LNG的基础知识

1、所谓LNG是英文Liquefied Natural Gas的缩写，中文译为液化天然气。

 LNG是天然气经过净化之后，通过压缩升温，在混合致冷剂的作用下，冷却移走热量，并除去其中的氮气、二氧化碳、固体杂质、硫化物和水，再节流膨胀而得到一162℃的以液态形式存在的LNG。经过这一过程，天然气体积缩小了600倍。

2、LNG主要成分是甲烷（CH4含量75%-99% ），无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积为同量气态天然气体积的1/625,其质量仅为同体积水的45%左右。LNG的燃点为650℃,着火点较高，所以更难点燃；LNG的爆炸极限为5-15%，且气化后密度很低，只有空气的一半左右，即使稍有泄漏，也会立即挥发扩散，在非受限空间内燃烧、爆炸的可能很低，安全性好。

3、Nm3(标准立方米)：是指在0摄氏度1个标准大气压（101.325kPa）下的气体体积。

4.1 LNG为低温液体，温度在-162℃～-140℃左右，气液体积比为600:1，LNG的爆炸极限为5-15%。 天然气属于易燃易爆气体，泄漏时与空气混合达到爆炸极限后，若遇明火或静电可能引起燃烧和爆炸。

LNG加气站是LNG的储存和经营的场所。物料具有低温深冷性、易燃易爆特点，而且低温装置的工艺操作条件苛刻性，站址周围环境的复杂性，因此，LNG加气站安全生产非常重要。

4.2 员工安全须知：

1严禁在站内吸烟及携带火种、易燃易爆物品、有毒易腐蚀物品入站。

2必须穿公司统一制作的防静电工作服上岗，不准穿带钉鞋，拖鞋及高跟鞋上岗，不准班前饮酒

3不准乱动与自己无关的设备、阀门、仪表、电器及消防设施。

4卸液作业过程中，运行操作人员不准擅自离开现场，必须在现场监护，发现问题及时处理。

5雷雨天气禁止进行卸车作业和放空作业，卸车和放空时，无关人员禁止进入现场。

6遇到重大紧急情况，应及时拨打119和向公司领导汇报。

7不准占用、借用、挪用、堵塞或损坏站内各种防爆设施、消防器材及抢险物资

8严禁未按规定办理用火手续，在站内进行施工用火或生活用火。

9未经批准严禁各种机动车辆进入罐区及易燃易爆区。

10 严禁在卸车区、储罐区、作业区用易产生火花的工具敲打、撞击作业。

4.3 低温伤害：LNG储存和运营过程中，物的不安全状态主要包括LNG的易燃易爆性和低温特性。其中涉及到人身安全主要包括LNG泄漏对人体的低温灼烧，冷蒸汽云造成的冷麻醉，以及窒息、触电伤害等其他伤害。

低温过冷危害性：LNG的储存温度为-162℃，发生泄漏后的射流或冷蒸汽云，会使接触到的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩。

4.4窒息性：LNG低温易挥发，如果泄漏，随着LNG蒸发气浓度的不断提升，当空气中的甲烷浓度达到10%时，就会使人感到氧气不足；达到25-30%时，可使人产生头痛、头晕、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精神动作障碍灯状况；达到30%以上时可使人因缺氧而导致昏迷或窒息。因此，吸入LNG蒸发气后应马上远离该区域。

4.5操作人员由于不慎使皮肤和眼睛接触到LNG，将会造成类似于烫伤的冻伤。因此，操作人员在作业过程中，尤其在连接和断开管线接头和加气枪接头时，更应穿戴工服和防护镜。小心操作防止LNG的溢出、散落和泄露。在任何可能接触LNG液体、气体和低温设备管线的场所，都要注意保护眼睛和皮肤，避免与其相接触。在加气的过程中，应戴干净的易于脱掉的保暖手套，穿长袖子的上衣和宽口的长裤，并且应使裤口将鞋子掩盖起来。

如果操作人员的皮肤和眼睛不慎接触到LNG液体和气体，应将与LNG接触的部位浸泡在温水中。绝对不能使用温度很高的热水。请医生迅速检查冻伤的部位是否起泡或深度冻伤。

LNG加气站是一个压力储运系统，LNG可以汽化使系统压力升高。在松开检修部件之前，必须将所涉及到的设备管线降压隔离开，并且采用安全的方式将其内的LNG卸压放空。如果没有安全卸压排空LNG就开始作业，很可能造成人员伤亡。外围的阀门和法兰温度很低，人员在操作时，应注意穿戴相应的防护用品。因维修需要松动或打开系统某一部件时，必须将其内部的LNG卸压排空。切忌在管线内形成LNG的“死区”，例如两到阀门之间的管线，“死区”内封闭的LNG因吸收热量而汽化，造成管线超压而损害阀门和管道。

