LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

刘君明2014.4LNG气化站、加气站

主要设备与工艺技术LNG气化站加气站主要设备与工艺技术目录一、前言二、LNG储罐三、LNG泵四、LNG气化器、增压器 五、LNG加气机六、低温管道系统七、仪表风系统八、安全设施及附件

九、运行管理LNG气化站加气站主要设备与工艺技术一、前言

LNG卫星站相当于小型的LNG接收气化站，适用于输气管线不易到达的中小城镇和需要使用清洁能源的特殊制造厂家等。LNG卫星站相同于气化站也是由LNG运输供应、卸货、LNG储存与气相处理、LNG输送与再气化、天然气输送与分配等环节组成。LNG卫星站（气化站）主要设备有低温储罐、LNG泵、LNG气化器、卸车增压器、BOG容器、低温管道系统、仪表风系统、自控系统、安全检测报警系统、消防设施等，设备数量不多，但由于LNG具有深度低温的特性，冷热温差大，供气、接卸作业间歇等特点，对卫星站（气化站）的设备又有一些特殊的要求，比如低温绝热设备的吊装就需特小心。LNG加气站除上面设备外还有加气机，销售管理系统等。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术一、前言LNG气化站工艺流程图LNG气化站加气站主要设备与工艺技术LNG加气站工艺流程图LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐LNG储罐从结构上分有卧式和立式。小型气化站、加气站LNG储罐从绝热形式可分为真空粉末绝热储罐、高真空多层缠绕绝热储罐。储罐分类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐按容量分类（1）小型（5～50m3）：常用于民用LNG汽车卫星站（气化站）及民用燃气液化站等。（2）中型（50～100m3）：多用于工业液化天然气气化站站，汽车卫星站（气化站）（≤60）。（3）大型（100～1000m3）：适用于小型LNG生产装置。（4）大型（10000～40000m3）：用于基本负荷型和调峰型气化装置。（5）特大型（40000～200000m3）：用于LNG接收站。高真空多层缠绕LNG气化站加气站主要设备与工艺技术LNG储罐结构

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或多层缠绕高真空绝热层。储罐容积有50、60m3和100m3，气化站多采用100m3储罐。加气站受国家规范的限制，单罐容积不大于60m3。

对于100m3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105．28m3。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术设计压力与计算压力的确定

目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0．8MPa。按照GB150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0．8MPa时，可取设计压力为0．84MPa。

GB50156-20129.1.1加气站、加油加气合建站内LNG储罐的设计，应符合下列规定：1储罐设计应符合国家现行标准《钢制压力容器》GB150、《低温绝热压力容器》GB18442和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。2储罐内筒的设计温度不应高于-196℃，设计压力应符合下列公式的规定：1）当Pw＜0.9MPa时：Pd≥Pw+0.18MPa（9.1.1-1）2）当Pw≥0.9MPa时：Pd≥1.2Pw

（9.1.1-1）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）。Pd—设计压力（MPa）。

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。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐设计制造和验收应符合国家现行标准《钢制压力容器》GB150、《低温绝热压力容器》GB18442（固定式真空绝热深冷压力容器）GB/T18442-2011和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。GB50156-2012有此项规定（9.1.1条）。主要技术指标1.静态蒸发率低温绝热压力容器在装载大于有效容积1/2低温液体时，静置达到热平衡后，24h

内自然蒸发损失的低温液体质量和容器有效容积下低温液体质量的百分比，换算为标准环境下（20`C，101325Pa)蒸发率值，单位为％/d,LNG储罐执行的标准储罐技术指标LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐2封结真空度低温绝热压力容器抽真空结束封结后，在常温状态下夹层压力相对稳定时的夹层真空度，单位为Pa。3真空夹层漏率单位时间内漏入真空夹层的气体量，单位为Pa·m3/s。4真空夹层放气速率真空夹层内绝热材料、器壁表面等在单位时间内放出的气体量，单位为Pa·m3/s。5真空夹层漏放气速率低温绝热压力容器真空夹层漏气速率和放气速率之和，单位为Pa·

m3/s。储罐技术指标LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标◆LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标◆LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标◆LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标◆≤6×10-6≤6×10-5◆LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标-新旧标准对照◆GB18422-2001GB/T18422-2011LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐技术指标LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐质量低劣的储罐液位计根部阀LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐LNG储罐材质内筒：0Cr18Ni906Cr19Ni10

