和低温液体汇流管焊接处的裂纹。

③注意低温液体或低温气体对人体的冻伤，以及对皮表面的粘结冻伤，故在操作过程中务必注意穿戴劳动保护用品。

④气化器在运行过程中如发现设备过渡结冰和周边环境温度下降等情况，请尝试以下几个解决办法：

I减少液体的输入量

II增加气化器的数量

III用热水或者其他手段给气化器化霜

V停止、切换气化器或使用备用气化器 3．低温离心泵

(1)低温离心泵的结构特点为保证LNG储罐内的LNG输出达到次高压16Kg／cm2的压力，在LNG储罐的出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵具有以下几个特点：

①泵体和电机完全浸没在LNG低温介质中，从而杜绝了产品的损失，并保证了泵的快速启动

②真空绝热套使冷损降至极限

③密封剂浸润性设计时维护要求降至最低

④泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸

⑤可变频调速的电机扩大了泵的输出功率和转速的变化范围

(2)低温烃泵的故障及安全维护

①日常操作中不应有异常噪音，几个泵之间比较比较

②定期检查：按说明书要求每4000小时进行维修检查(与供应商联系)③低温储罐最低液位至泵进口管道液位应保持在3米以上的高度

④注意对泵外壳体的保护和对泵的外壳体的清洁工作。

⑤外壳、外壁结霜怀疑为漏真空(泵启动后顶部的结霜为正常)，可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔平常不要打开。4．过滤器

(1)过滤器的结构特点

场站所使用的过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站天然气中的颗粒杂质及水。过滤器的滤芯式可以更换的，更换下的滤芯(指滤网材质为不锈钢)经清洗后可重复使用。过滤器配备压差计，指示过滤器进出口燃气的压力差，它表示滤芯的堵塞程度，过滤器滤芯的精度一般选用50um，集水腔的容积大于12％过滤器的容积。

(2)过滤器的日常维护内容和故障处理

①定期排水和检查压差计读数 ②过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形

③过滤器表面有无油漆脱落

④有无异常噪音及震动

⑤支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动

⑥若过滤器法兰盖出现泄露可能是由于密封面夹杂异物，可将密封面吹扫(吹扫可用氮气)后更换密封垫片。

⑦若接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情况严重的予以更换

⑧过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换

⑨过滤器吹扫或维修后须用氮气试压、置换合格后方可使用。

三、LNG气化站的安全管理工作 1．制定合理的操作规章制度

LNG装卸车操作规程：

·LNG储罐倒罐操作规程

·LNG气化器操作规程

·BOG复热气操作规程

·储罐自增压操作规程

·EAG复热器操作规程

·卸车增压器操作规程

·撬装式调压器操作规程

·BOG计量撬操作规程

·LNG离心泵操作规程

·天然气加臭机操作规程

·中心调度控制程序切换操作规程

·消防水泵操作规程

·LNG气化站管道设备维护保养技术和操作手册 2．建立台帐、设备有关技术资料和各类原始资料 ·维护记录

·巡查巡检记录

·进出人员管理资料

·各类操作记录

·应急演练记录

·安全活动记录

3．编制天然气管线、场站事故应急预案

预案依据国家、省、市、政府有关法律、法规及相关规定，并结合企业的制度及实际情况，预案应分别有事故不利因素的分析、危害、分级、事故处理响应的等级、处理的程序及后期处理，并经常开展不同等级的事故演练和对抢修装备的检查，对大型的演练要联合当地的公安消防、安全管理部门一道进行。4．严格执行上岗考试制度

各类操作人员独立操作前必须经过公司有关部门组织的考试，成绩合格方可独立上岗。

5．加强对消防设备和防雷防静电设备的检查和管理

加强对LNG气化站防雷、防静电设施的定期抽查和维护保养工作；重点对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器的检查。可燃气体报警设备需定期保修，确保其完好有效。

6．建立LNG场站设备等维护保养制度。加强对LNG工艺管线及其设备的日常维护工作 ①注意对工艺管线保冷层的保护和工艺管线的各类阀门等的检查，仪器仪表接线盒、接线柱的检查，管道支架、操作平台的日常维护工作(涡轮流量计的定期加油，管道绝缘法兰静电绝缘的检测)，工艺管道如液相管都向液体流动的方向具有一定坡度，坡度的大小依设计而定，而气相管一般没有坡度。注意工艺管道活动支架的正常滑动。

②日常检查常开阀门如安全阀根部阀、调压阀、紧急切断阀、单向阀和常闭阀门如排空阀、排液阀的运行状态。场站内有平焊法兰和对焊法兰，两者分别用于中压和高压管道，平焊法兰又称承插法兰，对焊法兰又称高颈法兰。

③保持工艺管道的畅通，防止憋液、憋气。注意储罐满罐的溢出和BOG排出鼙的变化。

④注意管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力，使管道发生弯曲现象。日常巡检过程中应给予注意。

