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1、液化天然气（LNG）气化站运行操作手册上海清泰液化天然气编制二零零五年八月企业介绍上海清泰液化天然气是一家致力于液化天然气（LNG）事业发展、集投资开发和工程建设于一体专业化企业，伴伴随中国LNG产业发展而成长。企业聚集一批在LNG产业领域里从事理论研究和工程实践先行者，围绕LNG资源进口、储运、终端利用和技术研发开拓业务，为促进国家能源结构变革、提升能源综合利用效率、保护生态环境而进行着努力和探索。上海清泰企业奉行“真诚合作、协调发展”企业精神，不停追求优异项目管理模式，努力打造清泰品牌。清泰企业愿和燃气界同行一起努力，共同推进中国LNG产业发展，为LNG在中国广泛普及应用作出主动贡献。联络
2、方法：上海清泰液化天然气企业地址:上海浦建路145号强生大厦1602室联络电话:，50899291传真号码:目 录企业介绍0目 录1第一章 天然气和液化天然气（LNG）知识41.1 天然气知识41.1.1 天然气组成41.1.2 天然气燃烧特征51.1.3 天然气储运61.2 LNG基础性质81.2.1 LNG组分91.2.2 LNG物性数据91.2.3 LNG特点10第二章 LNG气化站工艺介绍112.1 气化站工艺步骤112.1.1卸车工艺122.1.2 贮存增压工艺122.1.3 气化加热工艺132.1.4 BOG处理工艺132.1.5 安全泄放工艺142.1.6 计量加臭工艺142.2
3、 气化站部署152.3 LNG气化站关键设备152.3.1 LNG储罐152.3.2 空浴式气化器162.3.3 水浴式加热器162.3.4 缓冲罐162.3.5 加臭装置172.4 工艺操作步骤172.4.1 卸车工艺操作步骤172.4.2 装车工艺操作程序182.4.3 贮罐首次出液气化工艺操作程序182.4.4 立式低温贮罐运行操作规程192.4.5 水浴式加热器操作规程202.4.6 加臭机操作规程212.4.7 燃气锅炉操作规程212.4.8 氮气瓶组操作规程222.4.9 二氧化氯发生器操作规程222.4.10 消防水泵操作规程222.4.11 柴油机操作规程232.5 安全操作注
4、意事项242.6 设备巡检242.7 故障处理24第三章 消防263.1 消防设施263.2 消防安全管理263.2.1 消防安全管理制度263.2.2 灭火救援273.2.3 消防器材管理制度283.3 操作要求283.4 操作注意事项28第四章 自控304.1 控制系统304.2 关键设备304.2.1 统计仪304.2.2 闪光报警系统304.3自控说明314.3.1 紧急停车314.3.2 供氮314.3.3 流量计量314.3.4 加臭控制314.4.5 消防32第五章 电气33第六章 安全管理346.1 安全管理制度346.1.1 安全防火“十大禁令”346.1.2 防火、防爆安全
5、要求346.1.3 生产区安全管理要求356.1.4 气化站安全管理要求356.1.5 气化站巡回检验制度356.1.6 交接班管理制度366.1.7 安全保卫制度366.2 气化站设备管理安全规程37第七章 LNG气化站应急预案387.1危险分析387.1.1 来自天然气危险387.1.2 来自LNG危险387.2 风险控制397.2.1 对可能产生超压设备管线设置安全泄压系统397.2.2 设置紧急事故切断系统397.2.3 设置可燃气体报警设施397.2.4 临时高压消防水系统397.2.5 高倍数泡沫系统397.2.6 配置移动式小型干粉灭火器397.3. 事故应急预案397.3.1
6、天然气泄露397.3.2 天然气着火407.3.3 LNG储罐根部阀之前大量泄露407.3.4 LNG储罐泄露着火407.4 应抢救护417.4.1触电救护417.4.2严重冻伤抢救41第八章 专业相关知识428.1 电气知识428.1.1 变配电装置428.1.2 防雷电，防静电和保护接地438.1.3 电气防火和防爆458.1.4 安全操作方法458.2 压力容器及其运行468.3 安全附件488.3.1 安全阀488.3.2 爆破片498.3.3 常见阀门508.4 灭火基础常识528.4.1 灭火基础方法528.4.2 初起火灾扑救538.4.3 义务消防队建设和管理548.4.4 灭
7、火材料588.4.5 常见消防器材灭火器61第九章 安全学习习题集69一、选择题69二、判定题73三、填空题73四、问答题73第一章 天然气和液化天然气（LNG）知识1.1 天然气知识近20多年来，世界天然气需求连续稳定增加，平均增加率保持在2%，估计在世界能源组成中比重将会增加到29%左右。中国是开发利用天然气资源最早国家。新中国成立后，天然气产业有了很大发展。尤其是“八五”以来，中国储量快速增加，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50%，尤其是天然气在能源结构中所占百分比极低，不到世界平均水平十分之一。伴随中国国民经济
