LNG氣化站工藝流程圖

LNG氣化站工藝流程圖如圖所示，LNG通過低溫汽車槽車運至LNG衛(wèi)星站，通過卸車臺設置的臥式專用卸車增壓器對汽車槽車儲罐增壓，利用壓差將LNG送至衛(wèi)星站低溫LNG儲罐。工作條件下，儲罐增壓器將儲罐內(nèi)的LNG增壓到0.6MPa。增壓后的低溫LNG進入空溫式氣化器，與空氣換熱后轉(zhuǎn)化為氣態(tài)天然氣并升高溫度，出口溫度比環(huán)境溫度低10℃，壓力為0.45－0.60MPa，當空溫式氣化器出口的天然氣溫度達不到5LNG液化天然氣化站安全運行管理LNG就是液化天然氣（LiquefiedNaturalGas）的簡稱，主要成分是甲烷。先將氣田生產(chǎn)的天然氣凈化處理，再經(jīng)超低溫（-162℃一、LNG氣化站主要設備的特性①LNG場站的工藝特點為“低溫儲存、常溫使用”。儲罐設計溫度達到負196（攝氏度LNG常溫下沸點在負162攝氏度），而出站天然氣溫度要求不低于環(huán)境溫度10攝氏度。②場站低溫儲罐、低溫液體泵絕熱性能要好，閥門和管件的保冷性能要好。③LNG站內(nèi)低溫區(qū)域內(nèi)的設備、管道、儀表、閥門及其配件在低溫工況條件下操作性能要好，并且具有良好的機械強度、密封性和抗腐蝕性。④因低溫液體泵啟動過程是靠變頻器不斷提高轉(zhuǎn)速從而達到提高功率增大流量和提供高輸出壓力，所以低溫液體泵要求提高頻率和擴大功率要快，通常在幾秒至十幾秒內(nèi)就能滿足要求，而且保冷絕熱性能要好。⑤氣化設備在普通氣候條件下要求能抗地震，耐臺風和滿足設計要求，達到最大的氣化流量。⑥低溫儲罐和過濾器的制造及日常運行管理已納入國家有關壓力容器的制造、驗收和監(jiān)查的規(guī)范；氣化器和低溫烴泵在國內(nèi)均無相關法規(guī)加以規(guī)范，在其制造過程中執(zhí)行美國相關行業(yè)標準，在壓力容器本體上焊接、改造、維修或移動壓力容器的位置，都必須向壓力容器的監(jiān)查單位申報。二、LNG氣化站主要設備結構、常見故障及其維護維修方法1．LNG低溫儲罐LNG低溫儲罐由碳鋼外殼、不銹鋼內(nèi)膽和工藝管道組成，內(nèi)外殼之間充填珠光沙隔離。內(nèi)外殼嚴格按照國家有關規(guī)范設計、制造和焊接。經(jīng)過幾十道工序制造、安裝，并經(jīng)檢驗合格后，其夾層在滾動中充填珠光沙并抽真空制成。150W低溫儲罐外形尺寸為中3720×22451米，空重50871Kg，滿載重量123771№。（1）儲罐的結構①低溫儲罐管道的連接共有7條，上部的連接為內(nèi)膽頂部，分別有氣相管，上部進液管，儲罐上部取壓管，溢流管共4條，下部的連接為內(nèi)膽下部共3條，分別是下進液管、出液管和儲罐液體壓力管。7條管道分別獨立從儲罐的下部引出。②儲罐設有夾層抽真空管1個，測真空管1個（兩者均位于儲罐底部）；在儲罐頂部設置有爆破片（以上3個接口不得隨意撬開）。③內(nèi)膽固定于外殼內(nèi)側，頂部采用十字架角鐵，底部采用槽鋼支架固定。內(nèi)膽于外殼間距為300毫米。儲罐用地腳螺栓固定在地面上。④儲罐外壁設有消防噴淋管、防雷避雷針、防靜電接地線。⑤儲罐設有壓力表和壓差液位計，他們分別配有二次表作為自控數(shù)據(jù)的采集傳送終端。（2）低溫儲罐的故障及維護①內(nèi)外夾層問真空度的測定（周期一年）②日常檢查儲罐設備的配套設施：③儲罐基礎觀察，防止周邊開山爆破產(chǎn)生的飛石對儲罐的影響。④安全閥頻繁打開，疑為BOG氣體壓力過高。⑤儲罐外側冒汗，疑為儲罐所用的絕熱珠光沙下沉所致。