⑤对工艺管道腐蚀现象应给予注意，在日常维护中注意防腐和补漆。对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用。

⑥定期对安全附件、安全阀和仪表的效验并做好记录。对LNG气化站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器仪表的检查维护保养相关事宜认真查看产品说明书、向供应商和产品维护单位咨询。按要求做好维修方案和现场记录工作。

⑦LNG场站应备有低温深冷的防护劳保用品，应有驱散大气中冷凝气体的设备，如大型风机。

⑧LNG场站作为重点危险源，并且已列入政府安全重点防范单位，作为气化站的管理单位应与政府相关部门及时沟通，处理一些问题。

篇2：lng气化站技术与管理

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

篇3：LNG气化站的安全设计

随着全球经济的迅速增长和能源需求量的不断扩大, 液化天然气因其具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方便灵活等特点[2、3], 给世界LNG工业的发展提供了良好的基础。我国目前发展LNG进口项目, 建设LNG气化站[4], 弥补管输天然气的不足已成为目前城市行业较为关注的焦点。

2 LNG气化站的安全设计

2.1 LNG的危险性

1) 爆炸的危险性:不同时刻进入同一设备的LNG, 由于成分和密度差异引起分层, 导致LNG突然大量蒸发, 压力骤升。若压力超过设备的极限承压能力, 会造成设备损坏和介质泄露, 甚至爆炸。

2) 火灾的危险性:天然气和空气的混合能形成爆炸性混合气体, 爆炸下限 (体积分数) 为3.6%~6.5%, 爆炸上限 (体积分数) 为13.0%~17.0%。[1]如果存在火源, 极易着火燃烧, 甚至爆炸。

3) 低温的危险性:LNG储存和操作都在低温下进行, 一旦发生泄露, 会使相关设备脆性断裂和遇冷收缩, 从而破坏设备, 引发事故, 并对人体造成严重损害。

4) 对人体的危害性:虽然LNG毒性较小, 但其中含有体积分数82%~98%的甲烷, 泄露后会造成窒息等人身伤亡事故。

可见, LNG气化站的安全至关重要。在设计过程中, 必须确定与LNG装置有关的危险性, 根据相关的标准和运行管理经验, 对气化站的安全设计全面考虑, 使整个系统达到较高的安全水平。

2.2 设计标准

设计时可参考的国外标准主要有美国的NF-PA59A《液化天然气 (LNG) 生产、储存和装卸标准》、NFPA57《LNG汽车燃料系统》等;国内标准有:GB 50028-2006《城镇燃气设计规范》;GB 50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》;GB50016-2006《建筑设计防火规范》等。

2.3 总平面布置[5、6]

LNG气化站总平面布置设计要合理地确定站内各作业区和设备的位置, 以确保气化站有一个安全的环境。站址选择一方面要从城市的总体规划和合理布局出发, 另一方面也应从有利生产、方便运输、保护环境着眼。

1) 站址应选在城镇和居民区的全年最小风向的上风侧。

2) 考虑气化站的供电、供水和电话通信网络等各种条件, 站址选在城市边缘为宜。

3) 站址至少要有一条全天候的汽车公路。

4) 气化站应避开油库、桥梁、铁路枢纽站、飞机场等重要战略目标。

5) 站址不应受洪水和山洪的淹灌和冲刷, 站址标高应高出历年最高洪水位0.5m以上。

6) 应考虑站址的地址条件, 避免在滑坡、溶洞、塌方、断层、淤泥等不良地质条件的地区, 站址的土壤耐压力一般不低于0.15MPa。

2.4 围堰区

液化天然气储罐周围必须设置围堰区, 以保证储罐发生的事故对周围设施造成的危害降低到最小程度。围堰区是指用压实土、混凝土、金属等低温材料在LNG储罐周围建造的堤防、护墙或排液系统所围成的区域。其作用是当LNG泄露或溢出时, 将可燃液体限制在围堰区内, 防止进一步扩散;当发生火灾时, 阻止火焰向四周蔓延。

2.5 LNG储罐

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罐和金属单罐2种。LNG气化站采用何种储罐, 主要决定于其储存量。储存量为1 200m3~5 000m3时可采用金属子母储罐带压储存和常压罐储存。储存量为1200m3以下的城市LNG气化站, 基本采用金属单罐带压储存。

1) LNG储罐的安全措施

根据储罐容积合理确定安全间距, 见表1[7]

(2) 为保证储罐及其连接部件在LNG及其冷蒸汽温度下能正常工作, 储罐材料必须满足低温性能要求。暴露的储罐隔热层应防火、阻燃、阻蒸汽、防水, 且在消防水的冲击力作用下不会移动。储罐内外筒之间填充的不可燃隔热材料不仅要适应LNG及冷蒸汽的性质, 而且当外筒遇火灾事故时, 能确保内筒材料的导热性能稳定[8]。