8、连续发展，工业化程度不停提升，对清洁能源需求不停增大，预示着天然气含有很大发展空间，中国天然气产业含有良好发展前景。中国天然气产业正面临着前所未有发展机遇和挑战。伴随科技进步，世界能源消费结构不停地向低碳化演变，天然气作为低碳化清洁能源在世界各国全部得到了高度重视和发展，而现在中国天然气产业发展和国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构调整、加强环境保护和可连续发展等基础国策出发，“十五”将大力发展天然气开发利用，这将为天然气产业发展发明良好环境。1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成复杂混合物。大多数天然气关键成份是气体烃类，另外还含有少许非烃类气体。天然气中烃类基础上是烷
9、烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、和少许已烷以上烃类。在中有时还含有极少许环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。天然气中非烃类气体，通常为少许氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，和微量惰性气体如氦、氩、氙等。天然气中水蒸气通常呈饱和状态。天然气组成并非固定不变，不仅不一样地域油、气藏中采出天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏不一样生产井采出天然气组成也会有很大区分。1、依据化学组成不一样分类（1）干性天然气：含甲烷90%以上天然气。（2）湿性天然气：除关键含甲烷外，还有较多乙烷、丙烷、丁烷等气体。2、依据天然气起源分类（1）纯天然气：气藏中经过采气井开采出来天然气
10、称为气井气。这种气体属于干性气体，关键成份是甲烷。（2）油田伴生气：系指在油藏中和原油呈平衡接触气体，包含游离气和溶解在原油中溶解气两种。油田气是和石油伴生，是天然气一个，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时和原油一起打出，气油比（m3/t）通常在20500范围内。这种气体中含有60%90%甲烷，10%40%乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。（3）凝析气田气：是含有轻易液化丙烷和丁烷成份富天然气。这种气体通常含有甲烷85%90%，碳三到碳五约2%5%。可采取压缩法、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矿井气，习惯称为矿井瓦斯气。1.1.2 天然气燃烧特征天然气
11、最关键成份是甲烷，基础不含硫，无色、无臭、无毒、无腐蚀性，含有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，现在已成为众多发达国家城市必选燃气气源。城市燃气应按燃气类别及其燃烧特征指数（华白数W和燃烧势CP）分类，并应控制其波动范围。华白数W按式（1）计算：（1）式中：W华白数，MJ/m3（kcal/m3);Qg燃气高热值，MJ/m3/（kcal/m3）；d燃气相对密度（空气相对密度为1)。燃烧势CP按式2计算：（2）（3）式中：CP燃烧势；H2燃气中氢含量，%（体积）；CmHn燃气中除甲烷以外碳氢化合物含量，%（体积）；CO燃气中一氧化碳含量，%（体积）；CH4燃气中甲烷含量，%（体积）；d燃气相对密
12、度（空气相对密度为1）；K燃气中氧含量修正系数；O2燃气中氧含量，%（体积）。城市燃气分类应符合表要求。 城市燃气分类（干，0，101.3kPa）表类别华白系数W,MJ/m3（Kcal/m2）燃烧势CP标准范围标准范围人工燃气5R22.7 (5430)21.1(5050)24.3(5810)9455966R27.1 (6470)25.2(6017)29.0(6923)108631107R32.7 (7800)30.4(7254)34.9(8346)12172128天然气4T18.0 (4300)16.7(3999)19.3(4601)2522576T26.4 (6300)24.5(5859)2
13、8.2(6741)29256510T43.8 (10451)41.2(9832)47.3(11291)33313412T53.5 (12768)48.1(11495)57.8(13796)40368813T56.5 (13500)54.3(12960)58.8(14040)414094液化石油气19Y81.2 (19387)76.9(18379)92.7(22152)48424922Y92.7 (22152)76.9(18379)92.7(22152)42424920Y84.2 (3)76.9(18379)92.7(22152)464249注：6T为液化石油气混空气，燃烧特征靠近天然气。1.1
14、.3 天然气储运天然气是以气态燃用，但储运方法有管输天然气、压缩天然气、液化天然气等多个形式。另外，现在还在发展天然气水合物。1. 压缩天然气（CNG）压缩天然气（CNG）是经过压缩机加压方法，将天然气压缩至容器，增加容器存放体积天然气运输方法。通常情况下，天然气经过几级压缩，达成20MPa高压，在用气时在经减压阀降压使用。在20MPa高压下，天然气压缩比能够达成276。CNG在生产和利用过程中成本相对较低，能耗低。不过因为采取粗笨高压气瓶，造成CNG单车运输量比较小，运输成本高。所以，通常认为该种方法只适合为距离气源地近、用气量小城市供给燃气。CNG项目标特点：和LNG相比，设备相对简单、投