⑥正常儲存液位上限為95％，下限為15％，不得低于3米（低溫泵的要求）⑦低溫閥門使用一段時間后，會出現(xiàn)漏液現(xiàn)象。若發(fā)現(xiàn)上壓蓋有微漏，應壓緊填料壓蓋。若閥芯不能關閉，應更換閥芯，低溫閥門嚴禁加油和水清洗。2．氣化器（1）氣化器的結構①可承受4級地震和160公里／小時的颶風。②最大允許工作壓力為580Psig（40Kg／m。）③流量最大到8000Nm3／h④一體式設計氣化器高度14米，重量大約是7100Kg⑤氣化器由40余個部件組成，均采用美國進口鋁合金材料制作，國內(nèi)組裝。連接處使用不銹鋼螺栓、鋁合金角鐵焊接，并經(jīng)及氣體試壓、焊縫檢查合格后出廠。⑥氣化器低溫液體自下而上不斷氣化后，氣態(tài)介質(zhì)由頂部流出。管路的對稱設計保證了液體在氣化器內(nèi)的均勻流動，各類氣化器都有不同的翅片組合形式，翅片的有力組合是為了減少氣化器結霜的情況，保證氣化效率，常見的組合有：8+12組合，4+8組合的模式。液、氣態(tài)的流向也不相同，這些設計都是為了提高設備的氣化能力和效率。（2）氣化器故障及安全操作①外觀結霜不均勻②焊口有開裂現(xiàn)象，特別注意低溫液體導入管與翅片和低溫液體匯流管焊接處的裂紋。③注意低溫液體或低溫氣體對人體的凍傷，以及對皮表面的粘結凍傷，故在操作過程中務必注意穿戴勞動保護用品。④氣化器在運行過程中如發(fā)現(xiàn)設備過渡結冰和周邊環(huán)境溫度下降等情況，請嘗試以下幾個解決辦法：I減少液體的輸入量II增加氣化器的數(shù)量III用熱水或者其他手段給氣化器化霜V停止、切換氣化器或使用備用氣化器3．低溫離心泵（1）低溫離心泵的結構特點為保證LNG儲罐內(nèi)的LNG輸出達到次高壓16Kg／cm2的壓力，在LNG儲罐的出口設置了多級變頻低溫離心泵，低溫泵具有以下幾個特點：①泵體和電機完全浸沒在LNG低溫介質(zhì)中，從而杜絕了產(chǎn)品的損失，并保證了泵的快速啟動②真空絕熱套使冷損降至極限③密封劑浸潤性設計時維護要求降至最低④泵芯頂部懸掛于殼體的設計便于安裝與拆卸⑤可變頻調(diào)速的電機擴大了泵的輸出功率和轉(zhuǎn)速的變化范圍（2）低溫烴泵的故障及安全維護①日常操作中不應有異常噪音，幾個泵之間比較比較②定期檢查：按說明書要求每4000小時進行維修檢查（與供應商聯(lián)系）③低溫儲罐最低液位至泵進口管道液位應保持在3米以上的高度④注意對泵外殼體的保護和對泵的外殼體的清潔工作。⑤外殼、外壁結霜懷疑為漏真空（泵啟動后頂部的結霜為正常），可對外壁進行真空度檢測，但真空度檢測孔平常不要打開。4．過濾器（1）過濾器的結構特點場站所使用的過濾器是網(wǎng)狀濾芯式過濾器，用于過濾出站天然氣中的顆粒雜質(zhì)及水。過濾器的濾芯式可以更換的，更換下的濾芯（指濾網(wǎng)材質(zhì)為不銹鋼）經(jīng)清洗后可重復使用。過濾器配備壓差計，指示過濾器進出口燃氣的壓力差，它表示濾芯的堵塞程度，過濾器濾芯的精度一般選用50um，集水腔的容積大于12％過濾器的容積。（2）過濾器的日常維護內(nèi)容和故障處理①定期排水和檢查壓差計讀數(shù)②過濾器本體、焊縫和接頭處有無泄露、裂紋、變形③過濾器表面有無油漆脫落④有無異常噪音及震動⑤支撐及緊固件是否發(fā)生損壞、開裂和松動⑥若過濾器法蘭蓋出現(xiàn)泄露可能是由于密封面夾雜異物，可將密封面吹掃（吹掃可用氮氣）后更換密封墊片。⑦若接頭處發(fā)生泄露在絲扣連接處加纏生膠帶，情況嚴重的予以更換⑧過濾器前后壓差過大可對濾芯進行吹掃或更換⑨過濾器吹掃或維修后須用氮氣試壓、置換合格后方可使用。