LNG加气站运行操作手册

1、内容来自： HYPERLINK :/ 03964 文档资料库更多LNG加气站运行操作手册相关资料请点击 HYPERLINK :/ 03964 /search.php?q=LNG%BC%D3%C6%F8%D5%BE%D4%CB%D0%D0%B2%D9%D7%F7%CA%D6%B2%E1 这里LNG 加气站运行 操作手册*目第一章 1录天然气与液化天然气（LNG）知识 . 1 天然气知识 . 1 1.1 1.2 1.3 天然气组成 . 2 天然气燃烧特性 . 3 天然气的储运 . 3 LNG 组分 . 6 物性数据 . 7 LNG 特性 . 82LNG 基本性质第二章 1LNG 加气站工艺介绍 .

2、 11 加气站工艺流程 . 11 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 卸车工艺 . 11 加液工艺 . 11 安全泄压工艺 . 12 BOG 回收工艺. 12 待机工艺 . 13 LNG 储罐 . 13 LNG 低温潜液泵. 14 空温式汽化器 . 16 LNG 加气机 . 172加气站主要设备3 4LNG 加气站布置 . 17 工艺操作流程 . 18 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 LNG 加气站加注操作流程 . 18 LNG 站卸车操作流程 . 18 LNG 站潜液泵运行操作流程 . 20 LNG 站低温储罐增压操作流程 . 22 LNG 站空温式汽化器运行操作流程 .

3、 23 LNG 站空气压缩机运行操作流程. 244.7 消防水泵操作规程 . 25 5 6 7 安全操作注意事项 . 25 设备巡检 . 26 故障处理 . 26 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 第三章 1 LNG 储罐外壁冒汗结霜处理 . 26 LNG 储罐压力过高处理 . 28 空温气化器问题处理. 31 LNG 站加液机问题处理 . 33 LNG 站紧急切断系统问题处理 . 38 LNG 站安全阀问题处理 . 39 LNG 站潜液泵故障处理 . 42消防. 44 消防设施 . 44 1.1 1.2 1.3 自动灭火设施 . 44 灭火器材的配置 . 44 消防器材

4、管理规定 . 45 消防安全管理制度 . 46 灭火救援 . 52 干粉灭火器的使用方法 . 55 沫灭火器的使用方法. 58 二氧化碳灭火器的使用方法 . 61 推车式干粉灭火器使用方法 . 642消防安全管理3灭火器使用方法4 5 6灭火基本常识 . 66 起初火灾的扑救 . 69 发生火灾后的应急措施 . 71 6.1 6.2 6.3 发生火灾时，如何组织灭火自救工作？ . 71 发生火灾时，如何报警？ . 71 火场逃生方法 . 72第四章电气. 741电气知识 . 74 1.1 1.2 1.3 1.4 变配电装置 . 75 防雷电，防静电与保护接地 . 78 电气防火和防爆 . 80

5、 安全操作方法 . 812 第五章 1 2柴油发电机操作流程 . 81 自控仪表 . 84 控制系统 . 84 主要设备 . 84 2.1 2.2 记录仪 . 84 闪光报警系统 . 85 紧急停车 . 85 供氮. 86 流量计量 . 86 加臭控制 . 87 消防. 873自控说明第六章 1安全管理 . 88 安全防火禁令 . 88 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 反违章禁令 . 88 防火防爆十大禁令 . 88 防止静电危害的规定. 89 防止中毒窒息十条规定 . 90 人身安全十大禁令 . 90 特种作业人员管理制度 . 91 安全生产例会制度 . 92 安全检查制度 . 93

6、 槽车进站前安全检查管理制度 . 94 安全隐患立项、消项管理制度 . 95 安全教育与培训管理制度 . 962加气站安全管理规定2.7 2.8 2.9 第七章 1动火作业管理制度 . 98 压力容器安全管理制度 . 101 压力管道安全管理制度 . 102LNG 加气站应急预案 . 103 危险分析 . 103 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 介质危险性 . 103 装置的危险性 . 105 工艺液相管道的危险性 . 106 生产运行中的危险性. 108 CNG 气体高压危害 . 108 机械伤害 . 109 触电. 109 高空坠落 . 110 中毒. 110 高温中暑 . 110

7、 烧伤. 111 冻伤. 111 泄漏. 111 火灾、爆炸的处理 . 114 交通事故 . 115 自然灾害 . 116 消防安全重点部位火灾危险性及预防处置预案 . 118 加气站发生突然停电处置预案 . 120 加气站设备、加气汽车发生泄漏时应急处置预案 . 121 加气站发生低温泵运行着火事故的应急处置预案 . 122 加气站发生加气汽车着火的应急处置预案 . 123 加气站储罐、槽车严重泄漏的应急处置预案 . 125 加气站遇处然灾害强风、暴风雨袭击时的应急处置预案 . 126 加气站遇自然灾害地震的应急处置预案 . 1272风险控制3事故应急预案3.9 3.10 3.11 3.12

8、 3.13 3.14 3.15 第八章 1 2加气站周边发生火灾的应急处置预案. 128 加气站发生配电柜（变压器）着火的应急处置预案 . 128 加气站在雷雨天气情况下的应急处置预案 . 129 加气站安全防范应急预案 . 131 与顾客发生冲突事件的应急处置预案. 132 外出车辆发生意外事故的应急处置预案 . 134 防洪排涝事故的应急处置预案 . 135专业相关知识 . 137 压力容器及其运行常识 . 137 安全附件 . 141 2.1 2.2 2.3 安全阀 . 141 爆破片 . 143 常用阀门 . 144 变配电装置 . 153 防雷电，防静电与保护接地 . 156 电气防

