LNG加气站范文

LNG加气站范文（精选11篇）

LNG加气站 第1篇

随着液化天然气 (LNG) 在能源结构中所占的比例逐渐增多, LNG加气站也呈现出蓬勃发展的态势。与传统固定式LNG加气站 ( 固定站) 相比, 箱式LNG加气站 ( 箱式站) 以其集成度高、安全性高、可靠性强、现场施工费用低等优点, 越来越受到人们的欢迎。箱式站由设备箱和控制箱两个箱体组成, 设备在工厂内部整体制造检验, 到项目现场后只需完成设备箱和控制箱之间电气接线工作, 即可投入使用。

1 设备箱系统设计

以30 立方箱式站为例, 设备箱的整体尺寸约为:16 米×3米×3 米, 设备箱内包括箱体系统、储罐系统、管路系统及和仪表变送器系统。

(1) 箱体系统箱体系统的设计应充分考虑存液、通风、排水等关键问题。

箱体内侧应设拦蓄池, 拦蓄池内的有效容量不应小于LNG储罐的容量, 且拦蓄侧板的高度不应小于1.2m, LNG储罐外壁至拦蓄池侧板的净距不应小于0.3m。拦蓄池的底板和侧板应采用耐低温不锈钢材料, 并应保证拦蓄池有足够的强度和刚度, 在承受泄露的LNG液体时, 不发生破裂和垮塌。

箱体系统应能容纳设备箱内部的设备。设备箱侧板高出拦蓄池侧板以上的部位和箱体顶部应设百叶窗, 百叶窗应能有效防止雨水进入箱体内部。百叶窗的通风能力应能满足通风口总面积不应小于300cm2/m2 ( 箱体占地面积) , 通风口不应少于2个, 并应设置在可燃气体容易积聚的部位。

除自然通风外, 箱体还应设置强制通风措施, 通风设备的通风能力在工艺设备运行期间应按每小时换气12 次计算, 在工艺设备非工作期间应按每小时换气5 次计算。通风设备应防爆, 并应与安全报警系统连锁, 在安全报警系统发出警报后, 通风设备自动进入工作状态。

箱体材料应为金属材料, 且应满足相关标准规范规定的“不燃材料”的等级要求。箱体内部和外部的设计都应考虑排水, 箱体底板应有不小于2‰的坡度, 并应坡向排水槽;箱体顶盖四周应设计排水口, 且要求中间略高于四周的排水口, 以利于雨水的快速排净[1]。

(2) 储存系统LNG为-162℃的低温液体, 储罐系统的设计不仅要考虑储罐在低温下的强度, 还要考虑储罐的绝热性能, 绝热性能的优劣直接影响箱式站运行的经济性。LNG储罐的支撑结构根据其容积和各厂家的设计习惯, 可采用多种形式, 主要有吊带结构和径向支撑管结构, 支撑结构的设计要在保证其强度的情况下尽可能的减少外界热量的输入。

LNG储罐的绝热形式主要有珠光砂绝热和高真空多层绝热, 无论是珠光砂绝热还是多层绝热, 都需要对内外罐之间的夹层抽真空, 保持一定的真空度, 具体数值可参照相关标准的规定。

LNG储罐的设计压力和工作压力关系要满足GB50156 相关要求的规定, 储罐内容器一般采用耐低温的奥氏体不锈钢 (06Cr19Ni10) , 外容器可采用Q345R。储罐需设置防止内容器超压破坏的安全阀, 安全阀的泄放压力应不大于内容器的设计压力[2]。