三、LNG氣化站的安全管理工作1．制定合理的操作規(guī)章制度?LNG裝卸車操作規(guī)程：?LNG儲罐倒罐操作規(guī)程?LNG氣化器操作規(guī)程?BOG復熱氣操作規(guī)程?儲罐自增壓操作規(guī)程?EAG復熱器操作規(guī)程?卸車增壓器操作規(guī)程?撬裝式調(diào)壓器操作規(guī)程?BOG計量撬操作規(guī)程?LNG離心泵操作規(guī)程?天然氣加臭機操作規(guī)程?中心調(diào)度控制程序切換操作規(guī)程?消防水泵操作規(guī)程?LNG氣化站管道設備維護保養(yǎng)技術和操作手冊2．建立臺帳、設備有關技術資料和各類原始資料?維護記錄?巡查巡檢記錄?進出人員管理資料?各類操作記錄?應急演練記錄?安全活動記錄3．編制天然氣管線、場站事故應急預案預案依據(jù)國家、省、市、政府有關法律、法規(guī)及相關規(guī)定，并結合企業(yè)的制度及實際情況，預案應分別有事故不利因素的分析、危害、分級、事故處理響應的等級、處理的程序及后期處理，并經(jīng)常開展不同等級的事故演練和對搶修裝備的檢查，對大型的演練要聯(lián)合當?shù)氐墓蚕?、安全管理部門一道進行。4．嚴格執(zhí)行上崗考試制度各類操作人員獨立操作前必須經(jīng)過公司有關部門組織的考試，成績合格方可獨立上崗。5．加強對消防設備和防雷防靜電設備的檢查和管理加強對LNG氣化站防雷、防靜電設施的定期抽查和維護保養(yǎng)工作；重點對消防水池、消防泵、消防水炮、儲罐噴淋等設施及干粉滅火器的檢查?？扇細怏w報警設備需定期保修，確保其完好有效。6．建立LNG場站設備等維護保養(yǎng)制度。加強對LNG工藝管線及其設備的日常維護工作①注意對工藝管線保冷層的保護和工藝管線的各類閥門等的檢查，儀器儀表接線盒、接線柱的檢查，管道支架、操作平臺的日常維護工作（渦輪流量計的定期加油，管道絕緣法蘭靜電絕緣的檢測），工藝管道如液相管都向液體流動的方向具有一定坡度，坡度的大小依設計而定，而氣相管一般沒有坡度。注意工藝管道活動支架的正?；瑒印＂谌粘z查常開閥門如安全閥根部閥、調(diào)壓閥、緊急切斷閥、單向閥和常閉閥門如排空閥、排液閥的運行狀態(tài)。場站內(nèi)有平焊法蘭和對焊法蘭，兩者分別用于中壓和高壓管道，平焊法蘭又稱承插法蘭，對焊法蘭又稱高頸法蘭。③保持工藝管道的暢通，防止憋液、憋氣。注意儲罐滿罐的溢出和BOG排出鼙的變化。④注意管道支架因地基下陷而對管道產(chǎn)生下拉力，使管道發(fā)生彎曲現(xiàn)象。日常巡檢過程中應給予注意。⑤對工藝管道腐蝕現(xiàn)象應給予注意，在日常維護中注意防腐和補漆。對易腐蝕的螺栓、螺帽及轉(zhuǎn)動件的外漏部分可加黃油配二硫化鉬調(diào)和使用。⑥定期對安全附件、安全閥和儀表的效驗并做好記錄。對LNG氣化站內(nèi)的設備、閥門、管件、墊片及儀器儀表的檢查維護保養(yǎng)相關事宜認真查看產(chǎn)品說明書、向供應商和產(chǎn)品維護單位咨詢。按要求做好維修方案和現(xiàn)場記錄工作。⑦LNG場站應備有低溫深冷的防護勞保用品，應有驅(qū)散大氣中冷凝氣體的設備，如大型風機。⑧LNG場站作為重點危險源，并且已列入政府安全重點防范單位，作為氣化站的管理單位應與政府相關部門及時溝通，處理一些問題。LNG氣化站工藝設計與運行管理摘要：液化天然氣(LNG)以其能量密度高、運輸方便、環(huán)保、經(jīng)濟等優(yōu)點，已成為管輸天然氣供應范圍以外城市的主氣源和過渡氣源。論述了液化天然氣氣化站的工藝流程、工藝設計要點和運行管理措施。