15、资少；和管道天然气相比要灵活，因为管道一旦建设好以后，无法依据市场需要发生转移。2. 液化天然气（LNG）当日然气在大气压下，冷却至约-162时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。LNG体积约为同量气态天然气体积1/625，密度在450kg/m3左右。可见液化天然气含有较大气液，便于运输。另外，因为LNG燃点及爆炸极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好。LNG项目包含液化工厂、低温储槽和再气化工厂建设。液化和再气化工厂经济可行性由年产量和最高供气量决定。因为LNG所以低温液体，其生产、储运及利用过程中全部需要对应液化、保温和
16、气化设备，投资额高。这种运输形式只有在规模发展较大时才含有合理经济性能。3. 管输天然气（PNG）管输天然气是经过管道直接将天然气输运到用户点一个运输方法，关键针对气源地用户或和气源地经过陆地相连国家之间天然气运输。管道长度对于PNG方法有一定要求。对于距离气源地较远地域，只有当用气量较大时才会含有很好经济性。因为海底管道建造和维护费用高，当日然气海上运输距离较长时，将会倾向于采取LNG船运输。和LNG项目不一样，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。管道基础建设投资是影响项目经济可行性关键决定原因。基础建设投资额伴随管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数改变而改变。天然气井口价格也对
17、PNG项目标经济可行性有较大影响。当日然气进口价格一定时，运输距离是决定其贸易方法关键原因。假如输送距离高于临界点，LNG项目将愈加可行。据英国BP企业提供数据，管道天然气和液化天然气运输成本运输距离临界值大致在40005000公里间。4. 其它技术除了上述三种已经成熟天然气存放技术，各国还在主动探寻其它更经济有效方法。其中包含天然气水合物（NGH ，Natural 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下一个关键目标。海底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
18、域热点。天然气水合物是在一定条件（适宜温度、压力、气体饱和度、水盐度、pH值等）下由水和天然气组成类冰、非化学计量、笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形整天然气水合物关键气体为甲烷，对甲烷分子含量超出99天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。在标准情况下，1单位体积气水合物分解最多可产生164单位体积甲烷气体。不过依据现在发展来看，该技术距离工业应用成熟水平还有一定距离。吸附天然气技术是利用部分诸如活性炭等多孔性固体物质对气体吸附特征进行储气。因为这种新型储气方法也要求在一定压力作用下（通常为3MPa-4MPa）方能最大程度地提升气体附量（如在储存压力为3.5 MPa
19、时，理论储气量可达其容积体积150倍），所以从一定意义上讲，该储存方法同属压力储存。但因为储存压力较CNG大为降低，所以容器重量对应减轻，安全性相对提升。当储气容器改良一样是减轻车辆无效载重、提升空间利率、减缓容器内外壁腐蚀等部题最根本方法。现在该技术关键部分：吸附剂和热能储存器开发已经有了较大进展。作为天然气储存一个方法，因为单位存放介质吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模应用。现在只有少数机构能够将其应用到天然气汽车上。1.2 LNG基础性质天然气关键组分是甲烷，其临界温度为83，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）
20、多存放在温度为162、压力为0.1MPa左右低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷600多倍，体积能量密度为汽油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，采取节流膨胀及外加冷源冷却工艺使得天然气液化。预处理关键包含清除，以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基础负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基础负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大系统工程， 投资高达数十亿美元。因为项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油企业和资源拥有国政府合资建