(3) 管路系统管路系统包括卸液、饱和增压、加气计量等工艺系统, 各分系统是一个有机整体。

①卸液系统。LNG通过低温运输槽车送抵箱式站站区后, 在箱式站卸车口附近停车固定, 连接好静电接地导线。卸液可以选用增压卸液和泵卸液, 增压卸液需首先通过箱式站上配备的或者是槽车自带的增压器对槽车进行增压, 在保证槽车压力高于储罐压力时, 连接好卸液管路, 打开卸液管路的阀门, 对储罐进行充装。可根据储罐内液体的饱和度来选择是顶部进液或者是底部进液, 一般情况下可选用顶部进液来降低储罐的压力, 以利于卸车过程的顺利进行。在卸液过程中如果槽车压力持续下降, 可以通过边卸液边增压的方式来维持槽车压力恒定, 以保持稳定的卸液流速。

泵卸液是利用潜液泵或专用卸车泵来完成LNG的输送, 采用泵卸液之前, 必须要使用槽车内的低温液体对泵进行预冷, 只有当预冷温度达到设定温度时, 泵才可启动。在卸液过程中要持续观测槽车和储罐的压力及液位, 如果出现压力或者液位异常时, 要及时切断卸液过程, 排查原因后再进行相关操作。采用泵卸液时, 如果槽车压力过低, 也可对槽车进行增压以提高液体的过冷度, 该举措有利于提高泵的工作效率[3]。

箱式站配备的槽车增压器可选用空浴式汽化器, 汽化器多采用卧式结构, 以保证LNG能依靠自身的液柱静压顺利的实现增压需要, 汽化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2 倍。

②饱和增压系统。饱和增压系统是通过潜液泵把LNG输送至储罐增压器, 低温液体在增压器内吸收热量后再返回储罐底部, 通过这种方式来提高储罐内LNG的饱和温度, 也不会使储罐气相空间压力升高过快。天然气在临界点和三相点之间的状态称为饱和态, LNG在处于饱和态的情况下, 其压力和温度是一一对应的, 提高了饱和温度其饱和压力也相应提高, 通常LNG储罐的饱和压力可维持在0.5 ~0.6MPa, 这样用户终端的饱和压力在经过管线吸热后可上升至0.8MPa左右, 以满足车载瓶发动机对用气压力的需要。

贮罐增压器可选用空浴式汽化器, 汽化器多采用立式结构, 立式结构的汽化器有更高的换热效率, 汽化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2 倍。

③加气计量系统。加气计量系统是LNG储罐内的低温液体, 经潜液泵增压之后输送至车载燃料瓶的工艺系统。LNG燃料汽车在靠近箱式站加气口后, 应停车固定, 连接好静电接地导线。如果燃料瓶内压力过高, 应先通过加气系统的回气枪进行回气, 使燃料瓶内的气体输送至箱式站的储罐, 回气量应计量, 并在最终的加气总金额中扣除。

加气计量系统的主要功能是控制潜液泵的启动、停止, 加液管路气动阀的开启、关闭, 出液量控制、燃料瓶满液自动停止, 加液量显示、加气金额的显示, 紧急切断等功能。

箱式站内的加气计量系统, 应满足GB50156 相关要求的规定, 加气系统的计量误差不应超过1.5%。加气软管应设安全拉断阀, 安全拉断阀的脱离拉力应为400N ~600N。

(4) 仪表变送器系统箱式站内有一系列的仪表变送器系统, 来检测整个站的正常运行和保证整站的安全。主要包括可燃气体探测器、火焰探测器、温度传感器、压力变送器、液位变送器等, 各仪表变送器分别用来检测系统的可燃气体泄露、火焰、温度和相应的压力。

2 控制箱系统设计

控制箱系统主要包括PLC控制柜、仪表风系统和安全报警系统。

PLC控制柜的主要功能是对整个装置采用模式化控制, 包含卸车、饱和、加气、待机四种模式, 通过各种功能模式的切换, 实现装置不同工艺流程的工作状态, 在触摸屏上可以实时显示装置的工作状态。并实现电源的输入及分配, 潜液泵的变频控制。