(3) 合理设计、配置阀门等附件, 主要包括:储罐进液系统设顶部、底部两个进液阀。当充注液体与储罐中原有液体物理性质有差异时, 通过不同部位的进液, 减少混合液体分层的可能性, 减少事故发生率[9]。

设置足够数量的安全阀, 安全阀与罐体之间设手动截止阀, 保证储罐工作压力在允许范围内。内筒设安全放空阀, 连通火炬。外筒泄压装置将放空气体引至放空火炬。

每个储罐的液相管上设2个紧急切断阀, 发生意外事故时切断储罐与外界的连通, 防止罐内LNG泄露。

每个储罐设2套相互独立的液位测量装置。

在储罐真空夹层套层设压力仪表, 测量压力是否在合理的范围内。

多台储罐之间隔离阀的操作水平净距至少为0.9m。

储罐投入运行时, 设温度检测仪, 用来监测温度或作为检查和校正液位计的工具。

(4) 储罐应当设置一个高液位报警器, 使操作人员有足够的时间停止进料。储罐应设置高液位进料切断装置, 它应与全部的控制计量仪表分开设置。

(5) 为了避免罐内形成空气与天然气的混合气体导致事故, 储罐首次充注LNG之前, 或停止使用内部检修后, 需要用惰性气体将罐内的空气或天然气置换出来, 进行惰化处理[10]。

(6) 根据地质、气象等资料, 份子发生地震、风灾、雪灾等自然灾害的可能性及其特征, 考虑储罐的抗震和抵御风雪荷载的能力。

2) LNG漩涡现象的预防

漩涡现象[11], 也称翻滚, 通常出现在多组分的液化天然气中, 是由于向已装有LNG的低温储罐中充注新的LNG, 或由于LNG中的氮优先蒸发而使储罐内的液体发生分层而引起。防止发生涡旋现象的方法有[5]: (1) 将不同产地、不同气源的LNG分开储存, 可避免因密度差而引起分层。 (2) 根据需储存的LNG与储罐内原有LNG的密度差异, 选择正确的充注方式。 (3) 使用混合喷嘴和多孔管向储罐中充注LNG。 (4) 检测LNG的蒸发速度, LNG分层会抑制LNG的蒸发速度, 使出现涡旋前的蒸发速度比通常情况下的蒸发速度低。

3) 储罐静态蒸发率

储罐静态蒸发率能较为直观地反映储罐在使用时的绝热性能, 其定义为低温绝热压力容器在装有大于有效容积的1/2的低温液体时, 静止达到热平衡后, 24h内自然蒸发损失的低温液体质量和容器有效容积下低温液体质量的比值。

国家现行标准中没有给出LNG储罐蒸发率的上限标准, 设计时可以参考液氮的标准。

2.6 气化器

美国标准NFPA59A[7]将气化器分为加热气化器、环境气化器和工艺气化器3类。气化器安全设计主要有以下2方面内容:

1) 保证安全间距

(1) 除非导热介质不可燃, 否则气化器及其主热源与其他任何火源之间的水平净距至少为15m, 整体加热气化器到围墙的水平净距至少为30m。

(2) 气化器到LNG、可燃制冷剂或可燃气体储罐的水平净距至少为15m, 到控制大楼、办公室、车间等有人的重要建筑物的水平净距至少为15m。

(3) 控制大楼、办公室、商店、居民楼等建筑物, 布置多个气化器时, 各气化器之间的水平净距至少为1.5m。

2) 合理设置阀门等附件, 主要包括:

(1) 每台气化器都应设置进口、出口切断阀和安全阀。

(2) 为防止泄露的LNG进入备用气化器, 可安装两个进口阀门, 并采用安全措施排空积存在两个阀门之间的LNG或蒸发气体。

(3) 在与气化器的水平净距为15m的LNG管路上安装切断阀, 该阀门可由现场操作或远程控制, 且有一定保护措施预防阀门因温度过低而失效。

(4) 在液体管路上设自动控制切断阀, 该阀门到气化器的水平净距至少为3m, 且在液体流量过大、设备周围温度异常、气化器出口处温度过低时能自动关闭。

(5) 加热气化器应配备切断电源的装置, 可由现场操作或远程控制。

(6) 设置自动装置, 防止LNG或其蒸汽在异常温度下进入输配系统。这些装置应与仅用于紧急情况的管路阀门配合使用。

(7) 设置温度检测仪, 测量LNG、蒸发气体和加热介质的进口温度。

2.7 LNG输送管道

在进行LNG管道设计中, 不仅要考虑低温液体的隔热要求, 还应特别注意因低温引起的热应力、防止水蒸气渗漏、避免出现冷凝和结冰、管道泄露的探测方法以及防火等问题。LNG管道和其他低温液体输送管道一样, 管道的热补偿是一个需要细心考虑的重要问题。