外壳：Q345（16MnR）美国查特：S30408［σ］t~270MPa1902年汉阳铁厂造，该钢轨全长约25米，位于万源市境内的万白货运专用线一处山间铁路桥上，是作为护轨使用的。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术中小型LNG储罐的选材

正常操作时LNG储罐的工作温度为-162．3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，则储罐的设计温度为-196℃。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，因此内罐材料一般采用0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准的304。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

不锈钢牌号“304'’(S30400)是美国不锈钢标准(如ASTM标准)中的牌号名称，它是18―8型Cr-Ni奥式体不锈钢的典型牌号，由于其具有优良的综合性能，用途十分广泛，其产销量占到奥式体不锈钢的80%左右,在我国新制定的不锈钢牌号标准GB／T20878―2007中，与之对应的牌号是06Crl9Nil0(旧牌号为OCrl8Ni9)。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术304(06Crl9Nil0)钢的主要特性是：具有优良的不锈耐腐蚀性能和较好的抗晶间腐蚀性能。对氧化性酸，如在浓度≤65%的沸腾温度以下的硝酸中，具有很强的抗腐蚀性。对碱溶液及大部分有机酸和无机酸亦具有良好的耐腐蚀能力。具有优良的冷热加工和成型性能。可以加工生产板、管、丝、带、型各种产品，适用于制造冷镦、深冲、深拉伸成型的零件。低温性能较好。在-180℃条件下，强度、伸长率、断面收缩率都很好。由于没有脆性转变温度，常在低温下使用。具有良好的焊接性能。可采用通常的焊接方法焊接，焊前焊后均不需热处理。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术304钢也有性能上的不足之处：大截面尺寸钢件焊接后对晶间腐蚀敏感；在含水介质中(包括湿态大气)对应力腐蚀比较敏感；力学强度偏低，切削性能较差等。由于304钢有性能上的不足，人们在生产和使用中想办法扬长避短，尽量发挥发展它的优良性能，克服它的不足之处。于是，通过研究开发，根据不同使用环境或条件的特定要求，对其化学成分进行调整，发展出了满足某些特性使用要求的304衍生牌号。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术接管设计

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0Cr18Ni9。

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。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术低温贮运设备的管道设置LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术方法(1)常用于多层绝热压力容器，通过分别将冷热端的真空空间延伸至内容器和外壳外侧中去的办法使管子的冷热端之间有一个较大的长度，管子相应具备一定的收缩余量；方法(2)设计不合理，内胆液体中管线水平部分将有蒸汽冷凝，冷凝的液体可沿水平管流向热端，在热端蒸发，从而导致管线冷热端之间的蒸发—冷凝对流传热过程，产生很大的热流。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术方法(3)采用了一垂直上升弯头可避免(2)中的对流问题，采用一波纹管用以冷热收缩补偿，由于波纹管设在绝缘层中，因而难以修理，相应可靠性较差，不到万不得已，一般不采用。方法(4)为最佳设置，与(3)相比，将波纹管设置在容器壳体外侧，因而修理方便LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术低温容器的液体排放一般有三种方法：(a)内胆的自增压；(b)外部气体对容器内胆的加压；(c)液泵输送。三种输液方式LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

低温容器的三种输液方式LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术大型低温贮运设备的安全装置主要有：(1)内胆安全阀(2)内胆防爆膜装置(3)绝热夹套防爆膜装置LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术低温贮槽上的基本安全装置LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

内胆防爆膜装置与安全阀并列布置，其起到当安全阀失灵或容量不够造成内胆过压时第二道安全保护作用，其爆破压力一般为内胆设计表压的120%

绝热夹套防爆膜装置用于防止外壳受破坏或内胆因外部受压而变形。一般来说，夹套防爆装置的爆破压力设计为0.035~0.05MPa表压LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术低温容器的典型构造LNG储罐结构二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术液位测量装置

为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85％)、紧急切断(充装量为罐容的95％)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10％)。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