9、火和防爆 . 158 安全操作方法 . 159 日常设备维护保养 . 160 日常巡检的要求 . 174 设备检查与检验 . 177 常见问题与处理 . 1823电气知识4设备管理常识第一章1天然气与液化天然气 （LNG） 知识天然气知识近 20 多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在 2%，预计 2020 在世界能源组成中的比重将会增加到 29%左右。中 国是开发利用天然气资源最早的国家。新中国成立后，天然气产业有 了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入 高速发展时期。但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资 源探明程度仅 7%左右，储量动用程度约

10、50%，特别是天然气在能源结 构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。随着中国国民 经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增 大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的 发展前景。 中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。 随着科技 进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的 清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展， 而目前中国天然气 产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构 调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展 天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。11.1

11、 天然气组成 天然气，是一种多组分的混合气态化石燃料，主要成分是烷烃， 其中甲烷（CH4）占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷 以及少量的己烷以上烃类。天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮 气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体 如氦、氩、氙等。全球目前已探明天然气储量 180 万亿 m?。它主要 存在于油田、 气田、 煤层和页岩层。 天然气燃烧后无废渣、 废水产生， 相较煤炭、石油等能源有使用安全、热值高、洁净等优势。 天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天 然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组 成也会有很大的区别。 1

12、、根据化学组成的不同分类 （1）干性天然气：含甲烷 90%以上的天然气。 （2）湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、 丁烷等气体。 2、根据天然气的来源分类 （1）纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井 气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。 （2）油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包 括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是 天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起 打出， 气油比 （m3/t） 一般在 20500 范围内。 这种气体中含有 60%90%2的甲烷，10%40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。 （

13、3）凝析气田气：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然 气。这种气体通常含有甲烷 85%90%，碳三到碳五约 2%5%。可采用 压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。 （4） 矿井气口从井下煤层抽出的矿井气， 习惯称为矿井瓦斯气。 1.2 天然气燃烧特性 天然气最主要的成分是甲烷，基本不含硫，无色、无臭、无毒、 无腐蚀性，具有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，目前已成为 众多发达国家的城市必选燃气气源。 天然气比空气轻而容易发散， 但是当天然气在房屋或帐篷等封闭 环境里聚集的情况下， 达到一定的比例时， 就会触发威力巨大的爆炸。 甲烷在空气中的爆炸极限下限为 5%，上限为

14、15%。天然气车辆发动 机中要利用的压缩天然气的爆炸，由于气体挥发的性质，在自发的条 件下基本是不具备的，所以需要使用外力将天然气浓度维持在 5%到 15%之间以触发爆炸。 甲烷燃烧方程式： 完全燃烧：CH4+2O2=CO2+2H2O（反应条件为点燃） 甲烷+氧气二氧化碳+水蒸气 不完全燃烧：2CH4+3O2=2CO+4H2O 1.3 天然气的储运 天然气的储运方式主要分为三种：管输天然气、液化天然气、压3缩天然气。目前还在发展天然气水合物。 1、管输天然气（PNG）:输气管道一般由输气管段、首站、压气 站、中间气体接收站、中间气体分输站、清管站、干线截断阀室、线 路上各种障碍（水域、铁路、地

15、址障碍等）的穿跨越段等部分组成， 如国家的西气东输、川气东送等工程均采用管道储运方式。 2、液化天然气（LNG） ：是采用低温技术，在大气压下，冷却到 -162,天然气由气态变为液态，并以液体形式进行储运。LNG 体积 约为同量气态天然气体积的 1/625，密度在 450kg/m3 左右。可见液化 天然气具有较大的气液比，便于运输。另外，由于 LNG 的燃点及爆炸 极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好 3、压缩天然气（CNG）: 是通过压缩机加压的方式，将天然气压 缩至容器，增加容器存储体积的天然气运输方式。一般情况下，天然 气经过几级压缩， 达到 20MPa 的高压， 在用气时在经减压

16、阀降压使用。 在 20MPa 高压下，天然气的压缩比可以达到 276。CNG 在生产和利用 过程中成本相对较低，能耗低。但是由于采用笨重的高压气瓶，导致 CNG 单车运输量比较小，运输成本高。因此，一般认为该种方式只适 合为距离气源地近、用气量小的城市供应燃气。 CNG 主要有两种应用方式，一是作为汽车燃料，二是作为民用或 工业气源。与管道运输方式相比，以 CNG 形式运输天然气具有灵活性 强、投资少等优点，适用于用气量不大、用户距气源及输气干线较远 的情况。 4、其他技术4除了上述三种已经成熟的天然气存储技术， 各国还在积极探寻其 他更经济有效方式。其中包括天然气水合物（ NGH ， Nat

17、ural Gas Hydrate， 简称 Gas Hydrate） 和吸附天然气 （ANG， Adsorption Natural Gas）等。 天然气水合物资源是世界能源开发的下一个主要目标。 海底的天 然气水化物资源丰富， 其开发利用技术已成为一个国际能源领域的热 点。天然气水合物是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、 水的盐度、 pH 值等）下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、 笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形成天然气水合物的主要气体为 甲烷，对甲烷分子含量超过 99的天然气水合物通常称为甲烷水合 物（Methane Hydrate） 。在标准状况下，1 单位体积的气水合物