關鍵詞：LNG氣化站；工藝流程；工藝設計；運行管理

LNG(液化天然氣)已成為目前無法使用管輸天然氣供氣城市的主要氣源或過渡氣源，也是許多使用管輸天然氣供氣城市的補充氣源或調(diào)峰氣源。LNG氣化站憑借其建設周期短以及能迅速滿足用氣市場需求的優(yōu)勢，已逐漸在我國東南沿海眾多經(jīng)濟發(fā)達、能源緊缺的中小城市建成，成為永久供氣設施或管輸天然氣到達前的過渡供氣設施。國內(nèi)LNG供氣技術正處于發(fā)展和完善階段，本文擬以近年東南沿海建設的部分LNG氣化站為例，對其工藝流程、設計與運行管理進行探討。

1LNG氣化站工藝流程

1．1LNG卸車工藝

LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液化工廠運抵用氣城市LNG氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器對槽車儲罐進行升壓(或通過站內(nèi)設置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進行升壓)，使槽車與LNG儲罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG卸入氣化站儲罐內(nèi)。卸車結束時，通過卸車臺氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。

卸車時，為防止LNG儲罐內(nèi)壓力升高而影響卸車速度，當槽車中的LNG溫度低于儲罐中LNG的溫度時，采用上進液方式。槽車中的低溫LNG通過儲罐上進液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力，使卸車得以順利進行。若槽車中的LNG溫度高于儲罐中LNG的溫度時，采用下進液方式，高溫LNG由下進液口進入儲罐，與罐內(nèi)低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進液口進入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導致卸車困難。實際操作中，由于目前LNG氣源地距用氣城市較遠，長途運輸?shù)竭_用氣城市時，槽車內(nèi)的LNG溫度通常高于氣化站儲罐中LNG的溫度，只能采用下進液方式。所以除首次充裝LNG時采用上進液方式外，正常卸槽車時基本都采用下進液方式。

為防止卸車時急冷產(chǎn)生較大的溫差應力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應當用儲罐中的LNG對卸車管道進行預冷。同時應防止快速開啟或關閉閥門使LNG的流速突然改變而產(chǎn)生液擊損壞管道。

1．2LNG氣化站流程與儲罐自動增壓

①LNG氣化站流程

LNG氣化站的工藝流程見圖1。

圖1城市LNG氣化站工藝流程

②儲罐自動增壓與LNG氣化

靠壓力推動，LNG從儲罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然氣后供應用戶。隨著儲罐內(nèi)LNG的流出，罐內(nèi)壓力不斷降低，LNG出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常供氣操作中必須不斷向儲罐補充氣體，將罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)，才能使LNG氣化過程持續(xù)下去。儲罐的增壓是利用自動增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實現(xiàn)的。當儲罐內(nèi)壓力低于自動增壓閥的設定開啟值時，自動增壓閥打開，儲罐內(nèi)LNG靠液位差流入自增壓空溫式氣化器(自增壓空溫式氣化器的安裝高度應低于儲罐的最低液位)，在自增壓空溫式氣化器中LNG經(jīng)過與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣，然后氣態(tài)天然氣流入儲罐內(nèi)，將儲罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。利用該壓力將儲罐內(nèi)LNG送至空溫式氣化器氣化，然后對氣化后的天然氣進行調(diào)壓(通常調(diào)至0．4MPa)、計量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣。在夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達15℃，直接進管網(wǎng)使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季時氣化器出口2LNG氣化站工藝設計