绝热层

LNG储罐的绝热层有以下3种形式：

①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG槽车和罐式集装箱车。

②正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽，例如立式金属LNG子母储罐。

③真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG储罐通常采用这种绝热方式。在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0．3％。二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术储罐操作工艺指标最高工作压力：最低工作温度：-196℃最高液位最低液位操作安全技术要求二、LNG储罐LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐进液操作程序准备工作操作人员的要求：操作人员应经过安全教育和操作技术培训合格后持证上岗，操作人员在作业时应佩戴必要的劳保用品及工作服。试压要求设备投用前都应按设计要求进行压力试验。试压气体应为干燥氮气，其含氧量不大于3%，水分露点不大于-25℃，且不得有油污。

吹除置换要求：吹除置换是保证设备正式充装液体安全的保证措施，应先用含氧量不大于3%的氮气吹除，同时保证无油污，水分露点不大于-25℃。然后再用LNG置换至液体纯度为至，方可允许充装液体。预冷：试压合格后，需用液氮进行预冷，以确保设备的低温运行可靠性：储罐在首次使用前必须用氮气进行吹扫及预冷。最大吹扫压力应相当于最大工作压力的50%，或者低于这个压力。操作安全技术要求LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐打开上、下进液阀同时充装，同时打开液体充满溢流口阀，排放储罐内的气体，直至有LNG的气体排出时，立即关闭充满溢流口阀；充装至储罐的50%以上容积时，应关闭下进液阀；当充装到储罐容积的85%时，应关闭上进液阀，并停止充装5分钟，使筒内液面静，然后打开上进液阀继续充装，直到有液体从充满溢流阀流出时，立即关闭充满溢流口阀，停止充装及关闭上进液阀；在开始充液时，应拧松液位计两端的接头，完全打开液位显示液相阀和液位显示气相阀，检查排放的气流中是否含有水份。如有水份，应继续排放，直到无水份时停止排放。并将液位计两端的接头拧紧，并关闭平衡阀，使液位计处于正常工作状态。储罐首次进液操作LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐液位计预冷及排空LNG气化站加气站主要设备与工艺技术二、LNG储罐储罐在首次正式充装后，进行再充装时，储罐内的气相压力尽可能减低。上、下同时充装，当液位表显示约50%满时，应关闭下进液阀，当充装到储罐容积的85%时，应关闭上进液阀，并停止充装5分钟，以使筒内液面镇静，然后打开上进液阀继续充装，直到有液体从溢流阀排出时，关闭溢流阀停止充装，同时关闭上进液阀。在充装过程中观察压力表、液位表。（如果压力上升至高于充装输送压力或接近安全阀压力，必需打开气体排放阀将储罐内的气相进行适量排放）。储罐补充进液操作LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵输送LNG这类低温的易燃介质时，输送泵不仅要具有一般低温液体输送泵能承受低温的性能，而且对泵的气密性能和电气方面安全性能要求更高。常规的泵很难克服轴封处的泄漏问题，对于普通的没有危险性的介质，微量的泄漏不影响使用。而易燃、易爆介质则不同，即使是微量的泄漏，随着在空气中的不断积累，与空气可能形成可燃爆的混合物，因此，LNG泵的密封要求显得尤为重要。除了密封以外，还有电机的防爆、轴承系统、联轴器的对中、长轴驱动时轴的支撑以及温差影响等都是作为LNG输送泵需要重点考虑的因素。

为了解决可燃低温介质输送泵的这些问题，在泵的结构、材料等方面有不同的要求。一是安装在密封容器的潜液式电动泵；二是在一些传统离心泵的基础上，通过改进密封结构和材料等措施，也可应用于LNG的输送；三柱塞泵在某些场合也有应用，如在LNG汽车技术中，需要将液化天然气转变为气态天然气。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵据有关资料介绍，目前，LNG供气产业中多数使用美国ACD公司的产品，我们公司也都是该产品，从我们五年多的使用情况看，泵运行很正常，没有出现任何泵本体故障，更没有出现有些加气站泵损坏更换的严重事故。橇装加气站一般都是设置一台低温潜液泵，对产品的正确选择是非常重要的工作。业界认为，此类产品，好的进口产品明显优于国产品。重视泵池的结构设计，尤其关注泵池顶盖的保冷结构设计，既要达到保冷效果，又要方便维修，目前，各制造厂产品效果差距很大，效果不好的会严重影响泵的正常运行。潜液泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵LNG潜液泵运行状况（个案）LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵潜液泵泵池盖结构改进LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵潜液泵安装图LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵潜液泵内部结构LNG气化站加气站主要设备与工艺技术潜液泵出口管结构改进三、LNG泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵潜液泵检修照片三、LNG泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵启动前的检查检查所有的管路、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。检查储罐液位与泵吸入口是否有足够的液位差。