18、分解 最多可产生 164 单位体积的甲烷气体。但是根据目前的发展来看，该 技术距离工业应用的成熟水平还有一定的距离。 吸附天然气技术是利用一些诸如活性炭等多孔性固体物质对气 体的吸附特性进行储气。 由于这种新型的储气方式也要求在一定的压 力作用下（通常为 3MPa-4MPa）方能最大限度地提高气体附量（如在 储存压力为 3.5 MPa 时，理论储气量可达其容积体积的 150 倍） ，因 此从一定意义上讲，该储存方式同属压力储存。但由于储存压力较 CNG 大为降低，因此容器重量相应减轻，安全性相对提高。当储气容 器的改良同样是减轻车辆无效载重、提高空间利率、减缓容器内外壁 腐蚀等部题的最根本方法

19、。目前该技术的关键部分：吸附剂以及热能 储存器的开发已有了较大进展。作为天然气储存的一种方式，由于单5位存储介质的吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模的应用。 目前只有少数机构可以将其应用到天然气汽车上。2LNG 基本性质天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为83，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。 通常的液化天然气 （Liquefied Natural Gas， 简称 LNG）多存储在温度为162、压力为 0.1MPa 左右的低温储罐 内，其密度为标准状态下甲烷的 600 多倍，体积能量密度为汽油的 72%，十分有利于输送和储存。 液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采

20、用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。 预处理主要包 括 H 2 S，CO 2，H 2O 的清除，以免低温下冻结、堵塞。 天然气液化工厂的工艺流程不同， 出厂 LNG 的温度和压力也有所 不同， 如新疆广汇液化工厂出厂 LNG 温度约为162， 压力为常压； 中原绿能高科液化工厂出厂 LNG 温度约为145， 压力为。 2.1 LNG 组分 新疆广汇和中原绿能 LNG 工厂生产 LNG 的组分如下：组分 甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 分子式 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H106体积含量 mol% 新疆广汇 86.23 12.77 0.3428 中原油田2.2 物性

21、数据 新疆广汇 LNG 的物性如下： 分子量： 气化温度： 临界温度： 液相密度： 气相密度： 燃点： 热值： 气化潜热： 运动粘度： 燃烧势： 华白数： 爆炸极根 上限 下限 17.3 （常压） 440kg/Nm3 0.75 kg/Nm3（） 650（121Kcal/Kg） 12.072?10LNG 是天然气在常压下深冷至-162液化而成，约 620 立方米 标准状态（标准大气压、0）下的天然气可液化为 1 立方米 LNG。 气液体积比约为 620:1，即 620 立方天然气可也液化为 1 立方 LNG。 LNG 同汽柴油的物性数据对比 LNG 着火点（） 爆炸极限(%) 650 5-157

22、汽油柴油密度（kg/m?） 燃烧值（大卡， 即千焦/公斤）420-470 9400720-750 10296850 10996由此可得到以下换算： 1 升汽油0.725 公斤=7464 大卡 1 升柴油=0.835 公斤=9181 大卡 1 公斤汽油热值为 10296 大卡 1 公斤柴油热值为 10996 大卡 1 立方米天然气热值相当于 0.845 公斤或 1.17 升汽油热量 1 立方米天然气热值相当于 0.792 公斤柴油热量 2.3 LNG 特性 1. 低温特性 甲烷在-83处于气液临界状态， 在 5MPa 压力下可以转化为液体， 而在-162，常压下即可转化为液体。LNG 的低温特性

23、使得 LNG 系统 的设备、 管道的材料要注意防止低温条件下的脆性断裂和冷收缩对设 备和管路引起的危害，操作人员要注意低温灼伤的危险。 2. LNG 的蒸发特性 LNG 是作为沸腾液体储存在绝热储罐中。外界任何传入的热量都 会引起一定量液体蒸发成为气体， 这就是蒸发气 （BOG） 。 标准状态下， 蒸发气的密度是空气的 60%。当 LNG 压力将至沸点以下时，将有一定 量的液体蒸发而成为气体， 同时液体温度也随之降到其在该压力下的 沸点，这就是 LNG 的闪蒸。83.LNG 的溢出与扩散 LNG 倾倒至地面时，吸热后会猛烈的沸腾蒸发，形成一个可见的 云团， 操作人员或抢修人员若在泄露的环境中工

24、作存有由于缺氧产生 窒息的危险。LNG 与外露的皮肤短暂的接触，不会产生什么伤害，可 是持续地接触，会引起严重的低温灼伤和组织损坏。 4、LNG 的窒息特性 天然气的过分积累可能会使空气中的氧浓度变稀， 人处在这种环 境中会导致昏迷、伤害、甚至窒息。当空气中氧气体积含量小于 20% 时，操作人员应当撤离工作现场。当操作人员因缺氧失去知觉时，应 当立即将其撤离现场，立即进行人工呼吸，并送往医院。可能当空气 中氧气浓度小于 10%， 天然气浓度大于 50%时， 对人体产生永久伤害， 在此情况下，工作人员不能进入 LNG 区域。 5、LNG 储存特性 分层 LNG 是多组分混合物，因温度和组分的变化