2.8 气化站的消防

消防系统的安全设计原则是:尽量切断气源, 控制泄露;对储罐及临近储罐的设备进行冷却保护, 避免设备超压造成更大的灾害;将泄露的LNG引至安全地带气化, 避免燃烧扩大。根据以上原则, 消防系统安全设计主要包括分布控制系统、紧急关闭系统、火灾和泄漏探测报警系统、消防水系统、干粉泡沫灭火系统和其他一些安全措施。

3 结语

LNG设施在国外已安全、环保地运行了30a, 但是, 设计出既安全又经济的LNG气化站仍是一项挑战。国内尚未颁布关于LNG气化站设计和施工规范, 在工程设计中普遍以美国、欧洲国家、日本的标准作为参考, 因此本着安全的原则, 制定和颁布可靠、可行、可依的LNG规范是当务之急。

摘要：简述了LNG的危险性和我国LNG气化站的发展现状, 从设计标准、总平面布置、围堰区、LNG储罐、气化器、管道及管件、消防系统等方面论述了LNG气化站的安全设计。指出应尽快制定符合我国国情的LNG规范。

关键词：液化天然气,气化站,安全

参考文献

[1]王忠.LNG站消防设计探讨[J].消防科学与技术, 2001 (4) :10-12.

[2]刘新领.液化天然气供气站的建设[J].煤气与热力, 2002, 22 (1) :35-36.

[3]徐正康, 吴洪松.液化天然气在燃气工业中的应用[J].煤气与热力, 1998, 18 (5) :27-29.

[4]刘建海, 何贵龙, 杨起华, 等.小区液化天然气供气站的探讨[J].煤气与热力, 2003, 23 (1) :50-52.

[5]顾安忠, 鲁雪生, 汪荣顺, 等.液化天然气技术[M].北京:机械工业出版社, 2003.

[6]NFPA59A, 液化天然气 (LNG) 生产、储存和装卸标准[S].

[7]沈惠康.液化天然气的工艺与设备[J].煤气与热力, 1996, 16 (6) :25-28.

[8]周伟国, 阮应君, 藤汜颖.液化天然气储罐中翻滚现象及预防措施探讨[J].煤气与热力, 2002, 22 (4) :294-296.

[9]江金华, 金颖, 冯春强.液化天然气在城市燃气的应用[J].煤气与热力, 2003, 23 (1) :53-54, 57.

篇4：做好LNG站技术安全管理的探讨

关键词：LNG气化站；突发事故；安全管理

中图分类号：TU996 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）32-0159-02

1 概述

随着市场经济体制的建立和改革开放的不断深入，在“十一五”规划的推动下，我国的天然气从储量到产量都实现了快速增长，天然气的管道运输网络初步形成，市场的需求也在日益扩大，我国也正在不断地完善监管体制，天然气的发展正逐步迈入发展的黄金时期。综合数据显示，我国每年的天然气消耗量正在迅猛增长，几乎成为净进口产业。天然气具有清洁无污染、安全环保等诸多优点，它的大规模使用，符合可持续发展的基本要求，是构建社会主义和谐社会的必然选择，是促进国民经济又好又快发展的重要举措。作为新型的能源，未来天然气在我国国民经济中所占的比例会持续提升，中央政府也必将会进一步促进天然气产业稳定、健康、蓬勃地发展。

气态天然气由于受气态限制，只能通过管道运输，而许多城市并没有健全的天然气运输管道，液化天然气的出现正好弥补了气态天然气的不足，正在成为许多城市的主要气源。LNG气化站正在凭借建设资金少、周期短等诸多优点占据东南沿海市场，许多能源紧缺的中小型城市对LNG气化站的需求更是日益增多。液化天然气的重要性不言

而喻。

2 LNG的特性

LNG是一种液态混合物，主要成分是甲烷，常温常压下沸点为-162℃，密度大约为424kg/m?。

2.1 易挥发

液化天然气的沸点极低，很容易挥发。一旦与周围空气接触，就会被加热，从而迅速转化为气态天然气。气态的天然气的密度与温度有密切的关系，当温度低于-107℃时，其密度大于空气，反之，则小。因此，在常温的情况下，气态天然气的密度小于空气，发生泄漏时，会顺势向上方扩散，又由于时间短，来不及与周围空气进行热交换，就会维持自身的低温，使实际温度低于-107℃，一旦低于该温度，其密度大于空气，就会导致天然气顺着地面快速蔓延，发生危险。

2.2 易燃、易爆

天然气是甲类混合物，其主要成分是甲烷，甲烷易燃，而且与空气混合后容易发生爆炸。

2.3 低温性

常态的天然气为气态，经过高压低温处理才会发生液化，成为液态天然气。其沸点极低，与材料接触会使其发生冷收缩，变得易碎，在储存及运输的过程中，很容易使运输设备损坏，造成天然气的泄漏。人更不能直接接触液态天然气，否则会被冻伤。