启动

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，变频器按照给定频率启动电机。观察泵的出口压力，若25秒钟内无变化，则将电机的三根线中的任意两根交换，重新启动。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。LNG潜液泵安全操作要求LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵停泵操作

切断泵的变频输出，关闭进液阀，导通供气机回流管线。常开回气阀门，确保回气畅通。

注意事项必须密切关注泵的气蚀问题，控制起泵温度，该温度值设置应低于饱和温度-8℃～0℃。关注泵出口压力，若存在波动，及时放空泵池直至压力稳定。关注储槽液位高度，一般储槽液位低于规定值，就应考虑卸车。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。关注泵变频器输出电流，在任何状况下，该电流值不应大于25A，在缺相状态下严禁使用设备。泵的电源接线请勿随意挪动，当泵的电源线必须进行更改时，确认三相顺序。简易方法为接线完毕后，50HZ启动设备，25S后若泵进、出口压差没有超过0.2MPa则更换电源线的任意两相，比较两种接法，选用进、出口压差大的接法。LNG潜液泵安全操作要求LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵每次更改流程时，必须首先确认现场阀位是否正确。LNG卸车时，应保证槽车压力大于等于储槽压力，若槽车增压缓慢，可用泵设备增压，但一定要密切关注槽车压力，切勿超压。卸车完毕后，及时关闭围堰上液相阀门、气相阀门、泵池进液阀门、旁通阀门，开启自增压汽化器液相阀门、自增压汽化器气相阀门，等待汽化器进液管路化霜后，关闭自增压汽化器液相阀门、自增压汽化器气相阀门。

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，先判断储槽液体是否足够，出口管阻是否发生变化，出口阀门和供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。当泵起压后，压力很高但流量很小，则判断出口管阻是否发生变化既出口阀门和供气机阀门是否正常开启。LNG潜液泵安全操作要求LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵供气时运行频率一般为70HZ～80HZ，依据气瓶压力的不同酌情选择，在气瓶压力大于0.8MPa时，建议回气泄压，以确保供气速度及泵在较好工况点下工作。当泵的转速不为“0”时，请勿二次点动电机。

注意泵池最高工作压力（1.76MPa。）LNG潜液泵安全操作要求LNG潜液泵特性曲线图LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵

离心泵气蚀简单讲就是液体在一定压力下由液态变为气态，是由于在叶轮和泵的进口处形成真空，压力低于该液体的饱和蒸气压而形成的，是最严重的损害泵的一种现象，低温液化气介质的泵更容易发生。（1）保持泵进口有满足泵正常运行的正静压头；（2）泵启动前先进行泵预冷，使其温度达到泵启动的要求；（3）泵池真空绝热指标符合标准规范的要求；（4）泵进口管线绝热良好；（5）进口管设计安装合理，不产生气阻现象。离心泵气蚀预防措施LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵液击其实就是严重的气蚀现象，泵将LNG输送上来，由于金属容器壁或其他设备处于高温状态，在“热”的容器的热传导下，LNG温度上升，LNG沸腾使内压升高。由于液面以上气相部位的温度上升较快，同时气液相界存在温度差，LNG蒸汽从容器上部迅速喷出，导致泵内压力急速下降，这样泵内呈现过热状态。为了再次维持气液相的平衡，液相内的部分热量会转变成蒸发热，使得液体加速蒸发；同时过热液体内部产生许多的沸腾核，无数气泡形成和增大，液体体积急剧膨胀，冲击泵体而呈现液击现象。消除液击现象最有效的方法就是充分预冷。离心泵液击LNG气化站加气站主要设备与工艺技术三、LNG泵一种专门用于输送低温液体的无轴封电动泵，既有单级泵，也有多级泵。由于电机的机壳和泵的壳体是通过密封结构连接在一起的，因此没有轴封的泄漏问题。电机的壳体与泵体是连通的。两者之间只需要静密封，而不需要动密封，使泵对工作环境的适应性可大为增加。叶轮直接安装在电机的主轴上。在出口处有一小部分低温液体，对电机进行冷却。非潜液式低温泵低温离心泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术无轴封离心泵结构示意图三、LNG泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术无轴封永磁传动离心泵是以现代磁学基本理论，应用磁性材料所产生的磁力作用，来实现动力传递。磁传动部分由内、外磁转子组成，隔离套将内磁转子及介质与外磁转子隔绝，外磁转子由电机驱动，转动时利用磁耦合特性带动内磁转子旋转，完成非接触的力矩传递