天燃气是易于燃烧的气体，因此在LNG的储运、生产作业区禁止吸烟、产生明火和使用非防爆的电器设备（例如使用手机）。避免使用生热和可能产生火花的非防爆工具，确实需要使用时，则需用便携式可燃气体检测仪先行检测，以确保安全。

GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》基础知识

4、

 5、   CNG加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设备与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于表4.0.8的规定。

表4.0.8          CNG工艺设备与站外建（构）筑物的安全间距（m）

注：1室外变、配电站指电力系统电压为35 kV～500kV，且每台变压器容量在10MV?A以上的室外变、配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。

2表中道路指机动车道路。油罐、加油机和油罐通气管管口与郊区公路的安全间距应按城市道路确定，高速公路、一级和二级公路应按城市快速路、主干路确定；三级和四级公路应按城市次干路、支路确定。

3 与重要公共建筑物的主要出入口（包括铁路、地铁和二级及以上公路的隧道出入口）尚不应小于50m。

4 储气瓶拖车固定停车位与站外建（构）筑物的防火间距，应按本表储气瓶的安全间距确定。

5 一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，站内CNG工艺设备与该民用建筑物的距离，不应低于本表规定的安全间距的70%。

6、  加气站、加油加气合建站的LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于表4.0.9的规定。

         表4.0.9  LNG设备与站外建（构）筑物的安全间距（m）

注：1室外变、配电站指电力系统电压为35 kV～500kV，且每台变压器容量在10MV?A以上的室外变、配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。

2表中道路指机动车道路。油罐、加油机和油罐通气管管口与郊区公路的安全间距应按城市道路确定，高速公路、一级和二级公应路按城市快速路、主干路确定；三级和四级公路应按城市次干路、支路确定。

3  埋地LNG储罐、地下LNG储罐和半地下LNG储罐与站外建(构)筑物的距离，分别不应低于本表地上LNG储罐的安全间距的50%、70%和80%，且最小不应小于6m。

4  一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，站内LNG设备与该民用建筑物的距离，不应低于本表规定的安全间距的70%。

5  LNG储罐、放散管管口、加气机、LNG卸车点与站外建筑面积不超过200m²的独立民用建筑物的距离，不应低于本表的三类保护物的安全间距的80%。

7、

ü  车辆入口和出口应分开设置。：

ü  站内的道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m。

ü  加油加气作业区内的停车位和道路路面不应采用沥青路面。

8、天然气进站管道宜采取调压或限压措施。天然气进站管道设置调压器时，调压器应设置在天然气进站管道上的紧急关断阀之后。

9、天然气进站管道上应设计量装置。计量准确度不应低于1.0级。体积流量计量的基准状态，压力应为101.325kPa，温度应为20℃。

10、地上LNG储罐等设备的设置，应符合下列规定：

1  LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径的1/2，且不应小于2 m。

2  LNG储罐组四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。

3  防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG储气瓶（组）或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。

11、LNG储罐阀门的设置应符合下列规定：

1  储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中，1个应为备用。安全阀的设置应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。

2  安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。

3  与LNG储罐连接的LNG管道应设置可远程操作的紧急切断阀。

4  与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。（2014版删除）

5  LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。

12、  L-CNG系统采用柱塞泵输送LNG时，柱塞泵的设置应符合下列规定：

1  柱塞泵的设置应满足泵吸入压头要求。

2  泵的进、出口管道应设置防振装置。

3  在泵出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀。

4  在泵出口管道上应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。

（在泵出口管道上应设置压力检测仪表。压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。）----2014版

5  应采取防噪音措施。

13、 气化器的设置应符合下列规定：

    1  气化器的选用应符合当地冬季气温条件下的使用要求。

    2  气化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍。

3  高压气化器出口气体温度不应低于5℃。

4  高压气化器出口应设置温度计。（高压气化器出口应设置温度和压力检测仪表，并应与柱塞泵连锁。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。）-------2014版

14、加气机不得设置在室内。

  LNG加气机应符合下列规定：

1  加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力。

2  加气机计量误差不宜大于1.5%。

3  加气机加气软管应设安全拉断阀，安全拉断阀的脱离拉力宜为400N～600N。

4  加气机配置的软管应符合本规范第9.2.2条的规定，软管的长度不应大于6m。

在LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。

  加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于0.5m

15、LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置，泄压排放的气体应接入放散管。

  LNG设备和管道的天然气放散应符合下列规定：

1  加气站内应设集中放散管。LNG储罐的放散管应接入集中放散管，其他设备和管道的放散管宜接入集中放散管。

2  放散管管口应高出LNG储罐及以管口为中心半径12m范围内的建（构）筑物2m及以上，且距地面不应小于5m。放散管管口不宜设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置。放散管底部应有排污措施。