仪表风系统:主要由空气压缩机、过滤器、干燥机、电磁阀、输气管路组成。通过对电磁阀的控制, 把干燥的压缩空气输送到主箱体内的气动紧急切断阀, 使其按照规定的方式动作, 以达到不同工艺流程的控制需求。

安全报警控制柜与设备箱内的仪表变送器系统联动, 当接收到可燃气体报警、温度高报警及急停报警等信号后, 电控系统产生声光报警, 切断设备箱的供电, 关闭紧急切断阀, 停止泵的运行。当故障排除后, 必须人工复位才能重新启动系统。

3 结语

箱式站在工厂内部完成整套设计, 集成度高, 产品可靠性强。箱式站本身的拦蓄池可以充当围堰, 省去了围堰的土建施工, 节省土地面积, 有利于城市内部土地紧张地区的建站使用, 更有利于已建成的油站扩建成油气合建站。箱式站以其简易性和便捷性, 在未来LNG利用领域, 将会有很大的市场前景。

参考文献

[1]中国石化工程建设有限公司.GB50156-2012汽车加油加气站设计与施工规范[S].2014年版.北京:中国计划出版社, 2014:55.

[2]陈叔平.撬装式LNG汽车加气站结构设计[J].低温与超导, 2010, 38 (1) :22.

浅谈LNG加气站 第2篇

天然气是一种优质、高效、清洁、方便的能源。发展天然气工业对于优化能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，促进国民经济和社会可持续发展，具有十分重要的意义。目前我国已初步形成以西气东输、海气登陆、海外进口、液化天然气等多个气源为主体的天然气发展框架。在液化天然气（以下称LNG）生产方面，目前国内已经有数座天然气（煤层气）液化工厂建成投产，形成了日800多万标准立方米的液化能力；华东、华北沿海地区的LNG接收站方面广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、广西、辽宁、河北等十几个LNG接收站项目，这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。目前广东、福建、上海的LNG接收项目已经建成投产，形成了980万吨的中转能力，其他项目已经进入正实施阶段，规划中的LNG接收站全部建成后，总储存中转能力可达3380万吨/年（二期工程全部建成后将达到5710万吨/年）。

近年来，中国LNG项目发展之快前所未有，需求也迅猛增长。大力发展LNG，减少对石油的依赖，是我国政府的一项重要举措，预计不久的将来，天然气将成为我国在煤和石油之后的第三大能源。

随着时代的发展，环保问题越来越得到人们的重视。据统计，在城市各项污染中，汽车尾气造成的污染占总污染的近40%，造成城市空气污染的主要原因之一是燃油机动车尾气的大量排放。对汽车尾气进行治理刻不容缓，特别是对城际、城市公交车及货运卡车。因此城际、城市公交车及货运卡车对城市环境所造成的污染，应该成为首批治理的重点。LNG加气站是近年发展的新型加气站，LNG作为清洁燃料适用于城际、城市公交车及货运卡车，能够推进汽车燃料清洁化，大幅度减少车辆尾气污染，保护环境，因此LNG汽车代表着今后清洁汽车发展的新方向。

目前我国的天然气汽车产业面临三方面的大好发展机遇：一是国家开始征收燃油税，汽油、柴油的零售价格与天然气的价格差将进一步扩大，使得汽车使用天然气作为燃料可以有更好的经济效益，可以调动经营者和使用者双方的积极性。二是国家排放法规更加严格，为更好地解决汽车尾气问题，可以推动汽车生产商开发生产清洁的天然气汽车。三是通过几十年的工作，天然气汽车的环保性和经济性得到了人们广泛的了解和认可，在技术、设备、专业队伍、标准、配套设施等方面打下了较好的基础，一些地方政府已经颁布了支持天然气汽车发展的优惠政策，这些都为天然气汽车的大规模发展创造了条件。

