关于LNG点供模式的介绍

1、关于LNG瓶组点供模式的介绍LNG瓶组点式供气作为新兴的供气模式，具有投资少、占地小、投产快、安全性高等特点，近年来，受到越来越多燃气用户和企业的认可，其设备及技术也在逐步发展与创新，下面对LNG点供进行简要介绍：主要类型：类型参数配置瓶组式气化站罐式气化站小时供气量50500 Nm³/h100500 Nm³/h单瓶/罐存储量约110 Nm³（210L）约110011000 Nm³储存设备容积175450L2m³20m³充装方式到充装站充装移动加液车或高压槽车出口压力13 Bar或其他13 Bar或其他应用领域农村家庭、小型别墅取暖做

2、饭；小型酒店、商场小型工厂、中型别墅取暖做饭；中型酒店、商场设备优点供气灵活快捷，可进入密集型区域供气；设备集成度高，占地面积小；低压运行，安全可靠。一体化设计，集成度高，占地面积小；搬运、安装方便；质量可靠设备配置：类型参数配置瓶组式气化站迷你罐式气化站储存系统175L、195L、210L、450L1m³、2m³、 3m³、 5m³、 10m³、15m³、20m³气化调压系统50、100、200、300、500 Nm³/h100、200、300、500 Nm³/h主气化器1台主气化器1台一路/两路一路/

3、两路一级 3bar/两级50kpa一级 3bar/两级 50kpa控制系统一套一套选配计量系统加臭系统远传监控系统计量系统加臭系统远传监控系统一、基本情况按用气量为100Nm³/h流量配置。二、设备选型 LNG瓶组站内设备大致分为四部分：气瓶、汽化器、调压器、流量计，另有加臭器和复热器等设备可以根据用户需要选择安装。在LNG项目初期的设备选型中，既要满足用户用气需求，又要考虑降低设备成本及日后运行维护成本。如下设备：气瓶：根据用户气量，选用8个DPL-195液化天然气钢瓶，4用4备，保证更换或充装时，不间断供气。汽化器：因汽化器长时间运作，导致结霜，影响汽化效率，汽化器采取双路75m

4、³/h规格，一用一备，在主路结霜无法使用时，启用备用汽化器，保障燃气供应。调压器：气瓶内LNG液体在汽化后，压力较高，采取单路二级调压，使压力降至正常使用压力。流量计：普通膜式燃气表即可满足计量需要，如果在相对较为偏远的地区使用，可以选择加装远传功能，用以及时提供气瓶液相压力、出口压力、备瓶压力等参数和进行泄漏报警，方便进行管理。如果用户在冬季用气量较大，还可以考虑使用带有温压补偿功能的流量计，以保障其计量的准确性。三、工艺流程运输连接流量计计量站内LNG瓶组工作压力1.37MPLNG气瓶充装LNG汽化器压力1.37MP 二级调压压力2500pa一级调压压力0.20.3MP复热器加热

5、加臭器加臭终端用户四、LNG瓶组站建设LNG瓶组站建设应符合城镇燃气设计规范、石油天然气工程设计防火规范等相关法律法规，点供站要尽可能远离人员密集区域，并有相应的隔离措施，同时由于BOG气体的存在，要求站内通风情况良好，有符合标准的防雷接地设施，从而保障气化站的安全。根据LNG低温的特性，站内设备、管道、仪表、阀门及各类配件要求在低温工况下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。五、LNG瓶组设备操作规程（一）拆卸LNG低温瓶1、连接用气阀拆卸流程（1）依次关闭增压阀、用气阀、汇管低温截止阀。（2）利用防爆工具缓慢卸下低温瓶连接管，软管接头应妥善保护，防止损坏软管接头或软管内进

6、入杂质等。2、连接进出液阀拆卸流程（1）依次关闭进出液阀门、汇管低温截止阀，等待约3分钟，使软管内液体尽量气化，防止液体溅出冻伤皮肤。（2）利用防爆工具缓慢卸下低温瓶连接管，软管接头应妥善保护，防止损坏软管接头或软管内进入杂质等。3、充装LNG低温瓶（1）准备就绪，连接充气管，依次打开放空阀、进出液阀。（2）在充装过程中，根据加液机上显示进液流量控制放空阀开关大小直到充装完成。不得超装。（3）充装完毕，依次关闭放空阀、进出液阀，待充装软管气化一段时间后将其卸下（拆卸充装软管时要缓慢，防止液体飞溅冻伤皮肤)。（4）检漏仪检测LNG低温瓶各阀口处是否有漏气现象。4、连接LNG低温瓶组连接用气阀供气

7、：（1）将软管连接用气阀后，依次打开用气阀、汇管低温截止阀、汽化器双路进口阀。（2）检漏仪检测软管连接处是否有漏气现象。连接进出液阀供气：（1）将软管连接进出液阀后，依次打开进出液阀、汇管低温截止阀、一路汽化器进口阀（另一路备用）。（2）检漏仪检测软管连接处是否有漏气现象。5、运输过程注意事项（1）低温瓶在搬运及充装的过程中，必须保持瓶体直立，严禁放倒。（2）在运输车上，低温瓶应用绑带等抗静电绳对瓶身进行捆扎且捆扎牢固，严禁使用金属链条固定瓶身。六、LNG瓶组站安全性分析及应急处置相比管道气和液化石油气等燃气，LNG由于其本身的特性，燃点较高，难以被点燃，且汽化后密度较低，不慎泄漏后易于稀释扩

8、散，从而降低了爆炸的可能性，因此LNG在安全性上，要优于其他种类燃气。LNG瓶组站应急处置措施： 1、气瓶阀门出现内漏应急措施 设置安全警戒线，告诫无关人员远离现场，警戒区域严禁烟火及开关电源，关闭其他运行气瓶，将备用空瓶接上，打开阀门，关注压力变化，待阀门处泄漏气瓶压力与空瓶压力达到平衡时，关闭泄漏气瓶阀门，将泄漏气瓶运至空旷处，打开放空阀门将剩余LNG释放完，更换阀门或对阀门进行维修。 2、气瓶阀门与连接软管处发生泄漏应急措施设置安全警戒线，告诫无关人员远离现场，警戒区域严禁烟火及开关电源，利用铜质工具对泄漏处进行紧固，紧固之后若还是泄漏，关闭气瓶阀门及低温截止阀门，卸下软管重新进行连接，

9、若依旧泄漏，即更换软管。 3、气瓶阀门与对丝连接处发生泄漏应急措施设置安全警戒线，告诫无关人员远离现场，警戒区域严禁烟火及开关电源，利用铜质工具对泄漏处进行紧固，紧固之后若还是泄漏，关闭气瓶阀门及低温截止阀门，卸下对丝，用生料带重新缠绑，直至无泄漏。 4、管道连接处发生泄漏应急措施设置安全警戒线，告诫无关人员远离现场，警戒区域严禁烟火及开关电源，告知燃气用户泄漏情况，关闭各气瓶阀门及表后阀，查找泄漏点后进行维修。七、安全风险及防范措施1、超压放散由于低温储罐技术的限制，不可能做到与外界完全绝热，因此在储存LNG时气瓶内会积存BOG气体导致瓶内压力升高，从而引发自动超压放散，这种放散情况既对LNG造成了浪费，同时放空出来的天然气又存在一定的风险。为了降低LNG储罐放散的风险同时最大化的提高LNG的利用率，需要运行人员观察运行及备用瓶压力，发现接近放散压力的储罐，优先进行连接使用。如果仍然有气瓶压力较高但暂时无法使用时，可以考虑进行人工放散来降低瓶内压力，