3  低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散，放散天然气的温度不宜低于-107℃。

16、加油加气站的供电负荷等级可为三级，信息系统应设不间断供电电源。

17、加油加气站的电力线路宜采用电缆并直埋敷设。电缆穿越行车道部分，应穿钢管保护。

  当采用电缆沟敷设电缆时，加油加气作业区内的电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品、LPG、LNG和CNG管道以及热力管道敷设在同一沟内。

18、

加油岛、加气岛应高出停车位的地坪0.15m ~0.2m。

加油岛、加气岛两端的宽度不应小于1.2m。

19、焊接口射线检测时，射线检测技术等级不得低于  AB  级，探伤比例   100 %，合格级别   Ⅱ  ，探伤标准为 JB/T4730.2-2005        。

20、CNG管道系统的压力试验应以   洁净水（介质）进行，试验压力为设计压力的  1.5   倍，即  41.25  MPa。

21、LNG管道系统采用气压试验，试验压力应为设计压力

的  1.15  倍。且压力试验的环境温度不得低于  5  ℃

22、LNG 和CNG管道吹扫时宜采取空气吹扫，吹扫压力不得超过设备和管道系统的设计压力，空气流速不得小于  20  m/s。

23、当环境温度低于 5  ℃、相对湿度大于80%或在雨雪环境中，未采取可靠措施，不得进行防腐作业。

第二篇：LNG气化站操作人员基础 培训材料

LNG气化站操作人员

培训材料

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审核

批准

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LNG气化站操作人员培训材料

一、 天然气的组成和分类

天然气是指在不同地质条件下生成、并以一定压力储集在地下构造中的气体。它们埋藏在深度不同的地层中，通过井筒引至地面，大多数气田的天然气是可燃性气体，主要成分是气态烃类，还含有少量非烃气。但也有的天然气非烃气体含量相当高。

（一）、天然气的组成

1、烷烃 通式为CnH2n+2，是目前已以现的大部分天然气的主要成分。烷烃是饱和的脂肪族链状烃类化合物。在常压20℃时，甲烷、乙烷、丙烷、丁烷为气态，戊烷以上到C17H36为液态，C18H38以上为固态。在天然气中可能存在的烷烃有CH4～C7H16（甲烷～庚烷）。在烃类同系物中存在着同分异构现象，如正丁烷和异丁烷。它们有相同的化学成分组成和相同的分子量，由于分子排列结构不同，故性质不相同。但是可以用合适的物理和化学方法将它们分离成丁烷。

2、稀烃 通式为CnH2n，是不饱和的脂肪族链状烃类，在大部分天然气中有可能存在，天然气中有可能存在的烯烃有乙稀、丙稀、丁烯。

3、环烷烃 通式为CnH2n，这种饱和的环状烃类也有可能存在于天气中，但含量非常少。典型的环状烃有环戊烷、环已烷。

4、芳香烃 是一种不饱和的环状烃类，在天然气中可存在有甲苯、二甲苯、三甲苯、乙苯、乙基甲苯和丙苯。虽然在天然气中芳香烃含量很少，但它在天然气加工过程中很难除去。

5、非烃类 天然气中含有的非烃气体有氮气、二氧化碳、硫化氢、 2

氦气、氩气、水蒸气，还有硫醇、硫醚、二硫化碳等有机硫化物。这些组分的含量因气田不同而有很大变化。

6、其它化合物 多硫化氢在一些含硫天气田中存在比较多，但当气温度和压力降低后，多硫化氢就分解成硫化氢和硫磺。结果，硫磺沉积在油管、井口、矿井设备、集气系统中，有时还会被带到气体加工厂，因此在天然气加工过程中脱硫是一个重要的环节。

（二）、天然气的分类

不同类型的天然气，加工方法也不同，因此对目前已发现的天然气，一般根据其矿藏特点和气体组成进行分类。

1、 根据矿藏特点分类

天然气可分为伴生气和非伴生气。伴生气是伴随着原油共生，与原油同时被采出；非伴生气包括纯气田天然气和凝析气田天然气，两者在地层中均为气相。凝析气田天然气由井口流出后，经减压、降温、分离为气液两相。气相经净化后，成高商品天然气，液相凝析液主要是凝析油。纯天然气的主要成分是甲烷，还有少量的乙、丙、丁烷和非烃所气体。凝析天然气除含有甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙、丁烷及戊烷以上烃类气体、芳香烃、天然气汽油、柴油等。原油伴生气的组成和分去凝析油以后的凝析气田天然气相类似。