我国政府先后在“十五”、“十一五”期间，分别将“单一燃料LNG公交车”和“单一燃料LNG重型商用车”列入国家863计划，承担国家863计划LNG公交车的示范城市长沙、北京、乌鲁木齐已有数年成功运行的经验，贵阳市政府也将公交巴士使用LNG列为科技攻关项目，已开始较大规模开展公交巴士LNG化。国内玉柴、上柴、潍柴、南充东风等发动机厂家已试制成功了LNG发动机，承担国家863计划的陕西重型汽车总厂，已经试制成功并开始批量生产LNG重型商用卡车。

目前全国累计有19个城市（地区）成为国家燃气汽车示范推广城市。到2011年3月，我国已建和在建的天然气加气站总数达1770座，其中，传统的CNG加气站达1610座，液化天然气（LNG）加气站数量快速增长，总数达160座。如四川、重庆、乌鲁木齐、西安和兰州等，天然气供应方面，气价低是天然气汽车快速发展的主要驱动力，在这些城市公交车、出租车主要以天然气汽车为主体，我国天然气汽车已从示范期过渡到快速发展期。

LNG加气站技术在欧美国家已有数十年的发展历史，目前已经形成相当成熟的体系。我国在90年代初开始对LNG汽车的研究，并于2001年引进国外先进工艺在北京建设了一座LNG科技加气示范站，随后在乌鲁木齐、长沙、杭州、海南等地陆续建设了多座LNG加气站，一般的LNG加气站设计日加气能力为1.5万标准立方米。目前国内LNG加气站设备得到充足的发展，设备的可靠性在实际应用中得到了印证。

目前国内的LNG加气站分为固定站和撬装站，其中固定LNG加气站加气能力大，日加气能力可达到3-8万标准立方米，站内设备主要包括LNG储罐、泵撬、气化器及LNG加液机等，但管路复杂施工周期长。而撬装站设备集成度较高，站内核心设备为LNG加气站撬装设备，设备撬体设备集储存、卸液、加液、控制功能于一体，加气能力相对较小，日加气能力在2万标准立方米以下，自动化功能和集成度高，工艺安装简单，场站建设周期短。

LNG加气站工艺主要设备有：低温储罐、LNG泵、LNG售气机、LNG气化器等。目前，低温泵和质量流量计采用进口设备为主。

a低温储罐：一般有两种形式，真空粉末绝热储罐和子母式粉末绝热储罐 b LNG泵：一般分为三种：一是潜液式电动泵；二是通过改进密封结构和材料的传统离心泵；三是柱塞泵。电机一般有变频调速功能

c LNG加注机采用质量计算原件，具有温度补偿功能 d LNG气化器：通常采用铝翅空温式气化器

e低温管道管材选用304等不锈钢无缝钢管，管道连接采用焊接或法兰连接，采用改性聚胺酯保温材料或真空管保温 LNG加气站主要工艺如下：

a卸车：由加气站LNG泵将LNG槽车内LNG转移至加气站LNG储罐； b加气：储罐内LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气机向汽车加气；

c调压：卸车完毕后，用LNG泵从储罐内抽出部分LNG通过LNG气化器调压后进入储罐，当储罐饱和压力达到设定压力时停止气化。起到减少了天然气的损耗，方便管理，环境保护的作用。

撬装式LNG汽车加气站安全设计 第3篇

关键词：撬装式?LNG汽车?加气站?安全设计

中圖分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）09（c）-0030-01

1 撬装式LNG汽车加气站安全设计的背景分析

LNG加气站从本质上来说就是保证LNG汽车正常运行和发展的基本前提和重要保证，正是因为这样，我们就必须要保证加气站的建设与发展能够配套LNG汽车自身的发展速度和要求。我们国家为降低加气站成本并提高其建设效率而提出并大力推广使用撬装式LNG加气站，其特点就在于能够将加气站的储存装置、加注装置以及控制系统都集中到一个撬装式集成系统当中来，以此在撬装式底座之上形成闭环控制的整体设备；其优势就在于这样一种装置和设备都不依赖于天然气管网和气源，除此之外，还具有占地面积小、集成化程度高、技术先进、安全程度高、投资小、易操作以及机动灵活等较多方面的优势。