25、会引起密度变化，液 体密度的差异是储罐内的 LNG 发生分层。一般，罐内液体垂直方向上 温差大于、密度差大于时，认为罐内液体发生了分 层。LNG 储罐内的液体分层往往是因为充装地 LNG 密度不同或是因为 LNG 氮含量太高引起的。选择正确的充注方法，可有效的防止分层。 密度相近时一般底部充注。将重质的充注到轻质储罐中时，宜顶部充 注；将轻质的充注到重质储罐中时，宜底部充注。使用混合喷嘴和多 孔管充注， 可使充注的新 LNG 和原有的 LNG 充分混合， 从而避免分层。9翻滚 若储罐内的液体已经分层， 被上层液体吸收的热量一部分消耗与 液面液体蒸发所需的潜热，1 其余热量使上层液体温度升高。随

26、着蒸 发的持续，上层液体密度增大，下层液体密度减小，当上下两层液体 密度接近时，分界层面消失，液层快速混合并伴随有液体大量蒸发， 此时的蒸发率远高于正常蒸发率，出现翻滚。翻滚现象的出现，在短 时间内有大量气体从储罐内散发出来，如不采取措施，将导致设备超 压，损坏设备。 6、LNG 的燃烧与爆炸 LNG 具有天然气的易燃易爆特性，当天然气的浓度达到 5%-15% （体积百分比） 时遇明火就会发生爆炸， 一旦爆炸将会酿成较大事故。 高于或低于这个浓度范围，遇明火会发生燃烧但不会爆炸。LNG 一旦 燃烧， 只有在完全切断气源或有非常可行、 可靠的安全措施的情况下， 方可灭火，否则只能在安全保护下让其

27、安全燃烧掉。盲目的灭火，将 引起复燃，复爆，造成更大的损失。 7、环保特性 LNG 在液化过程中已经脱除了 H2O、重烃类、H2S 等杂质，是一种十 分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。可作为优质清洁的 车用燃料，有效减少汽车尾气排放对大气的污染，应用前景广阔。10第二章1 加气站工艺流程LNG 加气站工艺介绍标准 LNG 加气站主要有以下几个方面工艺流程：卸车工艺、加液 工艺、安全泄压工艺、BOG 回收工艺、待机工艺。 1.1 卸车工艺 1.1.1 增压卸车：利用卸车增压器将部分 LNG 气化，气体回到槽 车储罐提高槽车压力利用压差将槽车中的 LNG 输送到站内储罐中。 1.1.2

28、泵卸车：启动泵，直接用 LNG 泵将 LNG 从槽车充装到站内 储罐。图 1 卸车工艺 1.2 加液工艺 泵高速运行，通过 LNG 泵高速旋转提升出口压力，一般情况下泵 出口和泵入口压差到达0.9)Mpa， 如果站内储罐压力为， 泵出口压力为1.4)Mpa，此时只要被加注车辆容器内压力低于，即可顺利实现加液。如果车辆气瓶压力过高，需要连接回气11枪，将车辆内气相放回到站内储罐，降低车辆压力。 1.3 安全泄压工艺 天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120左右时，天然气密度 重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密 度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安

29、 全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆 破片、EAG 加热器、放散塔组成。 设置 EAG 加热器，对放空的低温气体进行集中加热后，经阻火器 后通 25m 高的放散塔高点排放， EAG 加热器采用 500Nm3/h 空温式加热 器。常温放散天然气直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温 陶瓷环，安装在放空总管路上。 为了提高 LNG 储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放 空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定压力 为储罐的设定压力。 1.4 BOG 回收工艺 由于吸热或压力变化造成 LNG 的一部分蒸发为 BOG 气体(Boil Off Gas

30、)，包括： a.LNG 储罐吸收外界热量产生的蒸发气体 b.LNG 卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体 c.新入储罐内的 LNG 与原储罐内温度较高的 LNG 接触产生的蒸发 气体12(P2) BOG排出方式三 P1P2 BOG排出方式四 P1P2 BOG加热器 BOG加热器 BOG压缩机 BOG (P1) BOGBOGd.卸车时新入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体 (P1) e.新入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体 气化NG f.集装箱式储罐内的残余气体。BOG回收方式一 槽车自压回收方式 BOG加热器气化NG (P2)BOG缓冲罐(P2) BOG排出方式五 P1P2

31、BOG回收方式二 BOG加热器压缩机回收方式BOG (P1)自动排气阀 BOG加热器 BOG压缩机气化NG (P2)BOG回收方式三 联合贮罐BOG压缩机回收方式BOG缓冲罐图 2 BOG 回收BOG压缩机BOG加热器1.5 待机工艺 在停机待用模式下， 除 LNG 潜液泵回液管路与 LNG 储罐气相管连 通之外，所有阀门都处于关闭状态。 LNG贮罐2加气站主要设备2.1 LNG 储罐 LNG 低温储罐，通常采用立式或卧式真空粉末绝热低温储罐，双 层结构，内筒为 06Cr19Ni10 奥氏体不锈钢，外筒为 16MnR 容器板材 制造，内外筒之间用珠光砂填充并抽真空绝热，最大的危险性在于真 空破

32、坏，绝热性能下降。从而使低温深冷储存的 LNG 因受热而气化， 储罐内压力剧增，安全放散阀开启，产生大量的天然气放空。其次可 能的危险性还有储罐根部阀门之前产生泄漏， 如储罐进出液管道或内 罐泄漏，但这些事故发生概率很小。 储罐主要技术参数13技术参数 主体材料 封头 筒体 绝热方式 工作温度： 设计温度 工作压力： 设计压力 全容积 充装系数： 容器类别 焊缝系数 日蒸发率 储罐外形尺寸内筒 06Cr19Ni10 06Cr19Ni10 珠光砂隔热 162（表压） 1.44 60 0.90 二类 10 0.2%/D 3020*14950外壳 Q345R Q345R环境温度 -20-50 真空