21、设。基础负荷型天然气液化装置液化单元常采取级联式液化步骤和混合制冷剂液化步骤。20 世纪60 年代最早建设天然气液化装置, 采取当初技术成熟级联式液化步骤。到70年代又转而采取步骤大为简化混合制冷剂液化步骤(MRC)。80 年代后, 新建和扩建基础负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采取APCI 企业丙烷预冷混合制冷剂液化步骤(C3/MRC) 。调峰型天然气液化装置是小流量天然气液化装置, 并很年连续运行。所以, 调峰型液化步骤要求含有高效、灵活、简便、低成本特点。通常, 对于管道气压力较高情况, 为充足利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化步骤。选择调峰型LNG液化步骤, 必需依据具体设计要求
22、和外围条件对上述原因进行综合考虑, 即对不一样液化步骤投资成本、比功耗、运行要求和灵活性进行全方面对比, 才能最终决定采取何种液化步骤。天然气液化工厂工艺步骤不一样，出厂LNG温度和压力也有所不一样，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0.35MPa。1.2.1 LNG组分新疆广汇和中原绿能LNG工厂生产LNG组分以下：组分分子式体积含量mol%新疆广汇中原油田甲烷CH486.2395.857乙烷C2H612.772.936丙烷C3H80.34280.733异丁烷C4H100.201正丁烷C4H100.105异戊烷C5H1
23、20.037正戊烷C5H120.031已烷C6H140.009庚烷C7H160.003辛烷C8H180.003氮N20.65500.0851.2.2 LNG物性数据新疆广汇LNG物性以下：分子量： 17.3气化温度： 162.3（常压1.053bar）临界温度： 82.5液相密度： 440kg/Nm3气相密度： 0.75 kg/Nm3（15.5）燃点： 650热值： 8700kcal/Nm3气化潜热： 0.51MJ/Kg（121Kcal/Kg）运动粘度： 12.072106m2/s燃烧势： 45.18CP华白数： 54.23MJ/m3爆炸极根 上限 15.77 下限 4.911.2.3 LNG
24、特点1. 天然气液化后，体积缩小600多倍，能够在公路、铁路、船舶上实现经济运输。2. 储存效率高、占地少、投资省。3. 建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展。4. LNG可作为优质清洁车用燃料，有效降低汽车尾气排放对大气污染，应用前景宽广。5. LNG气化过程，释放出大量冷量，有很高综合利用价值。6. LNG生产使用较液化石油气更为安全可靠。其燃点为650，比汽油高230，爆炸极限为515，气相密度为0.772kg/Nm3左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引发爆炸。7. 当LNG气化和空气混合物浓度达成爆炸极限范围内时，碰到明火、火星即可发生爆炸，一旦爆炸将会酿
25、成较大事故。8. LNG火灾灭火后在未切断可燃气体气源或易燃可燃液体液源情况下，碰到火源或高温将发生复燃、复爆。故LNG一旦燃烧，只有在完全切断气源或有很可行、可靠安全方法情况下，方可灭火，不然只能在安全保护下让其安全燃烧掉。不然，将引发复燃，复爆，造成更大损失。9. LNG在液化过程中已经脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，是一个十分清洁能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。另外，和其它能源形式相比，使用天然气经济性也强。能源种类价格单位热值相同热值比较（元/10000kcal）工业用煤400元/吨5500kcal/kg0.73柴油4600元/吨10302kcal/kg4.47瓶装液化气70元
26、/15kg11650kcal/kg4.01工业用电0.6元/千瓦时860kcal/千瓦时6.98民用电0.5元/千瓦时860kcal/千瓦时5.81天然气到户价2.8元/m38900kcal/m33.15第二章 LNG气化站工艺介绍2.1 气化站工艺步骤广汇LNG采取罐式集装箱贮存，经过公路运至贮存气化站，在卸气台经过集装箱自带增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。非工作条件下，贮槽内LNG贮存温度为-162，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后低温LNG自流进入主空温式气化器，和空气换热后