2．1設計決定項目的經(jīng)濟效益

當確定了項目的建設方案后，要采用先進適用的LNG供氣流程、安全可靠地向用戶供氣、合理降低工程造價、提高項目的經(jīng)濟效益，關鍵在于工程設計[1]。據(jù)西方國家分析，不到建設工程全壽命費用1％的設計費對工程造價的影響度占75％以上，設計質(zhì)量對整個建設工程的效益至關重要。

影響LNG氣化站造價的主要因素有設備選型(根據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定)、總圖設計(總平面布置、占地面積、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是儀表選型)。

通常，工程直接費約占項目總造價的70%，設備費又占工程直接費的48％～50％，設備費中主要是LNG儲罐的費用。

2．2氣化站設計標準

至今我國尚無LNG的專用設計標準，在LNG氣化站設計時，常采用的設計規(guī)范為：GB50028—93《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》(2002年版)、GBJ16—87《建筑設計防火規(guī)范》(2001年版)、GB50183—2004《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》、美國NFPA—59A《液化天然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標準》。其中GB50183—2004《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》是由中石油參照和套用美國NFPA—59A標準起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA—59A標準。由于NF-PA—59A標準消防要求高，導致工程造價高，目前難以在國內(nèi)實施。目前國內(nèi)LNG氣化站設計基本參照GB50028—93《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》(2002年版)設計，實踐證明安全可行。

2．3LNG儲罐的設計

儲罐是LNG氣化站的主要設備，占有較大的造價比例，應高度重視儲罐設計。

2．3．1LNG儲罐結構設計

LNG儲罐按結構形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬/預應力混凝土儲罐3類。地上LNG儲罐又分為金屬子母儲罐和金屬單罐2種。金屬子母儲罐是由3只以上子罐并列組裝在一個大型母罐(即外罐)之中，子罐通常為立式圓筒形，母罐為立式平底拱蓋圓筒形。子母罐多用于天然氣液化工廠。城市LNG氣化站的儲罐通常采用立式雙層金屬單罐，其內(nèi)部結構類似于直立的暖瓶，內(nèi)罐支撐于外罐上，內(nèi)外罐之間是真空粉末絕熱層。儲罐容積有50m3和100m3，多采用100m3儲罐。

對于100m3立式儲罐，其內(nèi)罐內(nèi)徑為3000mm，外罐內(nèi)徑為3200mm，罐體加支座總高度為17100mm，儲罐幾何容積為105．28m3。

2．3．2設計壓力與計算壓力的確定

目前絕大部分100m3立式LNG儲罐的最高工作壓力為0．8MPa。按照GB150—1998《鋼制壓力容器》的規(guī)定，當儲罐的最高工作壓力為0．8MPa時，可取設計壓力為0．84MPa。儲罐的充裝系數(shù)為0．95，內(nèi)罐充裝LNG后的液柱凈壓力為0．062MPa，內(nèi)外罐之間絕對壓力為5Pa，則內(nèi)罐的計算壓力為1．01MPa。

外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定內(nèi)罐與絕熱材料，同時與內(nèi)罐形成高真空絕熱層。作用在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負壓。所以外罐為外壓容器，設計壓力為-0．1MPa。

2．3．3100m3LNG儲罐的選材

正常操作時LNG儲罐的工作溫度為-162．3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮對儲罐進行預冷[2、3]，則儲罐的設計溫度為-196℃2．4BOG緩沖罐

對于調(diào)峰型LNG氣化站，為了回收非調(diào)峰期接卸槽車的余氣和儲罐中的BOG(BoilOffGas，蒸發(fā)氣體)，或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖猓Ｔ贐OG加熱器的出口增設BOG緩沖罐，其容量按回收槽車余氣量設置。

2．5氣化器、加熱器選型設計

2．5．1儲罐增壓氣化器

按100m3的LNG儲罐裝滿90m3的LNG后，在30min內(nèi)將10m3氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的0．4MPa升壓至工作狀態(tài)的0．6MPa進行計算。據(jù)計算結果，每臺儲罐選用1臺氣化量為200m3/h的空溫式氣化器為儲罐增壓，LNG進增壓氣化器的溫度為-162．3℃，氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫度為-145℃。