2、 根据天然气组成分类

天然气可分为干气、湿气、贫气、富气，也可分为酸性天然气和洁气等。定义如下：

干气——每一基方天然气中C5 以上重烃液体含量低于13.5cm3； 3

湿气——每一基方天然气中C5 以上重烃液体含量超过13.5cm3； 富气——每一基方天然气中C3 以上重烃液体含量超过94cm3； 贫气——每一基方天然气中C3 以上重烃液体含量低于94cm3； 酸性天然气——含有显著的硫化氢和二氧化碳等酸性气体，需要进行净化处理才能达到管输标准的天然气。

洁气——硫化氢和二氧化碳含量甚微，不需要进行净化处理的天然气。

二、 对商品天然气的气质要求

1、 热值 此项要求主要是控制氮气、二氧化碳等不可燃组的含量。

一般要求商品天然气低热值不低于8400kcal/Nm3，高热值不低于8900kcal/Nm3。

2、 含硫量 主要控制天然气的腐蚀性和对大气的污染，常以硫化

氢含量或无机硫加有机硫的含量表示。一般要求硫化氢含量不高于6~24mg/Nm3，硫含量在24~480mg/Nm3。

3、 最高输送温度 天然气的输送温度对管线的强度、内外涂层、

阴极保护都有一定的影响，一般规定不超过49℃。

4、 水汽含量 以单位体积天然气的水汽含量或在规定压下最大允

许水露点表示。天然气水露点一般要求比输气管线可能达到的最低温度低5~6℃。

5、 烃露点 为避免天然气中重烃凝析，一般要求烃露点不高于

-9℃。

三、 液化天然气

4

（一）、天然气的加工

作为液化天然气的加工，首先要对开采的天然气进行脱硫、脱碳、脱水和分离重烃与先杂质等，以免这些杂质腐蚀设备、管道，在低温下冰堵设备和管道。

1、 天然气脱水

脱水的目的就是使天然气中水的露足够降低，从而防止低温下水冷凝、冻结及水合物的开成。自地层中采出的天然气中，一般都含有大量的饱和水蒸汽即水汽。水汽是天然气中有害的组分。天然气中水汽的存在，减小了图形气管道对其它有效组分的输送能力，降低了天然气的热值。另外，若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在设备、管道中。为了避免天然气中由于水的存在造成堵塞现象，通常须在高于水合物形成温度时就将原料气的游离水脱除，使其露点达到-100℃以下。目前，常用的天然气脱水方法冷却法、吸收法和吸附法。

①、冷却脱水 冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水。此法只适用于大量水分的粗分离。

②、吸收脱水 吸收脱水是用吸湿性液体吸收的方法脱除天然气中的水蒸气。主要是利用天然气中的水汽吸湿甘醇水溶液的方法进行脱水。

③、吸附脱水 吸附脱水是利用固体的吸附效应特点来进行脱除天然气中的水蒸气的。主要有活性氧化铝、硅胶和分子筛等固体介质。 5

2、 天然气脱硫、脱碳

在天然气开采中，往往还有一些酸性气体。这些酸性气一般是硫化氢、二氧化硫、二氧化碳等气相杂质。这类物在液化天然气的收集、加工、液化、储存、运输、气化等过程中极易硫酸物和碳酸物，对天然气全过程装置危害很大，所以必须对其进行脱除，常见的脱硫脱碳的方法有化学吸收法、物理吸收法、联合吸收法、直接转化法、非再生性法、膜分离法和低温分离法等。

①、化学吸收法 靠酸碱反应吸收酸气，升温脱出酸气； ②、物理吸收法 靠物理溶解吸收酸气，闪蒸脱出酸气； ③、联合吸收法 兼有化学及物理吸收法二者的优点；

④、直接转化法 靠氧化还原反应将硫化氢氧化为元素硫回收； ⑤、非再生性法 利用氧化锌、醋酸锌及水的混合物作脱硫剂； ⑥、膜分离法 靠气体中各个组分渗透速度不同而分离； ⑦、低温分离法 靠低温分流而分离二氧化碳。

（二）、液化天然气的加工

液化天然气的加工流程有不同的型式，但一般可分为以下三种主式：

1、 级联式液化流程

是由三级独立的的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、和甲烷。级联式液化流程中较低温度级的循环，将热量转移给相邻的较工温度级的循环。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷 6