33、-0.1 / /夹层抽真空，其封 3Pa 结真空度 2.2 LNG 低温潜液泵 LNG 潜液泵主要由三部分组成：泵、泵池、电机。泵采用离心式 结构，具有转速高、体积小、重量轻、结构简单及性能平稳等特点； 泵池采用真空多层缠绕结构， 绝热效果好， 泵池设有进液口、 出液口、 进气口；电机采用经过低温处理的浸没式电机。浸没在低温介质里的14零部件采用低温性能优良的不锈钢、铜、聚四氟乙烯等材料，主要结 构如图所示。 潜液泵工作原理：将泵于电机整体装在真空的泵池内，断绝了与 氧化剂的接触，避免产生爆炸性环境或爆炸性气体环境；电机浸入在 LNG 中，避免达到引燃温度、电路产生火花、静电释放，消除引燃条

34、件。电机的动力电缆的对外连接采用特殊密封装置确保密封性能。 潜液泵工作是低温液体由进液口 1 进入泵夹套 5 中， 通过泵 7 将 液体输送到 4 根输液管 6 中，最后汇集到出液口 3，实现潜液泵输送 液体的功能。 低温潜液泵池技术参数品牌 介质 工作温度 设计温度 设计流量 设计扬程 所需进口静正压头（M） 转速范围 电机功率 电源 绝热方式 泵壳配置 ACD 美国进口 LNG -162 -196 340L/min 250m 0.9 1500-6000RPM 11KW 380V、50HZ 高真空多层绝热 安全阀、压力传感器、温度传感器、 放空阀泵池技术参数项目 容器类别 介质 工作温度()

35、15内容器 100%RT级 LNG -162外壳 100%RT级 真空 常温设计温度() 设计压力（Mpa） 介质密度（kg/m3） 主要受压原件材料 有效容积-196 1.92 430 06Cr19Ni10 80L常温/50 -0.1 50-60 06Cr19Ni10低温潜液泵结构图空温式气化器技术参数2.3 空温式汽化器 空温式气化（加热）器的导热管是将散热片和管材挤压成型的， 导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162） 的，目前国内常用的材料为铝合金（3A21） ，其结构型式为一般为立 式长方体。本工程空温式气化（加热）器包括有 LNG 卸车/储罐增压 器、EAG 加

36、热器。主要工艺参数 设计进口温度 运行进口温度 设计出口温度 运行出口温度 设计压力 运行压力 安装形式 材料 卸车/储罐增压器 196 162 196 162 2.5Mpa 1.6Mpa 室外 3A2116EAG 加热器 196 162 2050 常温 2.5Mpa 1.6Mpa 室外 3A212.4 LNG 加气机 LNG 加注机分单枪和双枪两种形式，我公司采用单枪形式的。 一只为加气枪， 另一只为回气抢， 都只能同时给一辆车进行加注， 使用双枪还是单枪取决于车载钢瓶的型式， 双枪加注机可兼容单枪加 注机，最终加注量为使用双枪时两个流量计计量之差。 加气机主要技术参数工作介质 计量准确度

37、充装速度 防爆等级 工作电源 最高工作压力 环境温度 相对湿度 管路温度 大气压力 接地电阻 液化天然气（LNG） 1.0 级 3-80KG/MIN(0-160L/MIN) ExdembibibAT4 220V10%（AC） ，50HZ1HZ 1.6Mpa -2555 90% -196553LNG 加气站布置加气站可分为两大区域：生产区及辅助生产区。 生产区：主要有 LNG 储罐、空温式汽化器、泵池、加注机等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。 辅助生产区： 包括控制室、 变配电室、 柴油发电机房、 空压机房、 消防泵房、消防水池等。174工艺操作流程4.1 LNG 加气站加注操作流程 4.

38、1.1 目的 确保操作及管理人员安全的使用本设备， 保证加气站的安全运行。 4.1.2 适用范围 本 LNG 加注设施区域内的加注机、其附属设备及人员操作。 4.1.3 操作规程 a.加注车辆停到加注位置，并熄火。 b.连接车用瓶的接地线和加气站的接地线。 c.判断是否需要放空车用瓶的压力，如压力过高，可通过加气机 的放空软管进行降压。 d.检查快速接头是否有霜，是否需要吹扫，检查接口密封面是否 完好。 e.将加液枪与汽车真空瓶接口相连接， 将回气枪与真空瓶回气口 对接。按下加气机上的“开始”按钮(长按 3 秒),加气机打开相应的 阀门开始加气. f.车用储罐充满后，加液过程自动结束，加气机自

39、动切换到停机 待用状态。 g.断开加气接头，断开接地线，记录加气量，加气车辆离开。 4.2 LNG 站卸车操作流程 4.2.1 目的18通过对 LNG 加气站 LNG 槽车卸车的管理， 保证设施的安全生产供 气。 4.2.2 适用范围 本 LNG 加注设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。 4.2.3 操作规程 a.确认进液管干线处于冷态，否则应利用上进液（LNG 贮罐上进 液或罐车上进液）冷气预冷进液管。 b.监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防 止卸车时启动车辆。 c.卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。 d.打开目的罐上下进液阀，确定进液总管压力。 e.连接卸