設計多采用1臺LNG儲罐帶1臺增壓氣化器。也可多臺儲罐共用1臺或1組氣化器增壓，通過閥門切換，可簡化流程，減少設備，降低造價。

2．5．2卸車增壓氣化器

由于LNG集裝箱罐車上不配備增壓裝置，因此站內(nèi)設置氣化量為300m3/h的卸車增壓氣化器，將罐車壓力增至0．6MPa。LNG進氣化器溫度為-162．3℃，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145℃。

2．5．3BOG加熱器

由于站內(nèi)BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣，故BOG空溫式加熱器的設計能力按此進行計算，回收槽車卸車后的氣相天然氣的時間按30min計。以1臺40m3的槽車壓力從0．6MPa降至0．3MPa為例，計算出所需BOG空溫式氣化器的能力為240m3/h。一般根據(jù)氣化站可同時接卸槽車的數(shù)量選用BOG空溫式加熱器。通常BOG加熱器的加熱能力為500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時，將BOG用作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)。

2．5．4空溫式氣化器

空溫式氣化器是LNG氣化站向城市供氣的主要氣化設施。氣化器的氣化能力按高峰小時用氣量確定，并留有一定的余量，通常按高峰小時用氣量的1．3～1．5倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000m3/h計算，2～4臺為一組，設計上配置2～3組，相互切換使用。

2．5．5水浴式天然氣加熱器

當環(huán)境溫度較低，空溫式氣化器出口氣態(tài)天然氣溫度低于5℃時，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式天然氣加熱器，對氣化后的天然氣進行加熱[5、6]。加熱器的加熱能力按高峰小時用氣量的1．3～1．5倍確定。

2．5．6安全放散氣體(EAG)加熱器

LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點溫度為-161．5℃，常壓下儲存溫度為-162．3℃，密度約430kg/m3。當LNG氣化為氣態(tài)天然氣時，其臨界浮力溫度為-107℃。當氣態(tài)天然氣溫度高于-107℃時，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄走。當氣態(tài)天然氣溫度低于-107℃時，氣態(tài)天然氣比空氣重，低溫氣態(tài)天然氣會向下積聚，與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設置1臺空溫式安全放散氣體加熱器，放散氣體先通過該加熱器加熱，使其密度小于空氣，然后再引入高空放散。

EAG空溫式加熱器設備能力按100m3儲罐的最大安全放散量進行計算。經(jīng)計算，2．6調(diào)壓、計量與加臭裝置

根據(jù)LNG氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通常設置2路調(diào)壓裝置，調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器。

計量采用渦輪流量計。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計量泵為動力，根據(jù)流量信號將加臭劑注入燃氣管道中。

2．7閥門與管材管件選型設計

2．7．1閥門選型設計

工藝系統(tǒng)閥門應滿足輸送LNG的壓力和流量要求，同時必須具備耐-196℃的低溫性能。常用的LNG閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓調(diào)節(jié)閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門材料為0Cr18Ni9。

2．7．2管材、管件、法蘭選型設計

①介質(zhì)溫度≤-20℃的管道采用輸送流體用不銹鋼無縫鋼管(GB/T14976—2002)，材質(zhì)為0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無縫沖壓管件(GB/T12459—90)。法蘭采用凹凸面長頸對焊鋼制管法蘭(HG20592—97)，其材質(zhì)為0Cr18Ni9。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片，材質(zhì)為0crl8Ni9。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，材質(zhì)為0Crl8Ni9。

②介質(zhì)溫度>-20℃的工藝管道，當公稱直徑≤200mm時，采用輸送流體用無縫鋼管(GB/T8163—1999)，材質(zhì)為20號鋼；當公稱徑>200mm時采用焊接鋼管(GB/T3041—2001)，材質(zhì)為Q235B。管件均采用材質(zhì)為20號鋼的無縫沖壓管件(GB/T12459—90)。法蘭采用凸面帶頸對焊鋼制管法蘭(HG20592—97)，材質(zhì)為20號鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復合墊片(HG20629—97)。

LNG工藝管道安裝除必要的法蘭連接外，均采用焊接連接。低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復合聚乙烯絕熱管殼進行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。