27、转化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低10，压力在0.35Mpa；当空温式气化器出口天然气温度达不到5以上时，经过水浴式加热器升温。最终经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。步骤可见下图：序号名称作用备注1低温储罐LNG储存通常体积40150m32储罐增压器使储罐内压力升高，实现LNG流向空浴式气化器3空浴式气化器将LNG气化成气态，向管网供给4水浴式加热器空浴式气化器出口天然气温度达不到要求时，使用该设备加热冬季或雨季空浴式气化器出口天然气温度达不到5以上时，还必需使用水浴式加热器，使其温度达成15。5BOG储罐储罐静置过程中，因为漏热将有部分LNG气化，形成BOG。为了预防储罐内
28、压力过高，将BOG输送到BOG储罐。6BOG加热器使BOG在进入BOG储罐之前加热6EAG加热器用于蒸发气放散前加热，避免天然气放散温度低，密度高，不易散去7排气筒用于天然气放散8加臭装置天然气本身无味，需要在出站前加入臭剂，便于用户检漏和安全使用2.1.1卸车工艺采取槽车自增压方法。集装箱贮槽中LNG在常压、-162条件下，利用自带增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa，利用压差将LNG经过液相管线送入气化站低温贮槽。另外，卸车进行末段集装箱贮槽内低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺管线包含液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫管线和若干低温阀门。2.1.2 贮
29、存增压工艺在LNG气化供给工作步骤中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最终进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.350.40MPa压力，确保LNG输出量。中小型LNG贮存气化站常见增压方法通常有两种，一个是增压气化器结合自力式增压调整阀方法；一个是增压气化器结合气动式增压调整阀方法。本工程设计选择增压气化器结合气动式增压调整阀方法。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。工艺步骤图以下图。当LNG贮槽压力低于升压调整阀设定开启压力时，调整阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后经过贮槽顶部气相管进
30、入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调整阀关闭，空温气化器停止气化，伴随罐内LNG排出，贮槽压力下降。经过调整阀开启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。2.1.3 气化加热工艺采取空温式和水浴式相结合串联步骤，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采取自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定时除霜、定时切换。在两组空温气化器入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器经过气动切断阀在控制台处定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0时，低温报警并连锁切换空温气
31、化器。水浴式加热器依据热源不一样，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采取热水加热式，利用热水炉生产热水和低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0时，低温报警并手动开启水浴加热器。2.1.4 BOG处理工艺因为吸热或压力改变造成LNG一部分蒸发为气体(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体包含： LNG贮槽吸收外界热量产生蒸发气体 LNG卸车时贮槽因为压力、气相容积改变产生蒸发气体 受入贮槽内LNG和原贮槽内温度较高LNG接触产生蒸发气体 卸车时受入贮槽内气相容积相对降低产生蒸发气体 受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生气体 集装箱式贮槽内残余气体 本设计采取
32、槽车自压回收方法回收BOG。回收BOG处理采取缓冲输出方法，排出BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。所以需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供给水浴加热器）。2.1.5 安全泄放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。依据其特征，根据规范要求必需进行安全排放，设计采取集中排放方法。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，对放空低温NG进行集中加热后，经阻火器后经过25m高放散塔高点排放，EAG加热器采取50