40、车软管及接地线，检查卸车台阀门启闭状态，保证卸车 管路和增压管路畅通，旁路关闭。 f.打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门， 分别对卸车软管进行氮气 吹扫。 g.吹扫完毕，关闭氮气吹扫阀，缓慢打开去卸车增压器液相管阀 门对管线进行预冷（以增压器进口法兰结霜视为预冷完毕，时间 10 分钟左右） 。其后全开去增压器管路阀门给罐车增压至 0.7 Mpa。 h.缓慢打开进液闸阀,对管线进行预冷（以进液管法兰结霜视为 预冷完毕，时间 10 分钟左右） 。其后全开进液闸阀进液，进液管线压 力与贮罐压力差保证在 0.2 Mpa 以上，但进液管压力不得超过 0.65 Mpa19i.卸车过程中，当罐车 LNG 液位在

41、 400mm 以上时，罐车压力应保 持在 0.7 Mpa 左右。 j.当罐车 LNG 液位趋近于零位， 罐车 LNG 压力与目的贮罐 LNG 压 力相等时视卸车完毕。 k.向 BOG 缓冲罐排放罐车内余气后，关闭罐车液相、气相阀门， 打开卸车台进液管与 BOG 管连通阀，关闭 BOG 去缓冲罐阀门，关闭进 液闸阀，打开放空阀，使进液管、BOG 管低压余气通过卸车放空管路 排出后，拆卸软管及接地线。收回车辆指示牌。 l.关闭进液目的罐进液前阀， 打开进、 出液连通阀， 卸车回流阀。 m.卸车时为加快卸车速度可打开目的罐手动 BOG 阀， 或将被充装 罐的增压回路与相它罐的增压回路连通， 以达到降

42、低罐内压力的目的， 以便提高卸车速度。 4.3 LNG 站潜液泵运行操作流程 4.3.1 目的 为确保操作及管理人员安全的使用本设备， 保证加气站的安全运 行。 4.3.2 适应范围 本 LNG 加注设施区域内的 LNG 潜液泵及泵体附属设备。 4.3.3 操作规程 4.3.3.1 开机前的检查： a) b) 检查所有的管路、配件、螺栓和电路接线是否准备就绪。 检查所有管路接头部位的密封情况是否达到要求。20c)检查储罐液位与泵吸入口是否有足够的液位差。4.3.3.2 启动： a) b) 按照潜液泵的预冷流程，缓慢地对泵进行冷却。 预冷完成后，泵壳内充满液体。当泵池温度测点温度低于设定值之后，

43、变频器按照给定频率启动电机。 c) 如果泵发出异常的声音，或排出管路有较大震动，应立即停泵，查找出原因后，重新启动。 4.3.3.3 停泵： a) b) 切断泵的变频输出，关闭进液阀，导通加气机回流管线。 常开回气阀门，确保回气畅通。4.3.3.4 注意事项 a.必须密切关注泵的气蚀问题，即良好控制启泵温度，关注泵出 口压力， 避免严重气蚀给现场操作人员带来人身伤害或给设备带来损 害。 b.当泵不起压时，首先判断泵是否转动，若泵不转，先查找动力 电源及变频器问题，若正常，则考虑泵本体机械发生故障。若判断泵 转动，则根据泵运行声音正常与否，判断是否为液体原因或是电源因 素， 若均正常， 则考虑泵

44、本体机械发生故障。 当泵起压后压力不平稳， 起伏波动时，先判断管路管阻是否发生变化（即进、出口阀门和加气 机阀门是否正常开启） ，若均正常，则先考虑变频器频率是否恒定， 最后考虑泵本体机械发生故障。 c.依据气瓶压力的不同酌情选择加气机运行频率， 在气瓶压力大21于 0.8MPa 时， 建议回气卸压， 以确保加气速度及泵在较好工况工作。 d.当泵的转速不为“0”时，请勿二次点动电机。 4.4 LNG 站低温储罐增压操作流程 4.4.1 目的 为确保操作者正确合理的给储罐增压， 避免操作中可预见的人为 主观失误，保护操作人员不受伤害，通过对设备操作流程的完善，来 规范人员的操作行为，保证人员和设

45、备的安全，以达到科学化、精细 化操作设备的目的，特制订如下操作规程。 4.4.2 适用范围 本 LNG 供气设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。 4.4.3 操作规程 a.使用前先检查增压器密封性，不泄露才能投用。发现漏气，必 须消除后才能投入使用，试压气源应用干燥的氮气或空气。 b.首先打开增压气化器液相进口阀、增压气化器出口阀，然后缓 慢打开储罐的下进液阀，稳定阀门开启程度，进入相应储罐增压。 c.若出气管发现结霜，造成出气温度过低，表明进液量太大，必 须立即关小液相增压阀（以防过液），并应及时清除管外结霜，条件 具备可增加通风设备（或采取其他相应措施）。 d.增压器禁油，油污染严重时