2.4 窒息作用

气态天然气会使人发生窒息死亡，特别是当天然气发生泄漏时，由于其无色无味，会使人察觉不到，从而导致缓慢的窒息死亡。

3 LNG气化站的潜在危险状况

3.1 LNG泄漏

LNG的泄漏主要存在两种可能。第一，在LNG卸车时，由于颠簸，可能会造成储存罐内液体的压力升高，安全阀松动，引起泄漏。第二，气化的整套装置由于冷热交换频繁，管道的承受能力达到极限也易老化出现裂点甚至裂缝。当天然气泄漏量较少时，由于外界温度较高，会使这部分少量的LNG气体急剧汽化，与空气混合冷凝成白烟。当天然气的泄漏量很大时，就会导致来不及与周围空气发生热交换，而使自身温度维持在107℃以下，密度大于空气，随低风迅速发生扩散，危险性极大。

3.2 储罐内胆损坏

当LNG储存罐内胆发生损坏时，LNG气体会顺势进入内胆与外壳之间的真空保温层，发生汽化，压力急剧增大，最终使安全爆破膜发生爆破，LNG气体大量排放到空气中。

3.3 储存罐外壳损坏

外壳损坏，使真空保温层失去效果，同样会导致LNG被加热汽化，压力升高，一旦超过安全阀的可承受范围就会导致气体泄漏，甚至发生爆炸。

4 LNG站技术安全管理措施

4.1 严格管理工作人员

LNG气化站的管理工作人员是直接接触天然气的一线工作人员，要想保证天然气的安全无泄漏，就要严格管理相关的技术人员，定期对相关人员进行相关的培训，上岗的工作人员必须具备过硬的专业知识素养和较强的责任心和使命感，克服对热物资的熟悉对冷物资的不了解的弱点，积极学习，改变惯性思维，熟悉一系列的工艺，做到有问题及时发现及时处理，争取做到预防大于补救。气化站所用的管道储存罐等装置都属于国家特种设备，受到严格管理监控，因此所有的安全管理人员必须是专业的操作人员，经过专业的知识培训，必须持有相应的上岗证件，做到专业化标准化。

4.2 对外来车辆严格管理

除了要加强气化站的内部管理，加强对外来车辆的安全管理也尤为重要。由于是外来车辆，司机一般对气化站的情况不是很熟悉，因此在车辆一进入气化站开始，就要对其进行严格的管理和监控。排气管上必须戴上防火帽，车辆不可单独进站，必须有安全人员陪同，确保做到紧急情况及时处理，减小损失，以免使情况恶化。

4.3 严格控制火源

火源包括的范围很广泛，明火、强光、未熄灭的烟头、电火花等属于气化站的常见火源。其中明火是最直接的点火源，必须与气化站保持一定的安全距离。如果因为工作需要或是设备维修必须用到明火，要先用燃气检测仪检测空气中的可燃气体含量，只有当低于警报值时方可动工，同时要做好防护措施，准备应急预案，随时做好消防准备。明火由于其可见性，相对于电火花等更容易察觉和避免，而静电、未熄灭的烟头等更容易使人忽视，因此存在更大的隐患。要想降低此类事故的发生几率，就要保持气化站的潮湿环境，防止干燥，减少电荷的聚集和产生。工作人员避免穿化纤类的衣物，工作服应以棉质材料

为主。

4.4 完善消防设施

就算将各个设施系统做得再完美，也不可能完全杜绝火灾的发生。这就要求气化站要有一套合理完善的消防系统，在火灾发生时能够及时扑灭火灾，避免其蔓延造成更大的损失。根据LNG的成分，移动式干粉灭火器是扑救气化站火灾的最有效灭火器。在进行火灾扑灭的过程中，也必须注意方式方法，否则不仅不能将火灾扑灭，还容易造成灾情的加重。

5 建立完善的应急预案

在建立健全消防系统之后，气化站的工作人员要建立一套完善的事故应急预案，对预案从内容到时间再到责任人都要做到一一分配，并且定期进行事故演练，做到有备无患。

6 结语

对于LNG气化站的技术安全管理，不是某一部门的职责，而是需要各个部门各个单位的积极配合，管理部门要加强管理，奖惩鲜明，严格按照规章制度办事，不缩水不防水。检测部门要从严检验，杜绝不合格的设备上市应用。一线的技术操作人员要掌握过硬的专业知识，不断地学习，强化责任感和使命感，保证气化站的安全运行。

参考文献

[1] 宋祎昕，姚安林.基于AHP的LNG接收站潜在风险辨识技术[J].煤气与热力，2011，（11）.