循环为天然气提供冷量。

2、 混合制冷剂液化流程

制冷循环中制冷剂常由氮气、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷组成。天然气依次流过若干个换热器后，温度逐渐降低，大部分天然气被液化，最后节流后在常压下保存。

3、 膨胀机的液化流程

天然气膨胀液化流程是指直接利用高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到输出管力而使天然气液化的流程。

四、 LNG气化站

LNG气化站是一个集液化天然气的中转、接收、储存、分配、汽化、管网和用户为一体的具有综合性功能的燃料气站。LNG有利于储存和运输，但最终使用还是要使其转化成气态天然气。在汽化的过程中需要吸收大量的热量，而LNG的冷量也可以有效地被利用。由于LNG本身具有易燃、易爆，而且还属于超低温介质，它虽然给人类的正常活动带来一定便利，同时也带来一定的不安全因素，因此，对LNG气化站的建设、管理、运行等方面都有一定的特殊要求。

（一）、LNG气化站的建设

1、站址选择

LNG汽化站的建设一方面要考虑城市的总体规划和合理布局，另一方面也应考虑到有利生产、方便运输、保护环境。不但要考虑到完成当前的生产任务，而且要考虑将来的发展。因此在站址选择上应考虑以下问题：

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①、站址应选在城镇和居民区的全年最小风向的上风侧。若必须在城市建站时，应尽量远离人口稠密区，以满足卫生和安全的要求。 ②、考虑汽化站的供电、供水和电话通信网络等各种条件，站址选在成市边缘为宜。

③、站址至少要有一条全天候的汽车公路。

④、汽化站应避开油库、桥梁、铁路枢纽、飞机场等得要战略目标。 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0.5米以上。

⑥、应考虑站址的地质条件，避免布置在滑坡、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。

⑦、应考虑将来的发展，避免一地重复建设，因此要留二期甚至三期的扩建余地。

2、站区区域化分

一般站区大致可分为：卸车区、贮罐区、气化区、附属用房、综合办公楼、门卫地磅、消防设施。

①、卸车区 LNG槽车卸、装区域。设有若干个卸车台；若干个卸车增压器、一个LNG槽车回转场、有的站还设有一组杜瓦瓶充装台； ②、贮罐区 存贮LNG区域。设有贮罐若干个、贮罐增压器若干个； ③、气化区 LNG汽化区域。设有两组汽化器、水浴式加热器、BOG缓冲罐、BOG加热器、EAG加热器、调压、流量、加臭等设施； ④、附属用房 站区辅助生产功能区域。设有热水锅炉房、水泵房、 8

发电机房、空压机房、氮气瓶组房、配电房；

⑤、综合办公楼 站区生产管理区域，设有办公室、自控室、休息室、检修间、材料库等；

⑥、门卫、地磅 站区保卫、LNG槽车过磅区域。设有安全保卫值班室、接待来客登记台、60吨电子地磅一个；

⑦、安全消防设施 设有消防水池或高位水箱、消防泵房、消防通道、各类消防设备、贮罐区设有防液堤、生产区外围设有防火墙、生产区各点设有可燃气体报警探头、各主要生产设备和工艺管线设有自动安全放空、手动安全放空、自动紧急切断等装置。

3、 其它要求

①、贮罐区防液堤 它所围成的体积必须大于所有贮罐能够盛装LNG体积之和；围堰四周距贮罐应该是等距离；为避免围堰的排水系统排放LNG，应采用重力排水液封LNG装置；围堰墙体要能够承受在事故状态下的热力与机械应力和载荷。

②、其它设备 空温式汽化器必须要有两组相互切换；BOG气体必须经过加热器加热后才能回收利用；EAG气体必须经过加热后才能排放；放散塔前必须加阻火器。

（二）、LNG汽化站工艺操作

一般LNG汽化站的工艺过程是：LNG槽车通过卸车台的增压器增压，使槽车中LNG的静压力大于LNG贮罐的静压力，利用两者的压差，通过卸车台的进液管，将槽车中LNG送至LNG贮罐；再通过LNG贮罐的液柱高度所形成的静压力，或者使用LNG贮罐增压器将 9

贮罐增压，使得贮罐中的LNG具有一定的静压力，通过LNG贮罐出液管进入空温式汽化器；LNG进入汽化器后，汽化器通过接受大气中的热量，将汽化器中低温的LNG汽化成常温气态的天然气；常温的天然气再通过调压、计量、加臭后送出站区外管网。