46、，应采用四氯化碳清洗，清洗时应 加强警觉，气味剧烈时应戴上防毒面具。药剂洗后用无油、无杂质的 清水清洗直至水中无药剂成分为止，最后再用加温至 80-100的氮 气吹除水份，确认吹干为止。22e.当储罐压力增至所需压力后，关闭储罐增压器液相进口阀，关 闭增压器出口阀，出液储罐的下进液阀。 4.5 LNG 站空温式汽化器运行操作流程 4.5.1 目的 为了使气化的流程正常运行， 从而使整个工艺流程安全正常的运 行，保证供气站的安全生产，特制定该操作规程。 4.5.2 适用范围 本 LNG 加注设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。 4.5.3 操作规程 a.首先将系统中供液、排气阀关闭，然后缓慢

47、打开供液阀，管道 外部出现霜雾时，缓慢开启排气阀，直至设备达到额定气化量后，稳 定阀门开度。 b.若设备出气温度过低，造成气管结霜，表明进液量过大，必须 立即关小供液阀，防止过液，并应及时清除管外结霜，增加通风设备 或采取其它响应措施， 防止低温气体对设备出口管路产生冷脆而爆破。 c.注意事项 1)在使用气化器时，必须穿好干净的工作服、保温手套，以免污 染设备和冻伤工作人员。 2)检查气化器和与气化器相连的管道是否含有油污,若发现有油 污存在，必须先清洗油污，清洗油污的步序：用 60-80热水清洗， 用加热至 80-100的氨气吹除，确认无油吹干为止。 3)油污严重时，应采用四氯化碳清洗，清洗

48、时加强警觉，气味剧23烈时应戴上防毒面具。 4)药剂洗后用无油、 无杂质的清水清洗直至水中无药剂成分为止， 最后再用加温至 80-100的氨气吹除水分，确认吹干为止。 5)检查设备的密封性，用清洁干燥氨气进行气密性试验检查，合 格后进行使用。 4.6 LNG 站空气压缩机运行操作流程 4.6.1 目的 通过建立空气压缩机安全操作规程并严格执行， 规范空气压缩机 的使用，确保安全操作。 4.6.2 适用范围 本规程适用于 LNG 站空气压缩机的操作。 4.6.3 操作规程 4.6.3.1 开机前应检查曲轴箱机油是否达到油位标位，检查各部 件，紧固螺丝是否松动，检查风扇皮带紧度并调整合适。 4.6

49、.3.2 压力表、安全阀应保持良好技术状态。安全阀应调整在 规定的压力值，防止空压机超压运行。 4.6.3.3 开机时注意电机，压缩机的运转是否正常，有无异响。 如发现不正常情况应立即停机检查，待运转正常开机后才离开。 4.6.3.4 定期排放贮气桶的油、水。停机后要切断总电源，并清 洁整机。 4.6.3.5 贮气桶应按规定进行水压试验。244.7 消防水泵操作规程 4.7.1 目的 通过建立消防水泵安全操作规程并严格执行， 规范消防泵的使用， 确保安全操作。 4.7.2 适用范围 本规程适用于 LNG 站消防水泵的操作。 4.7.3 操作规程 4.7.3.1 检查电机控制系统是否正常， 水泵

50、各部位连接是否正常。 4.7.3.2 手动盘车两圈，无卡滞现象，检查润滑脂是否正常。 4.7.3.3 打开消防水泵入口阀。 4.7.3.4 打开水泵排气阀排尽空气。 4.7.3.5 启动电机，观察水泵出口压力是否正常，打开水泵出口 阀。 4.7.3.6 正常备用时，水泵进出口阀处于打开状态。5安全操作注意事项5.1 LNG 操作工应使用橡胶安全工作鞋、 防静电工作服、 皮手套、安全帽等劳动保护品。 5.2 卸车时，确认静电接地线连接完好，严禁车辆移动，以免拉 断软管造成大量 LNG 泄露。 5.3 下列情况禁止卸车、加气： a. 雷雨天等异常天气；25b. c. d. e.附近发生火灾； 检查

51、发现有燃气泄漏时； LNG 储罐及管道压力异常； 有发生其他灾害的可能时。5.4 严禁储罐超装 5.5 关闭低温阀门时要确保设备管道无液封存在。 5.6 紧急切断阀关闭时，查明原因，及时处理。 5.7 装置区内的管线阀门，特别是低温管线严禁踩踏。6设备巡检6.1 检查现场仪表指示是否与控制室显示一致。 6.2 检查 LNG 储罐的液位、压力是否正常，流程是否正确。 6.3 检查空温式 LNG 汽化器、LNG 增压器工作是否正常，流程是否正确。 6.4 检查卸车流程、BOG 流程、EAG 流程是否正确。 6.5 检查站内设备、管线、阀门是否泄漏，有无异常现象发生。 6.6 检查常开和常闭阀门状态

52、。 6.7 检查阀门、管线的异常结霜。7故障处理7.1 LNG 储罐外壁冒汗结霜处理 7.1.1 LNG 低温储罐结构图及减压增压原理图26低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低 温， 内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)； 外壳为内胆的保护层， 与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷 载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢制作。绝热 层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于 0.2%。7.1.2 故障现象： LNG 储罐外壁冒汗结霜 7.1.3 可能出现的危险： 储罐压力突然升高，引起安全阀起跳喷液、阀门泄漏，甚至引起