，从而达到驱动泵的目的。

无轴封永磁传动离心泵结构简单紧凑，采用独特的润滑及冷却回路，一部分工艺液体自润滑及冷却传动部件，省去了机械密封泵所需的冷却、冲洗、急冷等繁杂的管路系统。

无轴封离心泵工作原理三、LNG泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术天然气作为汽车燃料，有压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）两种，为了在液化天然气加气站也能给CNG汽车加注压缩天然气，在LNG系统中增加L-CNG转换系统。利用柱塞式高压泵将液态天然气增压，然后气化升温，转变为压力很高的气态天然气而不需要压缩机，最高压力可达35MPa。配上高压储气瓶组和加气机，使得LNG加气站不仅可以为LNG汽车加气，同时也能给CNG汽车加气。三、LNG泵非潜液式低温泵低温柱塞泵LNG气化站加气站主要设备与工艺技术1、进液管道口径不小于DN40

；

2、排液管道口径不小于DN15

；3、确保储罐液位充足，至少1m

；4、泵至少预冷15min后，方可启动；5、如泵功率大，应采用降压启动或变频器控制起动；6、起动时观察泵出口和泵入口压差，确保泵进液充分。三、LNG泵柱塞泵安全操作要点LNG气化站加气站主要设备与工艺技术1、检查泵池顶盖连接有无泄漏；2、随时泵运转时有无异常噪音；3、每周检查外部螺栓有无松动；4、每4000小时检查轴承磨损情况，必要时更换；5、每8000小时拆卸泵体并检查所有部件的磨损情况，同时执行4000小时的检查内容，更换轴承。三、LNG泵柱塞泵日常检查维护要点LNG气化站加气站主要设备与工艺技术1、泵工作不起压：转向错误或进口正压头不足，应调整转向或储罐增压。2、不能按额定流量和压力输送：进口正压头不足；转向错误；进口压力低；管道阻塞、耐磨环磨损或叶轮损坏。3、泵体振动：净正压头不足；气蚀严重；轴承磨损；转动部件损坏。4、轴承过热或磨损过快：轴承过紧或预载；冷却不充分；振动或液体中含杂质。三、LNG泵柱塞泵常见故障及处理LNG气化站加气站主要设备与工艺技术四、气化器、增压器性能特点：一般采用翅片管连接，结构紧固，散热面积大，汽化效果好。

工作压力：0.1~25MPa

种类：空温式汽化器、电加热汽化器、水浴式汽化器、高压汽化器、低压汽化器、大型汽化器、杜瓦瓶用小汽化器、LNG强制风冷汽化器。按用途分：加热器、增压器。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术储罐增压气化器

按100m3的LNG储罐装满90m3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0．6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162．3℃，气态天然气出增压气化器的温度为-145℃。

设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化器。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。四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术空温式汽化器性能特点与用途：

汽化器是将低温液态气体（LO2、LN2、LAr、LCO2、LNG等）通过热交换，汽化成一定温度的气体，按用途分为高、低压两种。高压汽化器是将经过低温液体泵增压后的液氧、液氮、液氩汽化成高压气体充入钢瓶。低压汽化器是将贮槽中的低温液体汽化成低压气体，经调压装置通过管道输送至使用现场。

空温式汽化器是高效节能产品，相对于水浴式电加热汽化器与蒸气加热水浴式汽化器可节省大量的电或蒸气。

一般采用特殊的￠120、￠160、￠200大直径专用铝翅片管，化霜速度极快。

汽化器所有部件连接处的焊缝均采用氩弧焊焊接，焊缝整齐，美观，无气孔缺陷。

四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术1、空温式汽化器安装场所必须有良好的通风条件,远离高压源,油脂火源地,保持地面清洁干净。2、安装场所必须有安全出口,周围设有安全标志。3、安装场所应自备灭火消防器材。4、空温式汽化器一般安装在室外,必须设有导除静电的接地装置及防雷击装置。5、空温式汽化器的环境温度为-20-+50。6、工作人员必须按照JB6898-1997规程操作。