2 撬装式LNG加气站危险性分析

通过上文中的详细分析和说明我们就不难看出，LNG燃料的特点非常鲜明，密度小、易燃易爆且具有较好的扩散性，是甲类的火灾危险品，正是因为这样一种特殊的性质使得LNG就和液体的甲烷一样，一旦处理不当就极容易发生不良的事故，这对于我们消防工作人员来说无疑是一个非常大的挑战。在这里跟几个方面来对撬装式LNG加气站的危险性进行说明和分析：一是LNG作为低温液体，一旦发生泄漏，一方面是会导致材料本身的性能下降，另一方面则较容易造成工作人员低温灼伤的事故；二是在进行LNG充装的过程中，不同密度的LNG会在同一设备或者是同一管道内发生分层，这就会使得LNG大量的蒸发并导致压力的增大，如果设备本身的极限承压能力不能够承受这样一种骤然增大的压力的话，就会发生恶性泄漏设置是爆炸事故；三是LNG与空气发生混合以后容易形成保障性混合物，一旦在其周边存在火源就非常容易发生火灾爆炸事故，除此之外，气体在燃烧的过程当中所辐射出来的热量对于相关工作人员的伤害同样是非常巨大的；四是虽然说LNG本身的毒性并不大，但是在泄漏以后还是很容易造成人员的伤亡，这主要是因为大量LNG的气化容易造成人的窒息而产生伤亡；五是撬装式LNG加气站本身的集成化程度比较高，这样一系列的因素都使得撬装式LNG加气站不利于我们消防工作的正常进行，也正是因为这样其安全性能更是至关重要，由此在进行安全设计的过程当中就应当具体明确安全问题的重要性并在此基础之上采取措施解决之，根据相关方面的管理运营经验来进行把关，最终提高安全设计水平。

3 撬装式LNG加气站的安全设计

3.1 建站安全设计

建站安全设计涉及到较多方面的因素和内容，包括站址的选择与分布以及城市区域道路本身的规划状况，除此之外，还需要综合性的考虑环境保护、使用方便以及安全防火等方面的工作和内容，一般情况下都是不允许建设在供电和通信线路的下方。在郊区位置建设的加气站应当保持其靠近公路或者是主城区的交通出入口；在城市内部位置建设的加气站则应当保持其靠近交通主干道或者是车辆出入方便的位置，这一方面是从其本身降低了事故发生的可能性，另一方面则是使得事故发生以后消防工作能够迅速有效的展开和进行。

3.2 LNG槽车卸液安全设计

对于撬装式加气站而言最为主要的气源就是靠槽车来进行供应的，因此LNG槽车相关的内容和操作就同样非常之重要。在这里主要对LNG槽车卸液安全设计中需要注意的几点予以简单的描述和说明：一是在卸液的过程中必须要采用密闭卸液的方式；二是在整个卸液管线的两边都应该设置切断阀门，在LNG储罐容量达到一定值的时候设置还需要设置止回阀来防止液体回流状况的发生；三是一定要设置放空或者是吹扫接头，以此来集中性的进行气体的吹扫；最后一点就是在卸液的过程当中应当关闭运输车辆的发动机，这一点同样是非常关键的。

3.3 加气站管路系统安全设计

在撬装式LNG加气站中，LNG燃料运输管道是非常重要的输运通道，且其输运的介质一般就是低温流体，针对于这样一种特性和状况，在进行加气站管路系统的安全设计时，就必须要充分的认识和考虑到温度变化以及温差对于材料的要求，在实际的应用环境下，通常就要求保温材料具有较好的防水、隔热和阻燃的功能。为防止各个阀门之间隔离开来的液体管段或者是低温气体管段出现超压的状况，我们就还需要在各个管段上设置管线安全阀，以此来尽可能避免管道超压状况的发生。经过长期的应用实践发现，在管道系统中采用泄压安全装置的效果是非常明显的，能够极大程度的降低管道或者是管线破坏的可能性。