33、0Nm3/h空温式加热器。常温放散NG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。为了提升LNG贮槽安全性能，采取降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护方法。安全阀设定压力为贮槽设定压力0.78Mpa。缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压力。在部分可能会形成密闭管道上，设置手动放空加安全阀双重方法。管道设计压力为1.0Mpa。2.1.6 计量加臭工艺主气化器及缓冲罐气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采取气体涡轮番量计，计量精度1.5级。量程比大于1 :16，可满足最小流量和最大流量时计量精度要求。流量
34、计表头为机械字轮显示，不丢失计量数据。流量计配置体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数修正赔偿。可存放十二个月或更长时间内数据，对流量实现自动管理和监控功效。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中止供气。加臭设备为撬装一体设备。依据流量计或流量计积算仪传来流量信号按百分比地加注臭剂，也可在按固定剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。含有运行状态显示，定时报表打印等功效，运行参数可设定。2.2 气化站部署气化站可分为两大区域：生产区及辅助生产区。生产区：关键有LNG储罐、空浴式气化器、水浴式加热器、缓冲罐、加臭装置等生产设备，也包含卸车台及槽车回转场地。辅助生产区：包
35、含控制室、变配电室、柴油发电机房、消防泵房、消防水池和氮气棚等。依据设计规范要求，生产区和辅助生产区用实体围墙分开。站区对外开有23个大门，生产区只许可LNG槽车进出，不许可无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭。气化站操作人员进入站内从辅助生产区大门进出，做到人货分流。生产操作人员进入生产区由辅助生产区和生产区之间隔墙便门进出，非操作人员不得进入生产区加入城市燃气规范要求。2.3 LNG气化站关键设备2.3.1 LNG储罐本设计确定贮槽采取50m3地上式金属单罐，其结构形式为真空粉末绝热、立式圆筒形双层壁结构，采取四支腿支撑方法。内槽采取耐低温奥氏体不锈钢0Cr18Ni9-GB4237制成。材
36、料将按压力容器安全技术监察规程，GB150和产品图样要求：制造时应有焊接工艺评定及做焊接试板力学性能检验，同时还将经受真空检漏，包含氦质谱真空检漏考评，以符合真空绝热要求。外槽采取压力容器用钢板16MnR-GB6654制成。材料应附材质证实。外槽是为了满足夹层真空粉末绝热要求而设计保护壳。外槽属于真空外压容器，对外槽检验除经受0.115Mpa内压气密检验外，还应进行真空检验，包含氦质谱真空检漏考评，以符合真空绝热要求。外槽上方安装有外槽安全泄放口，以确保外槽安全。内外槽间安装有内外槽固定装置，固定装置将满足生产、运输、使用过程强度、稳定性需要及绝热保冷需要。夹层内填装优质专用珠光砂保冷材料用于
37、保冷，同时夹层内还设置抽真空管道。工作介质： LNG操作温度： 145最高工作压力： 0.6MPa（表压）液位静压充装系数： 0.95内罐材料： 0Cr18Ni9外罐材料： 16MnR支腿材料： 16MnR绝热材料： 真空粉末绝热夹层抽真空，其封结真空度不低于4Pa。2.3.2 空浴式气化器空温式气化（加热）器导热管是将散热片和管材挤压成型，导热管横截面为星形翅片。气化器材质必需是耐低温（-162），现在中国常见材料为铝合金（LF21），其结构型式为通常为立式长方体。本工程空温气化（加热）器包含有LNG主气化器、贮槽增压器、BOG加热器、EAG加热器。关键工艺参数LNG主气化器贮槽增压器BOG
38、加热器EAG加热器设计进口温度196196196196运行进口温度162162162162设计出口温度205019620502050运行出口温度环境温度10162常温常温设计压力1.0Mpa1.0Mpa1.0Mpa1.0Mpa运行压力0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa满负荷连续运行时间6小时4小时4小时2.3.3 水浴式加热器水浴式加热器依据热源不一样，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采取热水式，由1台热水炉供给热源。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中低温NG和热水进行热交换，成为常温NG。导热盘管采取不锈钢(0Crl8Ni9)，筒体采取碳钢，立（卧）式圆筒形。