《低温液体储运设备安全使用规则》注意事项四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术卸车一般有自增压卸车和潜夜泵卸车两种方式，或两种联合卸车，尽量采用联合卸车，这样既可保证卸车速度，又能将槽车的LNG卸完，这就要求卸车增压器容量必须满足工艺要求，有些厂家虚报增压器容量，造成卸车困难，解决方案：不光看标注的容量，更要计算增压器的换热面积。卸车增压器的有效容量建议选择200-300m3/h。建议将卸车增压器、储罐增压器，调压（调饱和）增压器三体合一，这样可以优化管路布置，并节省设备占用的空间和提高设备利用率。在运行过程中会防止和消除气阻现象。卸车增压器四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术移动式卸车增压器四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术增压器（加热器的形式）四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术四、气化器、增压器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术加气机里的流量计目前使用较多的是质量流量计和容积式流量计，前者多为美国艾默生产品，容积式流量计现在为查特公司开发的产品。容积式流量计更适合加气站间断加气的工况，比较稳定可靠，故障率较低低。有公司使用是美国查特公司在德国生产的文丘里容积流量计。质量流量计计量精度高，但对气液两相要求严格，断续加气，常出现不能精确计量的情况，有时误差还很大。加气机的功能还应具备：小票打印、远程数据传输、数据存储等功能。价格调整。目前建议采用单管加气计量。五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术德国E+H美国艾默生五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术系统精度±1.0%没有移动部件，不需维修芯科技(打印，流量控制，等等.)液体在流过流量计的时间产生压力降，差压式传感器把这个信号转换成电信号并且计算出流量.五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术液体计量分流在计量过程中或在泄放管线中的分流是不被允许的。但是，可以设置手动的排空管，打开用于清洗，排空测量系统的液体。比较有效的方法的是，在计量系统的日常操作中，防止所有存在液体流动的通道的可能性。国际计量学组织M计量过程中的分流（是不允许的）气动阀可能在用户不知情的情况下被打开加注枪五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术具有泵保护功能具有蓝牙功能适用于低温介质，尤其适用于LNG系统主要功能操作员权限分级管理、系统登录双重验证、基本参数管理、公司信息登记、车辆信息登记、新卡发行、用户卡挂失、用户卡解挂、用户卡解黑、用户卡补卡、用户卡解灰、用户卡激活、用户卡充值、优惠管理、充值凭证打印、用户卡注销、用户密码设置、公司信息查询、车辆信息查询、用户卡信息查询、统计、数据导出到、数据整理、数据库手动、自动备份等。五、LNG加气机LNG气化站加气站主要设备与工艺技术BOG容器LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG加气站的储罐强调必须有两个气相管路，一条为BOG管线，一条为回气管线。在满足工艺要求的情况下，低温管路尽量做到简化、方便维修，尽可能地减少法兰连接。尤其注意管道设计布置有利于消除管道冷热应力。优先满足工艺要求，不刻意追求横平竖直。储罐根部阀、气动阀推荐采用进口品牌产品。管道系统布置的基本要求LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统介质温度-40℃～-196℃的阀门称之为低温阀门低温阀门包括低温球阀、低温闸阀、低温截止阀、低温安全阀、低温止回阀，低温蝶阀，低温针阀，低温节流阀，低温减压阀，低温三通阀，低温四通阀等，主要用于乙烯，液化天然气装置，LNG储罐，LNG接收站、卫星站，空分设备，石油化工尾气分离设备，液氧、液氮、液氩、二氧化碳低温贮槽及槽车等装置上。输出的液态低温介质如乙烯、液氧、液氢、液化天然气、液化石油产品等，不但易燃易爆，而且在升温时要气化，气化时，体积膨胀数百倍。卫星站（气化站）阀门操作及维护LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG卫星站（气化站）阀门种类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG卫星站（气化站）阀门种类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG卫星站（气化站）阀门种类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG卫星站（气化站）阀门种类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG卫星站（气化站）阀门种类LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统手动阀门是通过手轮、手柄来操作阀门的，操作人员要注意以下几点：

◆阀门的开启方向，通常是逆时针表示阀门打开，顺时针表示阀门关闭。因此，开关阀门时要注意方向。

◆阀门的手柄，手轮大小是根据阀门人力开关设计的。因此，只要手工转动阀门即可实现开关，一般不允许借助杠杆或扳手来开关阀门。为了防止用力过猛，损坏密封面及其他零件!