3.4 LNG储罐安全性设计

LNG储罐就是LNG加气站中的存储设备，我们在对其进行安全设计的时候需要注意以下几个方面的问题：一是要能够保证储罐本身以及其相连接的部位长期稳定的在低压环境下正常运行，这也就意味着罐体的材料必须要是抗低温的材料，除此之外，还需要保证其暴露在外面的储罐隔热层具有防火、防水、阻燃以及阻蒸汽的作用；二是储罐内外筒之间的不可燃隔热材料本身也需要能够适应LNG的低温环境，并在火灾事故发生的时候保持较好的导热稳定性；三是阀门等附件要配置科学合理，由于所存储和输送的介质都是天然气，因此管路本身就应当能够实现自动的开关闭，在紧急状况出现和发生的时候及时切断阀门；四是要尽量避免罐内气体与空气的混合，这是因为这样一种混合容易导致爆炸事故的发生，因此储罐在首次注入LNG之前就需要首先进行内部的检修，并在经过惰性处理以后才能够最终投入使用。

4 结语

本文的研究和讨论主要就是希望能够在降低建设成本的同时保证撬装式LNG汽车加气站的安全性，撬装式LNG汽车加气站虽然起步的时间并不是特别长，但是整体的发展和应用状况良好，随着我们国家LNG工业的良好发展，也不难看出其良好的发展前景。

参考文献

[1] 吴佩英.LNG汽车加气站的撬装化[J].煤气与热力，2008（7）.

浅谈LNG加气站安全运行管理 第4篇

1 LNG的危害分析及安全运行的基本要素

1.1 火灾、爆炸特性

甲烷是我们大家熟知易燃易爆的物质, 而LNG是以甲烷为主要成分的液态混合物。甲烷的密度比空气密度小, 在空气中很容易挥发, 在空气中形成白色的云团, 一旦遇到任何的火源, 就会以0.3m/s速度燃烧, 燃烧所产生的蒸气阻止了蒸气云团的进一步产生, 甲烷就会稳定的燃烧。

天然气和空气混合占一定比例 (体积分数5%—15%) 时, 就会在有限空间内产生破坏性的爆炸;按照国家出台的《建筑设计防火规范》划分, 天然气火灾危险性类别被划为甲类。LNG和水接触两者之间热传递速率非常高, LNG就会激烈地沸腾并喷出水雾, 最终导致LNG蒸气爆炸

1.2 低温特性

LNG具有低温特性, 加气站的管道一旦出现泄漏, LNG就会迅速吸收热量, 自身被气化, 地面和周围空气的温度就会迅速下降, LNG所形成的冷气云和来不及气化的液体会对人体的皮肤造成低温灼伤或冻伤等, 更危险的是可能导致人的心脏功能衰竭, 最终使人死亡。另外LNG形成的冷气云对工艺设备和管道产生影响, 已来不及气化的液体和喷溅的液体, 会使部分材料变脆且易碎, 管道产生冷缩收, 导致管道的脆性断裂。

1.3 窒息性

LNG蒸气本身是没有毒性的, 但是氧气含量很低, 人一旦吸入, 很容易导致窒息。对于人体来说若吸入纯净的LNG, 此时没有及时脱离, 几分钟内就会失去知觉, 最后死亡。

1.4 蒸发气体 (BOG)

LNG的储存和运输都是在绝热储罐中进行的, 罐体出现泄漏, 泄露的LNG就气化成气体, 俗称蒸发气 (BOG) 。LNG蒸发气中甲烷占甲烷80%, 氮气20% (相当于LNG中N2含量的20倍) , 里面有微量的乙烷。含有氮气20%的甲烷, 其密度大于空气, 可以导致管道压力上升造成管道损坏。

