工艺流程LNG气化站工艺流程图

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1、LNG气化站工艺流程图如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至 LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温 LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的 LNG增压到0.6MPa。增压后的低温 LNG进入空温式气化器，与空气换 热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10C，压力为0.45 0.60 MPa,当空温式气化器出口的天然气温度达不到5C以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压（调压器出口压力为 0.35 MPa）、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。LNG液化天然气化站安全运行管理LNG就是液化天然气（Liqu

2、efied Natural Gas）的简称，主要成分是甲烷。先将 气田生产的天然气净化处理，再经超低温（-162C）加压液化就形成液化天然气。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600,LNG的重量仅为同体积水的45%左右。一、LNG气化站主要设备的特性 LNG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。 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。 LNG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

3、，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。 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。 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。 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、L

4、NG 气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法1LNG 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3720X22451米，空重50871Kg，满载重量123771血。（1）储罐的结构 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

5、道分别独立从储罐的下部引出。 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） 。 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。 储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。 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 内外夹层问真空度的测定（周期一年） 日常检查储罐设备的配套设施： 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。 安全阀频繁打开，疑为BO

6、G气体压力过高。 储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。 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） 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。2气化器（1）气化器的结构 可承受 4 级地震和 160 公里小时的飓风。 最大允许工作压力为 580Psig（40Kgm。） 流量最大到 8000Nm3h 一体式设计气化器高度 14 米，重量大约是 7100Kg 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

7、铁焊接， 并经及气体试压、 焊缝检查合格后出厂。 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 外观结霜不均匀 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。 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。

8、 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： 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 真空绝热套使冷损降至极限 密封剂浸润性设计时维护要求降至最低 泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸 可变频调速的电

9、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 日常操作中不应有异常噪音，几个泵之间比较比较 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） 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 注意对泵外壳体的保护和对泵的外壳体的清洁工作。 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

10、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 50u m，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 定期排水和检查压差计读数 过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形 过滤器表面有无油漆脱落 有无异常噪音及震动 支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动 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。 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 过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换 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、

11、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

12、 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

13、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。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，

14、对焊法兰又称高颈法兰。 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。 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。 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。 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。 LNG 场站应备有低温深冷的防护劳保用品， 应有驱散

15、大气中冷凝气体的设备， 如大型风机。 LNG 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。LNG气化站工艺设计与运行管理摘要：液化天然气（LNG）以其能量密度高、运输方便、环保、经济等优点，已成 为管输天然气供应范围以外城市的主气源和过渡气源。 论述了液化天然气气化站 的工艺流程、工艺设计要点和运行管理措施。关键词：LNG气化站；工艺流程；工艺设计；运行管理LNG液化天然气）已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过 渡气源，也是许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰气源。LNG气化站凭借其建设周期短以及能迅速满

16、足用气市场需求的优势， 已逐渐在我国东南沿海 众多经济发达、 能源紧缺的中小城市建成， 成为永久供气设施或管输天然气到达 前的过渡供气设施。国内LNG供气技术正处于发展和完善阶段，本文拟以近年东 南沿海建设的部分LNG气化站为例，对其工艺流程、设计与运行管理进行探讨。 1 LNG 气化站工艺流程1. 1 LNG卸车工艺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

17、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咼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

18、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LNG气化站流程LNG气化站的工艺流程见图1。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

19、， 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15C，直接进管网使用。在冬季或

20、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 2 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

21、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. 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）、GB50183-2004石油天然气工程设计防火规范、 美国NFP 59A液化天然气生产、储存和装卸标准。其中GB 501832004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NFP 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

22、。目前国内LNG气化站设计基本参照 GB5002893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

23、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5om和loom,多采用loom 储罐。对于loom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. 28nl2. 3. 2 设计压力与计算压力的确定目前绝大部分100斥立式LNG储罐的最高工作压力为 0. 8MPa按照GB 1501998钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为0. 8MPa寸，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,贝U内罐的计算压力为1.

24、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 . 3C，第一次投用前要用-196C的 液氮对储罐进行预冷2、3，则储罐的设计温度为-196C。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

25、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. Immffi 12. Omm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 100mm。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 OCr18Ni9 。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. 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

26、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BOGS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loom的LNG储罐装满9om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. 6MPaffi行计算。据计算结果，每台 储罐选用1台气化量为2OOri3/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 . 3C,气态天然气出增压气化器的温度为-145C。设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化

27、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。252 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300riVh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 . 3C,气 态天然气出气化器温度为-145C。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40斥的槽车压力从0. 6MPa降至0. 3MPa为例，计算出所需BOG 温式气化器的能力为

28、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500lOOOmVh。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。 254 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 1315 倍确定。单台气化器的气化能力按 2000m3/h 计算， 24 台为一组，设计上配置 23 组，相互切换使用。255 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 5C时，在空温式 气化器

29、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 1315 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 . 5C,常压下 储存温度为-162 . 3C，密度约430kg/m3。当LNG气化为气态天然气时，其临界 浮力温度为-107C。当气态天然气温度高于-107C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-107C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

30、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100n3储罐的最大安全放散量进行计算。经计 算，100用储罐的安全放散量为500nVh，设计中选择气化量为500nVh的空温式 加热器1台。进加热器气体温度取-145C，出加热器气体温度取-15C。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。26 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、

31、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。27 阀门与管材管件选型设计271 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-196C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。272 管材、管件、法兰选型设计 介质温度w-20C的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 149762002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件 (GB/T 12459-90)

32、。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰 (HG20592 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 。 介质温度-20C的工艺管道，当公称直径w 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寸采用焊接钢管 (GB/T 30412001)，材质为Q235B管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件 (GB/T 1245990)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰 (HG 2059297) ，材质为 20 号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合

33、垫片 (HG 2062997) 。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。273 冷收缩问题LNGt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，但冷收缩率咼达 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180C，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

34、以下内容： 卸车进液总管压力； 空温式气化器出气管压力与温度； 水浴式天然气加热器出气管压力与温度； LNG储罐的液位、压力与报警联锁； BOG加热器压力； 调压器后压力； 出站流量； 加臭机（自带仪表控制）。29 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 版儿PG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

35、GBJ 1687建筑 设计防火规范 （2001 年版）和 GB5002893 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：防止LNG和气态天然气泄漏从而与空气形 成爆炸性混合物。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。防止LNG设备超压和超压排放。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

36、却速率w 1C /min。管道或设备温度每降低20 E，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. 30. 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

37、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w 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

38、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. 88MPa3. 3

39、. 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： 储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。 先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。 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。 将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG分层。 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.

40、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。 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。 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 LNG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

41、分 别安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。 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10C。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。 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。 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。 天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。 出站阀后压力高出设定报警压力