◆当关闭式开启闸阀及截止阀至死点时，要回转1/4圈至1/2圈，使螺纹更好密合，以免拧得过紧，损坏阀件。

◆不能把闸阀、截止阀做节流用，这样容易冲刷阀板及密封面，且引进振动泄漏，损坏阀门。

◆开启蒸汽阀门时，应缓慢开启，排除管道中的凝结水，防止产生水击现象。损坏阀门及管道。

◆大口径的闸阀、截止阀和蝶阀，有的设有旁通阀，其作用是平衡阀门两侧压力，减少开启力。因此开启时，应先打开旁通阀，再慢慢开启阀门，关阀时，应先关闭旁通阀，再慢慢关闭主阀门。

◆某些阀门关闭后，待温度下降后，阀件收缩，密封面出现细微泄漏现象，此时，应待阀门关闭后，再适当紧一次阀门即可。

手动低温阀门操作LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统

其他阀门是借助电动、电磁动、气动和液动等装置来启闭阀门的。靠仪表、电动开关等实现远程控制。因此操作人员应详细了解他动阀门的有关结构特点和工作原理，熟悉操作规程，能独立操作，能在事故状态下进行紧急处理。

其他低温阀门的操作LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统

◆防止阀门错开、错关、漏开、漏关。操作工要清楚了解每个阀门的作用及在工艺管道中的位置，防止误操作，否则可能造成跑料、混料、憋压等事故。如某炼油装置，在开工前进行蒸汽吹扫，某放空阀吹扫后漏关，结果，开工时，370℃的高温油浆从放空阀排出，造成大火，引进装置停工。

◆低温在0℃以下的季节，对停用的阀门，要主要防冻，及时打开阀底丝堵，排出里面的凝积水。对不能排除的和间断工作的阀门要采取保暖措施。

◆阀门泄漏时，应先判明泄漏部位及原因，一般情况下分内泄漏和外泄漏两种，外部渗漏按其外部结构分为填料处泄漏和阀盖、阀体渗漏以及密封面或衬里材料渗漏，操作人员应准确判断，自己能解决的要及时处理，不能解决的要维修工及时处理。

◆阀门填料压盖不宜压得过紧，以阀杆能灵活转动为宜，压得太紧，会增大阀杆摩擦力，增大操作扭矩等。阀门工作时，一般情况下不能随便带压更换或添加盘根，否则，导致介质泄漏引起危险。低温阀门操作注意事项LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统阀杆部位不容许加润滑油；检修阀门时注意防止水汽进入阀门或管道；注意阀门密封件的材质和质量；拆卸阀门时尤其注意排尽液体。低温阀门维护保养注意事项LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统徐州LNG卫星站（气化站）事故2011年2月8日晚19时07分，江苏徐州市二环西路北首沈场立交桥西南侧的卫星站（气化站）储气罐发生泄露引发大火。徐州消防支队先后出动15辆消防车、80余名官兵赶往现场处置火情。8日晚19时50分，20余米高的火势被成功控制。分析认为：是管道系统泄漏所引起的火灾。