2 LNG加气站安全运行的几点要素

对于LNG加气站来说安全至关重要。LNG加气站安全管理的核心内容是如何防止天然气泄漏, 消除引发燃烧的基本条件, 以满足LNG设施的防火要求, 防止低温设施超压排放甚至爆炸, 设施、管道材质符合低温要求, 做好操作人员的安全防护等。LNG加气站在运行中的主要有以下几点:预防LNG储罐真空破坏, 绝热性能下降, 预冷、加注及卸车, BOG的处理等方面, 只要在这几方面严格按照要求操作, 加强对人员的管理, 就可以有效的预防危险的发生, 使之安全运行。

3 LNG加气站的安全运行管理

3.1 制定合理的操作规章制度

应制定合理的LNG装卸车操作规程、LNG气化器操作规程、EAG卸车增压器操作规程、消防水泵操作规程、LNG加注操作规程、LNG巡回检查操作规程、LNG潜液泵操作规程、LNG倒罐操作规程、消防泵操作规程、消防栓操作规程、灭火器操作规程、压力表操作规程、电气设备通用操作规程、LNG加气站设备维护保养技术和操作手册等。

3.2 开展安全生产标准化建设

严格执行安全生产标准, 规范技术人员在各个岗位的管理和操作, 严格按照设备正常管理规范, 确保LNG加气站正常安全运行, 。

3.3 关键岗位及特种作业人员持证上岗

工作人员持证上岗, 国家相关部门或地方政府依托公司对各岗位人员定期进行考核, 凡考试合格者才能上岗。

3.4 建立应急预案及现场应急处置方案

应依据有关法律、法规及相关规定, 并结合企业制度及实际情况, 制定LNG加气站应急预案。预案应包含事故不利因素的分析、事故危害、事故分级、事故处理响应等级、处理的程序及后期处理。应经常开展不同等级的事故演练, 大型的事故演练要联合当地公安消防、安全管理部门一同进行。

还应按照具体、简单、针对性强的特点制定现场应急处置方案, 按照实际情况预计未来可能发生的事故, 预先制定事故应急救援对策, 明确危险有害因素, 应急体系、人员分工职责, 报警通讯, 现场抢险, 培训演练等内容, 做到事故相关人员应知应会, 熟练掌握, 并通过应急演练, 做到迅速反映、正确处置。

3.5 加强合规运营

按照特种设备安全法, 防雷减灾管理办法等相关法律、法规加强对特种设备及其安全附件, 防雷防静电设施, 消防器材的管理, 加强对LNG加气站防雷!防静电设备的定期检查和维护保养, 重点对压力表、安全阀、可燃气体探测器, 干粉灭火器进行检查。

3.6 加强对LNG工艺管道及设备的日常维护

注意对工艺管道的保冷层进行保护, 对各类阀门, 仪器仪表接线盒!接线柱进行检查, 对管道支架、操作平台进行日常维护。保持工艺管道畅通, 防止堵塞。液相管道均向液体流动方向具有一定的坡度, 坡度大小依设计而定, 而气相管道一般没有坡度。注意工艺管道活动支架的正常滑动。

日常巡检过程中要注意以下几点:常开阀门 (如安全阀的根部阀、调压阀、紧急切断阀、单向阀) 和常闭阀门 (如排空阀、排液阀) 的运行状态;储罐满罐的溢出和BOG排出量的变化;管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力, 使管道发生弯曲的现象。

应注意工艺管道的腐蚀现象, 在日常维护中注意防腐和补漆。对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可用黄油配二硫化钼调和使用进行防腐。对LNG加气站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器仪表的维护、保养等相关事宜应认真查看产品说明书或向供应商和产品维护单位进行咨询, 按要求做好维修方案和现场记录工作。