[2] 张铁军.LNG气化站安全管理系统技术应用探讨[J].上海节能，2012，（3）.

篇5：lng气化站技术与管理

首先，应完善安全生产管理机构，确保安全生产。企业和不同级别生产人员需了解岗位安全风险内容、预防危险因素生产方法、化解危险因素生产方法。构建安全生产职责体系，以便明确所有工作人员在安全生产中的职责、任务。其次，制定安全生产检查机制，按照检查机制做好安全生产的检查工作，在出现不安全隐患的时候，能够第一时间发现问题，并经有效措施实行处理，进而实现全程、全天候、全员安全管理。然后，制定各项安全生产机制，机制的内容包括各级工作人员安全生产责任机制、安全检查机制、设备管理机制、工作人员进出场管理机制、动火管理机制、进入防爆区管理机制以及安全操作机制、事故应急机制等。通过适宜的方式，找到实际生产过程中设备、环境、人为的不安全因素，以便降低对人员、财产造成的不良影响。

3.2安全技术管理方法

合理使用安全技术，能够提高安全生产效率，防止出现不安全因素，还能减少工作人员工作强度。为此，应有效应用密封效果较佳的设备，以确保管道储存效果、输送效果，降低设备泄漏发生率。在罐区、气化区、卸车台等容易发生天然气泄漏的区域，合理设置可燃气泄漏报警装置，从而在适宜位置安装火灾探测设备，避免发生天然气泄漏情况。天然气实际在输配系统中，出站的压力和流量、储存压力等，均可通过仪表进行监测。所以，能够及时、准确地观察到上述参数实际情况，避免出现较大的压力变化、温度变化。爆炸、火灾现场，需结合爆炸、火灾危险环境、电力装置设计规范，合理进行电气设备的配置工作。同时，应做好防雷措施，避免发生电气火灾情况、雷电火灾情况。放散气需通过空温加热设备和空气进行换热，待温度升高后，可直接降低危险因素发生概率。

3.3预警管理对策

安全生产预警管理工作，主要包括组织准备、日常监控、危及管理几个方面。构建预警机制，需结合安全生产管理的要求、当前各类经济指标、生产控制指标制定。同时，还需充分考虑到工艺口、设备口、生产物资供应口、环保口等。安全预警应分析在生产过程中存在的安全隐患，包括对人、物、环境的安全隐患进行分析。因为预警机制是预警管理工作中的重点部分。所以，需结合实际情况制定预警管理机制，切实做好预警管理工作。

3.4事故应急管理机制

准备阶段应急管理：将相关的资源准备好，并做好危险源辨识、风险评估工作。对重点目标、应急救援资源需求进行分析。编制阶段：做好预案类别、区域、层次的划分工作，通过汇总完善预案内容。演练阶段：对组织演练情况加以综合评估，从而结合实际演练情况，做好审查工作、评审工作。

4结语

LNG气化站安全生产，会受到较多因素影响，象人为危险因素、管理危险因素、LNG生产过程中的有害因素等。为此，管理的过程中需结合实际情况，找到相关危险因素，以便制定完善的LNG气化站安全生产风险管理措施，从根本上做好安全生产风险管理工作。

参考文献

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[2]顾东虎，张银科，李灯.LNG气化站紧急切断阀应用探讨[J].化工管理，2016(32):116-117.

[3]文习之，黄明，彭知军.LNG气化站内低温管道补偿问题的探讨[J].城市燃气，2016(4):28-30.

[4]郑大宇，樊海月，赵h.LNG气化站工艺系统和主设备选型优化方案[J].城市建设理论研究:电子版，2016(5):24-25.

篇6：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

篇7：LNG气化站的安全设计

LNG的危险性

①低温的危险性：LNG的储存和操作都存低温下进行，一旦发生泄漏，会使相关没备脆性断裂和遇冷收缩，从而破坏设备，引发事故。并且，低温LNG能冻伤操作人员。

②火灾危险性：天然气与空气混合能形成爆炸性混合气体，爆炸极限(体积分数)为5％～15％。如果存在火源，极易着火燃烧，甚至爆炸。

③对人体的危害：虽然LNG蒸气无毒，但是如果吸进纯的LNG蒸气，人会迅速失去知觉，几分钟后死亡；当大气中氧的含量逐渐减少时，工作人员可能警觉不到而慢慢地窒息。1．2我国LNG气化站的发展现状

2001年，中原油田建成了我国第一座生产型的LNG装置，淄博LNG气化站同时建成投产，揭开了中国LNG供气的序幕。

目前国内已建成使用的LNG气化站逾30座。随着新疆广汇LNG厂于2004年投产，以及广东沿海LNG接收终端的建成投产，LNG供应在我国将形成南、中、西的供应格局。加之LNG气化工程的关键设备如低温储罐、气化器、低温阀门及运输设备的国产化，可以预见，在未来5年我国将会迎来LNG气化站建设的高峰。2 LNG气化站的安全设计 2．1设计标准