事故案例LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统事故案例LNG气化站加气站主要设备与工艺技术事故描述：2012年2月8日晚19时07分，江苏徐州市二环西路北首沈场立交桥西南侧的加气站储气罐发生泄露引发大火。徐州消防支队先后出动15辆消防车、80余名官兵赶往现场处置火情。火势至2月9日下午16时30分左右，气罐火灾被消防队员成功扑灭。原因分析：在LNG贮罐区域着火应有两个条件，一是泄漏，二是点火源，失火前，贮罐底部区域出现LNG泄漏，但是没有天然气泄漏报警。点火源可能是外来的火种，当时正值正月初六，居民燃放的烟花炮竹是可能的外来火种。本次事故的直接原因：外来火种点燃了贮罐底部泄漏的天然气，引发大火。江苏徐州LNG加气站大火六、低温管道系统97LNG气化站加气站主要设备与工艺技术六、低温管道系统事故案例LNG气化站加气站主要设备与工艺技术增压器与贮罐距离过近液相管线没有紧急切断阀易泄漏的“法兰连接件”较多六、低温管道系统99LNG气化站加气站主要设备与工艺技术事后有关该加气站事故原因分析:1、LNG贮罐区域天然气泄漏报警器安装位置不当或者是报警器灵敏度不够，在发生天然气泄漏的情况下，没有及时报警。（莞长检查发现备电故障，将整个燃气报警器关闭了）2、LNG贮罐区域没有紧急切断的安全系统，这样在火灾情况下，仍有大量的泄漏气体在参与燃烧。(1)LNG贮罐底部管道系统的液相管上没见到“紧急切断阀”，因此没有实施：“泄漏-报警-关闭出液管路”的自动切断功能。(2)LNG贮罐区域没有“紧急切断按钮”，在发生危险时，不能人为启动紧急切断系统。六、低温管道系统100LNG气化站加气站主要设备与工艺技术3、LNG贮罐底部管路系统中有多组“法兰联接”件，它是LNG站中最大的泄漏点，尤其在火灾情况下，更容易发生泄漏，这是徐州火灾中，有大量LNG流出助长火势的重要原因。管路系统采用焊接的联接方式就不会存在法兰联接件泄漏的隐患。六、低温管道系统101LNG气化站加气站主要设备与工艺技术4、贮罐的自增压器也存在泄漏的隐患，应当与贮罐保护一定的距离，不能直接放在贮罐下部。六、低温管道系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术七、仪表风系统LNG气化站加气站主要设备与工艺技术七、仪表风系统阿特拉斯英格索兰阿特拉斯品牌LNG气化站加气站主要设备与工艺技术七、仪表风系统仪表风系统运行注意的事项1、定期进行排水、排油污（压缩机和气动阀处）；2、防止电机缺相运行；3、注意空压机的通风冷却。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术八、安全防火设施及附件11.4.1加气站、加油供气合建站应设置可燃气体检测报警系统。11.4.2加气站、加油供气合建站内设置有LPG设备、LNG设备的场所和设置有CNG设备（包括罐、瓶、泵、压缩机等）的房间内、罩棚下，应设置可燃气体检测器。GB50156-2012相关规定11.4.4LPG储罐和LNG储罐应设置液位上限、下限报警装置和压力上限报警装置。LNG气化站加气站主要设备与工艺技术八、安全防火设施及附件10.1.1加油加气站工艺设备应配置灭火器材，并应符合下列规定：1每2台加气机应配置不少于2具4kg手提式干粉灭火器，加气机不足2台应按2台配置。2每2台加油机应配置不少于2具4kg手提式干粉灭火器，或1具4kg手提式干粉灭火器和1具6L泡沫灭火器。加油机不足2台应按2台配置。3地上LPG储罐、地上LNG储罐、地下和半地下LNG储罐、CNG储气设施，应配置2台不小于35kg推车式干粉灭火器。当两种介质储罐之间的距离超过15m时，应分别配置。GB50156-2012相关规定LNG气化站加气站主要设备与工艺技术消防设施

LNG气化站的消防设计根据CB50028—2006《城镇燃气设计规范》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0．15L/(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GB50016—2006《建筑设计防火规范》和GB50028—2006《城镇燃气设计规范》选取。八、安全防火设施及附件LNG气化站加气站主要设备与工艺技术八、安全防火设施及附件GB50156-2012相关规定LNG气化站加气站主要设备与工艺技术

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。

九、运行管理LNG气化站加气站主要设备与工艺技术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却速率≤1℃/min。管道或设备温度每降低20℃，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扫、置换常温设备及管道，最后用LNG将储罐中的液氮置换出来，就可正式充装LNG进行供气。

九、运行管理LNG气化站加气站主要设备与工艺技术3、

运行管理与安全保护

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0．3～0．7MPa，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，自增压阀的关闭压力约为0．69MPa，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。

九、运行管理LNG气化站加气站主要设备与工艺技术2）