1、 LNG卸车工艺操作

①、卸车准备：槽车进站排气筒带防火罩；连接槽车防静电安全线；连接槽车与卸车台金属软管；打开车载气动引气阀；气动打开车载增压液相、出液、增压气相三道切断阀。

②、卸车台阀前置换：打开卸车台增压器液相进口阀、气相出口阀、BOG管端阀；打开槽车增压液相手动阀；打开槽车气相手动放空阀，30秒钟后关闭；打开BOG管端阀前与进液管阀前连通阀，打开槽车出液管手动放空阀，10秒钟后关闭。

③、槽车增压：关闭BOG管阀前与进液管阀前连通阀；打开槽车气相手动阀；使槽车压力增至0.5~0.7MPa；当槽车压力增至0.7MPa时，关闭增压器进液阀。

④、贮罐进液：关闭卸车台BOG管端阀前与进液管阀前连通阀；打开贮罐上进液根部阀；打开贮罐区进液总管至贮罐上进液连通阀；打开槽车出液手动阀；最后打开卸车台进液管端阀；当确认LNG已经从贮罐上进液开始进液时，打开贮罐区进液总管至贮罐下进液连通阀；再打开贮罐下进液根部阀。

⑤、卸车收尾：当槽车压力急速下降时，关闭贮罐下进液根部阀；当槽车压力接近贮罐压力时，关闭槽车出液手动阀；关闭槽车液相增压 10

手动阀；关闭槽车气相手动阀；关闭卸车台进液管端阀；打开卸车台BOG管端阀前与进液管阀前连通阀；打开进液管阀前手动放空阀；确认卸台阀前全部排完后，关闭进液管阀前手动放空阀。

⑥、卸车经束：拆除三条金属软管；连接槽车三个接口的盲板；卸除与槽车连接的防静电安全线；当槽车开出站区后，摘除槽车排气筒防火罩。

2、 贮罐运行工艺操作

①、贮罐出液：当贮罐液位较高时（液位在二分之一以上贮罐高度）、压力较高时（贮罐压力高于0.35MPa），首先打开贮罐出液管至汽化器的沿线阀，再打开贮罐出液根部阀。

②、贮罐增压出液：当贮罐液位较低时（液位在二分之一以下贮罐高度）、压力较低时（贮罐压力低于0.35MPa），就必须给贮罐增压出液。首先打开除贮罐下进液根部阀以外所有增压系统阀，最后打开贮罐下进液根部阀。当贮罐液位降至封头以下时，关闭贮罐下进液根部阀，贮罐压力降至0.35MPa，关闭贮罐出液阀根部阀。

③、出液倒罐 在贮罐出液过程中，当一个贮罐液位降至封头以下时，必须先打开另一个液位比较高的贮罐出液根部阀，再关闭贮罐液位比较低的出液根部阀。

④、贮罐倒液 根据生产需要，要求将一个贮罐的液体倒至另一个贮罐，此时必须进行倒罐。先给出液贮罐增压，同时使进液贮罐降压，因此，必须打开进液贮罐BOG手动阀。当出液贮罐压力大于进液贮罐压力在0.2MPa时，首先打开进液贮罐的上进液根部阀，再打开进 11

液贮罐上进液与进液总管联通阀，再打开出液贮罐下进液与进液总管联通阀，最后打开出液贮罐下进根部阀。当确认进液贮罐上进液已经开始进液时，打开进液贮罐下进液与进液总管联通阀，最后打开进液贮罐下进液根部阀。当贮罐倒液结束时，首先关闭进液贮罐下进液根部阀，再关闭出液罐下进液根部阀，随后打开贮罐区进液总管和出液总管联通阀。

⑤、出液冷管 为了达到在每次LNG槽车卸液时无须预冷系统进液总管，在不卸液的情况下，采取贮罐出液时打开贮罐区进液总管与出液总管联通阀和打开卸车区进液总管至汽化区进液总管的液相回流阀进行出液。

⑥、低液位贮罐增压 当贮罐液位较低而仍然需要出液时，由于液位压差较小不易增压，此时首先打增压系统阀后，可关闭贮罐增压器气相阀，打开贮罐增压器气相出口手动放空阀进行短时间、微量放空。当认确认增压液体进入增压器时，关闭手动放空阀，并立即打气相阀进行增压。

3、 汽化器运行操作

一般汽化器分两组相互切换操作。如果供气量比较小时，采用手动开关阀门切换汽化器。切换时间主要是根据汽化器的结霜情况，当一组汽化器第一道竖向翅片全部结霜后，才需要进行切换，否则不必切换。如果供气量比较大，可起用自控系统中切断阀定时切换。为避免切断阀开启次数太多，尽可能设定8小时以上切换。切记，启用自动切换时，两组汽化器进液手动阀门必须是开启状态。