53、罐体爆裂、液体大量外泄、爆炸、火灾等，造成重大人身伤害、财产 损失 7.1.4 关键控制点： LNG 储罐及附件 7.1.5 作业流程： 7.1.5.1 隔热层及罐体缺陷：冒汗结霜较轻微，储罐压力升高不27快（不大于） ，应换问题储罐供液。在此期间，要严密观 察储罐情况，如问题严重应立即启动倒灌作业，处理完毕，关闭问题 储罐进出液阀门。确认正常后，立即向上级领导汇报并与厂家联系， 等待处理。 7.1.5.2 真空度破坏：冒汗结霜严重并不断有水从罐体流下，储 罐压力急速升高，应立即启动倒灌作业，如压力不能有效控制，可同 时打开 BOG 系统、EAG 系统，紧急降压。处理完毕，关闭问题储罐进 出液

54、阀门，向上级领导汇报并与厂家联系，等待处理。 7.1.6 安全注意事项： 7.1.6.1 现场应有两人同时作业，并随时将现场情况报告控制室 监控人员，让其做好远程控制准备，直至作业 7.1.6.2 发现储罐结霜后，根据实际情况果断采取措施，避免事 态进一步扩大。 7.1.6.3 除站区发生更严重的事故外，发现储罐结霜后，应立即 查找原因并进行处理。7.2 LNG 储罐压力过高处理 7.2.1 LNG 低温储罐结构图及减压增压原理图 7.2.1.1 低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的 压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆 的保护层，与内胆之间保持一

55、定间距，形成绝热空间，承受内胆和介 质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢28制作。绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于 0.2%。7.2.1.2. LNG 低温储罐的减压增压原理图低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后，液位下降， 气相空间增大， 导致罐内压力下降。 因此， 必须不断向罐内补充气体， 维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。如图 2 所示，在储罐的下面 设有一个增压气化器和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器，它29的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的动作相反，当 阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭

56、 增压过程如下： 当罐内压力低于增压阀的设定值时， 增压阀打开， 罐内液体靠液位差缓流入增压气化器， 液体气化产生的气体流经增压 阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压 力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。这时，增压气化器内的 压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。 7.2.2 故障现象： LNG 储罐压力迅速升高 7.2.3 可能出现的危险： 安全阀起跳喷液、阀门泄漏、人身伤害、财产损失等 7.2.4 关键控制点： LNG 储罐及附件 7.2.5 作业流程： 7.2.5.1 卸车时槽车增压过高：立即关闭自增压液相阀门并给储 罐降压，待压力稳定后，缓慢打开自增压液相阀

57、，卸车过程让压力稳 定到（）Mpa 之间。 7.2.5.2 储罐内得 LNG 比重不统一或放置时间过长，造成罐内沸 腾：如在卸车过程中，应立即停止卸车并给储罐降压，待稳定后采用 正确的卸液方法 （如有其他可卸液储罐应尽量让不同比重的 LNG 卸入 不同的储罐） ，并且关闭正在出液的阀门，用沸腾储罐供液，降低其 罐容。307.2.5.3 储罐升压、降压调节阀问题（储罐压力过高或过低） ： 如正在增压，应关闭自增压液相阀。升压过高时，用降压调节阀旁通 给储罐降压。然后，仔细排查，根据具体情况（外漏、不过气、一直 过气等） ，检修升压或降压调节阀。 7.2.5.4 储罐真空度不合格或保温材料问题，保

58、温性能下降：首 先打开 BOG 旁通给储罐降压，然后采用问题储罐供液；如压力升高过 快立即启动倒灌作业，甚至打开 EAG 系统降压（不是紧急情况不能打 开此系统） ， 储罐内的 LNG 出完后， 关闭进、 出液阀门。 确认正常后， 立即向有关领导汇报并与厂家联系，等待处理。 7.2.5.5 压力表问题：应更换压力表，将问题压力表维修后重新 校 验或直接报废。 7.2.6 安全注意事项： 7.2.6.1 现场应有两人同时作业，并随时将现场情况报告控制室 监控人员，让其做好远程控制准备，直至作业完毕。 7.2.6.2 发现储罐压力异常应立即排查，避免事态进一步扩大。 7.2.6.3 除站区发生更严

59、重的事故外，发现储罐压力升高后应立 即进行处理。 7.3 空温气化器问题处理 7.3.1 工作原理： 是通过空气环境中的温度差作为热源， 通过导热性能良好的星型 铝翅片管进行热交换， 使各种低温状态下的 （如 LNG、 LN2、 LO2、 LAr、 LCO2 等）液态液体、在不使用附加能源的条件下气化成一定温度的31气体。 7.3.2 故障现象： 法兰泄漏、气化器本体缺陷 7.3.3 可能出现的危险： 可能造成人员灼伤、火灾，影响正常供气 7.3.4 关键控制点： 空温气化器及附件 7.3.5 作业流程： 7.3.5.1.法兰泄漏：关闭上下端阀门，放散，恢复常温后紧固处 理，如不能修复更滑垫片

60、。 7.3.5.2.本体缺陷泄漏：1）应关闭上下端阀门，放散，及时上 报并通知厂家，等待处理；2）做好置换、监护方案，并经相关人员 讨论通过；3）填写动火申请书，办理动火申请；4）厂家或其他专业 施工人员到现场后，应积极配合查看现场、介绍情况；5）施工人员 做好施工方案，方案经相关人员讨论通过后，方可用于施工；6）动 火前必须办好动火证，施工前应对气化器、管道进行彻底置换，并用 氮气保护，施工时严格遵守置换、监护及施工方案；7）施工结束， 经检查，确认合格后，施工人员、监护人员、设备才可撤离现场。 7.3.6 安全注意事项： 7.3.6.1.巡检时要细心、负责，及时发现、处理问题，避免事态 进