39、主加温管路关键工艺参数以下： 设计进口温度/运行进口温度：196/162 设计出口温度/运行出口温度：2050/515 设计压力：1.0Mpa 运行压力：0.4Mpa2.3.4 缓冲罐设置缓冲罐关键目标是为了缓冲经过加温后BOG气体，稳定出站天然气压力。设计选择1台200m3高压贮槽，关键工艺参数以下：设计温度： -2050设计压力：1.0MPa运行压力：0.4MPa设计水容积：200m3材质： Q235A2.3.5 加臭装置本设计采取沈阳贝尔生产燃气加臭装置，该装置一体化撬装，型号为RJZB-DD，单泵单路臭剂输出。设备尺寸11008001800mm。该装置配置200Kg臭剂罐，采取电磁驱动
40、隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩滴入，滴入量控制在1520mg/m3。加臭控制器采取工业单片机，能够依据流量计提供420mA流量信号控制加臭量，实现依据燃气流量改变自动控制。控制器上盘安装，需提供220V5V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-41.5mm2铠装电缆3条。2.4 工艺操作步骤2.4.1 卸车工艺操作步骤1. 确定进液管干线处于冷态，不然应利用上进液（LNG贮罐上进液或罐车上进液）冷气预冷进液管。2. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完成，把指示牌放置车前，预防卸车时开启车辆。3. 卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。4. 打开目标罐上下进液阀，确定进液总管压力。5.
41、 连接卸车软管及接地线，检验卸车台阀门启闭状态，确保卸车管路和增压管路通畅，旁路关闭。6. 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。7. 吹扫完成，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成，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。8. 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成，时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液，进液管线压力和贮罐压力差确保在0.2 Mpa以上，但进液管压力不得超出0.65 Mpa9. 卸车过程中，当罐车LNG液位在400mm以上时，罐车压力应保
42、持在0.7 Mpa左右。10. 当罐车LNG液位趋近于零位，罐车LNG压力和目标贮罐LNG压力相等时视卸车完成。11. 向BOG缓冲罐排放罐车内余气后，关闭罐车液相、气相阀门，打开卸车台进液管和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管低压余气经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。12. 关闭进液目标罐进液前阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。13. 卸车时为加紧卸车速度可打开目标罐手动BOG阀，或将被充装罐增压回路和相它罐增压回路连通，以达成降低罐内压力目标，方便提升卸车速度。2.4.2 装车工艺操作程序1. 确定进液管干线处于冷
43、态，不然应利用LNG贮罐上进液冷气预冷进液管。2. 接到装车指令后，关闭进出液连通阀，关闭卸车回流阀。3. 打开出液罐下进液阀，根据“贮罐增压工艺操作程序”给出液罐增压至0.5 Mpa，并在装车过程中保持其压力状态。4. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完成，把指示牌放置车前，预防装车时开启车辆。5. 连接装车软管及接地线，打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对装车软管进行氮气吹扫。6. 缓慢打开装车台进液闸阀,对管线进行预冷（以进液法兰结霜视为预冷完成,时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液。7. 装车时为加紧卸车速度，罐车BOG应和BOG缓冲罐连通，以降低罐车内压力。8. 当罐车液位指示到900mm时，关闭出液罐下进液，停止增压，打开出液罐上进液，当液相管中LNG全部装入罐车时，关闭罐车液相阀，气相阀，打开装车台进液管和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管余气经过放空管路排出后，拆卸软管及接地线。收回车辆指示牌。9. 关闭出液罐上进液阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。10. 检验全部阀门和设备是否处于正常状态。并对贮罐和槽车压力和液位做统计。2.4.3 贮罐首次出液气化工艺操作程序1. 打开贮罐上进液阀，进、出液管连通阀，罐车回流阀，贮罐区至气化区截止阀，使出液管路、进液管路通畅，确保进、出液管路旁路关