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4、 调压站运行操作

为了能够确保调压站后管网压力稳定，站前压力必须比站后压力大0.1MPa；当供气量小是时，静态调整站后压力增加0.03MPa；当供气量大时，静态调整站后压力增加0.05MPa；如果站前站后压力小于0.1MPa，就必须给出液贮罐增压而增加出液量或者两个以上贮罐同时出液；当调压器出现故障需要检修时，打开旁路阀门进行调压，在调压器修好之前，操作人员必须始终在旁路阀门附近看着站后压力随时开关。

（三）、LNG汽化站工艺设备

LNG汽化站工艺设备主要包括：贮罐、汽化器、BOG缓冲罐、卸车增压器、贮罐增压器、水浴式加热器、BOG加热器、EAG加热器、加臭机、阻火器、放散塔、空压机、氮气瓶组、发电机及安全消防设备等。

1、 固定式LNG贮罐

固定式LNG贮罐的特点是低温、隔热，并且具有抗震、风、雪等自然灾害的能力。罐体为双金属结构，内层为0Cr18Ni9的高合金奥氏体不锈钢，低温界定是-196℃，高温界定是700℃，直接与LNG接触。外层为16MnR的低合金中强度压力容器用钢，也是贮罐承压的强度元件。夹层为高真空和填充珠光砂绝热材料，真空度为5Pa以内，绝热材料的导热系数小于0.025W/m·k·s。贮罐接管有：上进液接管、下进液接管、出液接管、气相接管、溢流口、压力表接口、液位表接口、真空阀口。

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2、 固定式LNG空温式汽化器

固定式LNG空温式汽化器是将液态天然气转化为气态天然气的关健主要设备，该设备结构简单、是由铝合金管和铝合金轴向翅片组成。翅片通过接收大气中热量传递给管内的LNG并使其汽化，其特点是：换热面积大、节能效率高、材料塑性好，是目前LNG汽化站最为理想的汽化设备。

3、 BOG缓冲罐

BOG缓冲罐主要作用是回收LNG汽化站在正常运行、卸车、倒罐、卸压等中所产生的多余的、具有一定压力的、可以回收的天然气，其次是平衡系统压力、稳定操作压力的重要设备。该设备材质为16MnR压力容器中强度用钢。

4、 卸车增压器和贮罐增压器

为了能够使槽车里的LNG顺利卸入贮罐，就必须通过卸车增压器给槽车增压，为了能够使贮罐的LNG顺利流向汽化器进行汽化，就必须给贮罐增压。增压器结构、材质、原理同空温式汽化器相同，所不同的是产生的气相介质分别给槽车增压和给贮罐增压。

5、 水浴式加热器

水浴式加热器是对空温式加热器的补充。当空温式汽化器满足不了天然气的出站温度时，就必须开启水浴式加热器。水浴式加热器是属管壳式换热器的一种，是用热水或冷水对天然气进行继续加热或冷却的一种附加设备。

6、 BOG加热器和EAG加热器

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BOG加热器和EAG加热器的主要作用是把能够回收的低温天然气和不能回收的低温天然气，进行加热后进行回收和排放。加热器的材质、结构、原理同空温式气化器相同。

7、 加臭机

因为天然气属于无色、无味、无毒的氢类物质，如果有泄漏，人体功能不法判断。因此必须在天然气中通过加臭机加一定量的具有刺鼻气味的四氢噻酚，添加量为每标准立方米天然气添加量为25毫克四氢噻酚。

8、 阻火器

为防止系统在放空过后，放空管线倒灌空气而带来的危险而设置的专用设备，设置在放散总管后放散塔前。

9、 放散塔

为了确保站区安全，要求站区所有低温、常温手动和自动安全排放全部集中到放散塔进行排放，并且要求放散塔高于站区所有建筑物、构筑物、设备，同时要求放散塔设置在本地区主导风向的下风头。

10、 空压机

空压机所产生的带有一定压力的仪表空气，主要用于站区紧急切断阀的动力执行机构。

11、 氮气瓶组

主要用于卸车阀前吹扫和置换，也可用在紧急切断阀的动力执行机构。

12、 发电机

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当外供电出现故障停电时，自控系统有UPS备用电源可以维持半个小时的站区用电，因此，半个小时内必须使用发电机发电供站区使用和满足消防用电。

13、 安全、消防设施

为了确保站区的安全稳定运行，站区安全消防的设施有：安全阀、压力表、液位表、防爆板、紧急切断阀、控制阀、EAG加热器、泄漏检测报警探头、阻火器、放散塔、避雷塔、防静电接地网、管道跨接、法兰跨接、防液堤、防火墙、消防通道、消防水池、消防水管网、消防泵、贮罐喷淋、消防水炮、消防结合器、消防水枪、干粉灭火器、便携式可然气体检测仪等。