设计时日可参考的国外标准主要有美国的NF—PA59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》、NFPA57《LNG汽车燃料系统》等；国内标准有：GB 50028--2006《城镇燃气设计规范》；GB50183--2004《石油天然气工程设计防火规范》，《建筑设计防火规范》等。氧气汇流排 2．2总平面布置

LNG气化站总平面布置设计要合理地确定站内各作业区和设备的位置，以确保气化站有一个安全的环境。对于LNG的溢出，总希望能够预测LNG蒸气量与溢出距离和溢出时间的函数关系，这样可以通过溢出的流量和时间来预测可能产生危险的区域。

NFPA59A已经对气化站边界线以外的人身和财产的影响做了明确的安全要求，这些要求限制了在边界线的热辐射量。现在各种计算机软件能够模拟CNG储存设施周围的火灾辐射和气体扩散浓度，例如LNGFIRE(LNG燃烧的热辐射模型)和DE—GAIS(气体扩散浓度程序)。2．3围堰区

围堰区是指用混凝土、金属等耐低温材料在LNG储罐周围建造的堤防、防护墙或排液系统所围成的区域。LNG储罐周围必须没置围堰区，以将储罐发生事故时对周围设施造成的危险降低到最小程度。气体汇流排 2．4 LNG储罐

LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属一预应力混凝土储罐3类，地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。LNG气化站采用何种储罐，主要取决于其储存量。储存量为1 200～5 000 m3时可采用金属子母储罐带压储存和常压罐储存。储存量为1 200 m3以下的城市LNG气化站，基本采用金属单罐带压储存。

①LNG储罐的安全措施

a．为保证储罐及连接部件在LNG及其冷蒸气下能正常工作，储罐材料必须满足低温性能要求。暴露的储罐隔热层应防火、防水、阻燃、阻LNG蒸气，并且在消防水的冲击力作用下不会移动。

b．储罐之间需要有适当的净距便于设备的安装、检查和维护。NFPA59A中的表2．2．4．1明确规定了LNG储罐之间的最小净距和布置要求。

c．储罐的液相管上安装紧急切断阀，发生意外事故时切断储罐与外界的连通，防止储罐内的LNG泄漏。每台储罐应设2套相互独立的液位测量装置，在选择测量装置时应考虑密度的变化。在储罐真空层设压力仪表，用于测量真空层的绝对压力。

d。储罐应当设置一个高液位报警器，使操作人员有足够的时间停止进料。储罐应设置高液位进料切断装置，它应与全部的控制计量仪表分开设置。

e．为了避免储罐内形成空气与天然气的混合气导致事故，储罐在首次使用或停止使用进行内部检修时，要进行惰化处理。

f根据地质、气象等资料，分析发生地震、风灾、雪灾等自然灾害的可能性及其特征，考虑储罐的抗震和抵御风雪载荷的能力。

②LNG涡旋现象的预防

涡旋现象(Rollover)，也称翻滚，通常出现在多组分的液化天然气中，是由于向已装有LNG的低温储罐内充注新的LNG，或由于LNG中的氮优先蒸发而使储罐内的液体发生分层而引起。在已有的一些研究中，对该问题的解释是：密度较大的液体积聚在储罐底部，而密度较小的液体处于储罐顶部，底部液体因受到上面液体重力的作用，压力高于上部液体，对应的蒸发温度相应提高，且底部LNG具有一定的过冷度，蒸发速度较上部液体慢。外界热量总是不断由外向内传递，底部液体获得热量，其温度升高，密度减小，当底部液体密度小于上部液体密度时，分层平衡将被破坏，形成涡旋现象，引起液体蒸发率剧增。

计算机模型已经发展到能够预测涡旋发生的时间、分层和气体释放率，然而，涡旋发生时气体释放率的峰值很难精确预测。因此，为避免涡旋的发生，在设计时预防非常必要。可以通过测量LNG储罐内垂直方向上的温度和密度来确定是否存在分层，当分层液体之间的温差>O．2 K，密度差>O．5 kg／m。时，一般认为发生了分层。防止发生涡旋现象的方法有：

a．将不同产地、不同气源的LNG分开储存，可避免因密度差而引起的分层。b．根据需储存的LNG与储罐内原有LNG的密度差异，选择正确的充注方式。c．使用混合喷嘴和多孔管向储罐中充注LNG。d．检测LNG的蒸发速度，LNG分层会抑制LNG的蒸发速度，使出现涡旋前的蒸发速度比通常情况下的蒸发速度低。

③储罐静态蒸发率

储罐静态蒸发率能较为直观地反映储罐在使用时的绝热性能，其定义为低温绝热压力容器在装有大于有效容积的1／2的低温液体时，静止达到热平衡后，24 h内自然蒸发损失的低温液体质量和容器有效容积下低温液体质量的比值。LNG气化站多采用50 m3，及100 m3带压LNG储罐，文献[