2．7．3冷收縮問題

LNG管道通常采用奧氏體不銹鋼管，材質(zhì)為0crl8Ni9，雖然其具有優(yōu)異的低溫機械性能，但冷收縮率高達0．003。站區(qū)LNG管道在常溫下安裝，在低溫下運行，前后溫差高達180℃，存在著較大的冷收縮量和溫差應力，通常采用“門形”補償裝置補償工藝管道的冷收縮。

2．8工藝控制點的設置

LNG氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運行參數(shù)采集和自動控制、遠程控制、聯(lián)鎖控制和越限報警?？刂泣c的設置包括以下內(nèi)容：

①卸車進液總管壓力；

②空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；

③水浴式天然氣加熱器出氣管壓力與溫度；

④LNG儲罐的液位、壓力與報警聯(lián)鎖；

⑤BOG加熱器壓力；

⑥調(diào)壓器后壓力；

⑦出站流量；

⑧加臭機(自帶儀表控制)。

2．9消防設計

LNG氣化站的消防設計根據(jù)CB50028—93《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》(2002年版)LPG部分進行。在LNG儲罐周圍設置圍堰區(qū)，以保證將儲罐發(fā)生事故時對周圍設施造成的危害降低到最小程度。在LNG儲罐上設置噴淋系統(tǒng)，噴淋強度為0．15L/(s·m2)，噴淋用水量按著火儲罐的全表面積計算，距著火儲罐直徑1．5倍范圍內(nèi)的相鄰儲罐按其表面積的50％計算。水槍用水量按GBJ16—87《建筑設計防火規(guī)范》(2001年版)和GB50028—93《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》(2002年版)選取。

3運行管理

3．1運行基本要求

LNG氣化站運行的基本要求是：①防止LNG和氣態(tài)天然氣泄漏從而與空氣形成爆炸性混合物。②消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件，按規(guī)范要求對LNG工藝系統(tǒng)與設備進行消防保護。③防止LNG設備超壓和超壓排放。④防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對工藝系統(tǒng)的危害及對操作人員的冷灼傷。

3．2工藝系統(tǒng)預冷

在LNG氣化站竣工后正式投運前，應使用液氮對低溫系統(tǒng)中的設備和工藝管道進行干燥、預冷、惰化和鈍化。預冷時利用液氮槽車閥門的開啟度來控制管道或設備的冷卻速率≤1℃/min。管道或設備溫度每降低20℃，停止預冷，檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設備的位移。預冷結束后用LNG儲罐內(nèi)殘留的液氮氣化后吹3．3運行管理與安全保護

3．3．1LNG儲罐的壓力控制

正常運行中，必須將LNG儲罐的操作壓力控制在允許的范圍內(nèi)。華南地區(qū)LNG儲罐的正常工作壓力范圍為0．3～0．7MPa，罐內(nèi)壓力低于設定值時，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進行增壓。增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定，增壓上限由自增壓閥的自動關閉壓力確定，其值通常比設定的自增壓閥開啟壓力約高15％。例如：當LNG用作城市燃氣主氣源時，若自增壓閥的開啟壓力設定為0．6MPa，自增壓閥的關閉壓力約為0．69MPa，儲罐的增壓值為0．09MPa。

儲罐的最高工作壓力由設置在儲罐低溫氣相管道上的自動減壓調(diào)節(jié)閥的定壓值(前壓)限定。當儲罐最高工作壓力達到減壓調(diào)節(jié)閥設定開啟值時，減壓閥自動開啟卸壓，以保護儲罐安全。為保證增壓閥和減壓閥工作時互不干擾，增壓閥的關閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊，應保證0．05MPa以上的壓力差?？紤]兩閥的制造精度，合適的壓力差應在設備調(diào)試中確定。

3．3．2LNG儲罐的超壓保護

LNG在儲存過程中會由于儲罐的“環(huán)境漏熱”而緩慢蒸發(fā)(日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分數(shù)≤0．3％)，導致儲罐的壓力逐步升高，最終危及儲罐安全。為保證儲罐安全運行，設計上采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報警手動放散、安全閥起跳三級安全保護措施來進行儲罐的超壓保護。

其保護順序為：當儲罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設定開啟值時