五、 LNG气化站的三种危险品介质

LNG气化站供有三种危险品介质：液化天然气（LNG）、天然气（NG）、四氢塞吩（C4H8S）。要求管理人员和操作人员必须认识到位。

1、 液化天然气（LNG）

组分（以新疆广汇液化厂的LNG组分为例）：甲烷82.3%，乙烷11.2%，丙烷4.6%，氮气0.8%，其它惰性气体1.1%；沸点-162℃；燃点650℃；密度486.28kg/m3；气液比560.207（0℃），601.248（20℃）；蒸发潜热489.31KJ/Kg；相对密度0.675。

液化天然气（LNG）属于液化烃，火灾危险性分类为甲A类。 LNG一旦从贮槽或管道中泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸汽，乘下的泄漏到地面，立即沸腾，同周围空气混合成冷蒸汽雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后成云。

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2、 天然气（NG）

常温下天然气比空气轻，在空气可迅速扩散。低温天然气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引起回燃。在遇到明火、高热易引起爆燃，属于易燃易爆物质，其主要成分为甲烷。火灾危险性分类为甲A气体。引燃温度：482~632℃；爆炸极限：4.9～15.0%（体积浓度）。天然气火灾危险性分类为甲A类气体，主要灭火方法为切断气源。天然气火灾特点为：

①、爆炸危害性大：由于天然气中主要成分为甲烷，天然气与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到明火或高温即可发生爆炸，一旦爆炸就会酿成较大事故；

②、火焰温度高、辐射热强：由于甲烷在烃类物质中氢含量最高，因此热值也就最大，而且燃烧速度也是最快的；

③、易形成大面积火灾：由于甲烷在烃类物质中分子量最小，因此它在空气中扩散速度最快，易造成大面积火灾；

④、具有复燃、复爆性：当天然气火灾发生及时扑灭后，未燃烧完的天然气及产生复燃、复爆。

3、 四氢塞吩

四氢塞吩是天然气行业中广泛使用的燃气气味添加剂，按照《燃规》要求，天然气供应必须添加臭剂，以使泄漏时能被迅速发觉。四氢塞吩为无色透明状液体，具有刺鼻的恶臭气味，几乎不溶于水，其主要性质为：闪点大于18℃；沸点120.9℃；爆炸极限1.1～12.1%；比重0.9987。四氢塞吩火灾危险性分类为甲B类液体。

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六、 LNG气化站操作注意事项：

1、要禁止出现低温管道液封现象，液封就是两端封死的一段液相管道。由于LNG的气液比为600多倍，如果滞流在一段管道中的LNG在一定的时间内气化体积增加到600多倍，也就是说管道内压力增加600多倍。因此管道液封会给安全生产带来极大的威胁。因此一条液相管线只能关一道阀门，阀门两端必须与系统或设备相通；

3、 阀门开关要明确顺序，开阀门时，从介质流向的末端开至介质

流向的首端，关阀门时要从介质流向的首端关至介质流向的末端；

4、 低温阀门在打开时，一是要慢，二是全开后手轮一定要回半圈；

5、 LNG贮罐运行时要掌握好高液位低压力、低液位高压力的原

则；

6、 槽车和贮罐增压时一定要控制液相阀门，不要控制气相阀门；

7、 在不卸车的情况下，要打开进出液总管联通阀，确保进出液总

管始终处于冷态；

8、 在用气量不大的情况下，气化器不易采用自动切换，应该手动

切换；

9、 为确保出站压力稳定，调压站进出压差不得小于0.1Mpa；

10、 在开启贮罐下进液阀，不要关闭贮罐上进液；

11、 在操作中，不管气相还是液相在倒罐中必须先开后关；

12、 在卸车过程中要及时清扫卸车增压器翅片上的冷霜；

13、 下雨天气要增加气化器的切换频率，避免顶部结冰砸坏下部连 18

接板；

14、 如果发现贮罐外壁有结露、结冰、结霜、变形等现象，用手触

摸罐体感到冰凉，或者罐内压力升高较快，都说明贮罐真空度出现问题，因此应立即通知上级有关部门；

15、 操作人员在站区巡检时，除了正常记录外，一定要集中精力，

多看、多听、多想。

16、 LNG槽车虽然不是站区操作人员操作，但是对于它的操作是听

从站区操作人员的指挥而操作的，因此必须熟练掌握槽车结构和操作过程。

20xx年12月30日

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