5、6]对其静态蒸发率的要求见表1。

国家现行标准中没有给出LNG储罐蒸发率的上限标准，设计时可以参考液氮的标准。

表1 立式和卧式低温绝热容器的静态蒸发率

Tab．1 Static evaporation rate of vertical and horizontal．

2.5气化器 LNG气化器按其热源的不同，可分为加热气化器、环境气化器和工艺气化器，其安全设计主要考虑以下因素：

(1)除非导热介质不可燃，否则气化器及其热源与其他任何火源之间的水平净距至少为15 m，整体加热气化器到围墙的水平净距至少为30M。

(2)气化器到LNG、可燃制冷剂或可燃气体储罐的水平净距至少为15 m，到控制大楼、办公室、车间等有人的重要建筑物的水平净距至少为15 m。

(3)站内布置多台加热气化器时，各气化器之间的水平净距至少为1．5 m。

(4)安装在距LNG储罐15 m之内的任何环境气化器或加热气化器，均应在液体管道上设置自动切断阀，此阀应设置在距离气化器至少3 m处。

(5)每台气化器应提供一种距气化器至少15M的切断热源的方式。

(6)为防止泄漏的LNG进入备用气化器，可安装2个进口阀门，并采取安全措施排空积存在两个阀门之间的LNG和蒸发气体。

(7)应设置恰当的自动化设备，以避免LNG及 其蒸气在异常情况下进入输配系统。2．6 LNG输送管道

在进行LNG管道设计中，不仅要考虑低温液体的隔热要求，还应特别注意因低温引起的热应力、防止水蒸气渗透、避免出现冷凝和结冰、管道泄漏的探测方法以及防火等问题。

LNG管道和其他低温液体输送管道一样，管道的热补偿是一个需要细心考虑的重要问题。两个固定点之间，由于冷收缩产生的应力可能远远超过材料的屈服极限。通常可采用金属波纹管、管环式补偿器以及热膨胀系数小的管材等方法解决。2．7气化站的消防

消防系统的安全设计原则是：尽量切断气源，控制泄漏；对储罐及邻近储罐的设备进行冷却保护，避免设备超压造成更大的灾害；将泄漏的LNG引至安全地带气化，避免燃烧扩大。根据以上原则，消防系统安全设计主要包括以下几个部分：

①紧急关闭系统

每个LNG设备上都应装备紧急关闭系统(ESD)．该系统可隔离或切断LNG、可燃液体、可燃制冷剂和可燃气体的来源，并关闭一些如继续运行可能加大或维持灾情的设备。

②火灾和泄漏监控系统

该系统主要包括：设置在气化器里的碳氢化合物泄漏检测器和设置在大气中的可燃气体检测器,在气化医、储罐区、外送泵区设置的紫外线或红外线火焰探测器，在控制室、电气室以及消防泵房设置的烟气检测器以及用来检测LNG是否泄漏的低温检测器。

③消防水系统

消防水系统由消防泵房、消防水池、消防给水管道及消火栓、消防水枪等组成。水可用来控制LNG产生大火，但不是灭火。如果将水喷到LNG表面会使LNG的蒸发率增大，从而使LNG的火势更大。因此，不能用水直接喷淋到LNG或LNG蒸气上。用水的目的主要是将尚未着火而火焰有可能经过的地方淋湿，使其不易着火。

④干粉灭火系统

干粉灭火剂是扑灭高压力、大流量天然气火灾的最有效措施。由于干粉灭火剂对燃烧物的冷却作用很小，在扑灭较大规模的火灾时，如灭火不完全或因火场中炽热物的作用，容易发生复燃。

⑤泡沫灭火系统

泡沫灭火剂可分为化学泡沫灭火剂、空气泡沫灭火剂、氟蛋白泡沫灭火剂、水成膜泡沫灭火剂等。LNG气化站常采用高倍数泡沫灭火系统，灭火器喷出大量泡沫覆盖在泄漏的LNG上面，减少来自空气的热量，有效降低LNG蒸气产生的速度。

⑥移动式灭火器材

根据《建筑灭火器配置设计规范》(GB 5014-2005的规定，生产区为严重危险级场所，设置手式干粉灭火器和推车式干粉灭火器。控制室、变电室内配置手提式二氧化碳灭火器，以保证迅速有效地扑灭初期火灾和零星火灾。

⑦其他安全措施

合理进行功能分区，将生产区、辅助区合理分开；选择与防爆等级相适应的电气设备，保证站区供电系统的安全可靠性；对站内工作人员进行定期培训，使其了解LNG特性及可能产生的危害和影响，了解防护用品的作用及正确使用方法；编制应急事故处理预案等。3结语