4 结束语

LNG所具有的“高效、环保、清洁、价廉”的优点决定了其在治理机动车排放污染, 改善环境质量, 打造绿色城市的应用前景是广阔的, 而LNG加气站凭借其建设周期短、能方便及时地满足市场用气需求、降低汽车的燃料成本等特点, 成为全国各城市重点发展的对象, 无论是设计施工, 还是生产管理, 都应以熟悉LNG性质为基础, 抓住加气站工艺技术安全特点, 从技术和管理两方面实现LNG加气站的安全运营。

参考文献

[1]汽车加油加气站设计与施工规范.[S].GB50156-2002 2006

LNG加气站应急预案 第5篇

全面主管公司LNG加气站调试的指挥工作，组织实施；总指挥：；1.2安全小组；全面主管公司LNG加气站的试压、吹扫、调试、运行；安全负责人：；安全小组组员：监理；1.3技术小组；全面负责处理公司LNG加气站站在调试、试运行中的；技术组长：；技术副组长：华气厚普；技术小组组员：施工单位、场站技术员；1.4后勤保障小组；全面负责处理公司LNG加气站在调试、试运行中

全面主管公司LNG加气站调试的指挥工作，组织实施调试计划等全面工作。

总指挥： 1.2 安全小组

全面主管公司LNG加气站的试压、吹扫、调试、运行过程的安全工作，涉及安全问题的操作或施工，必要时有权勒令停工，协助总指挥实施调试现场的安全监督。

安全负责人： 安全小组组员： 监理 1.3 技术小组

全面负责处理公司LNG加气站站在调试、试运行中的技术问题，规范储备站所有操作人员的操作，指导操作人员对突发事件进行安全处理，操作过程中由安全负责人协助处理可能发生危险的地方，按调试方案进行，对可能发生故障的地方有预见性，所有调试过程中的技术问题由技术副组长协助处理，如果组长不在现场，则由技术副组长全权负责。

技术组长：

技术副组长： 华气厚普 技术小组组员： 施工单位、场站技术员 1.4 后勤保障小组

全面负责处理公司LNG加气站在调试、试运行中的后勤工作，如调试工具准备，通讯设备保障，设备供电，LNG进源协调，必要的人员休息，饮用水，医药包，交通工具等后勤工作。

后勤保障负责人： 后勤保障小组组员：

二、试车前应具备的条件和检查、准备工作

试车前应具备的条件和检查、准备工作，这些工作包括以下内容： 2.1 所有的机械安装工作必须完成，所有涉及到的系统都经安装区域工程师

书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成； 2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完毕； 2.3 试车方案和有关操作规程已印发到个人； 2.4 联锁值、报警值已经批准并公布；

2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用； 2.6 劳动保护已到位、通讯系统已畅通； 2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗； 2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态； 2.9 保运队伍已组建并到位；

2.10 根据技术规范和PID对配管和设备进行检查；

2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功能测试，这种功能测试不可替代安装期间进行的回路测试；

2.12 所有的动机器，如电机、泵等单机试车已完成；

2.13 配合试运转或在此之前，所有的配管、容器、塔和其它设备应是清洁；

2.14 操作工应熟悉所有设备及控制系统的具体位置及详细情况。2.15 吹扫、预冷工程已完成； 2.16 防雷及接地工程已验收合格；

三、调试及试运行方案 3.1 吹扫

3.1.1空气吹扫应利用生产装置的大型压缩机，也可利用装置中的大型容器蓄气，进行间歇性吹扫；吹扫压力不得超过容器和管道的设计压力，流速不宜小于20m/s。

3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油的压缩空气。

3.1.3空气吹扫的检验方法，是在吹扫管道的排气口，设有白布或涂有白油漆的靶板检查，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其他脏物即为合格。

3.2 试压

3.2.1 首先确保储灌根部法兰全关闭到位（无任何泄漏），连接撬体与储罐间的真空软管（要求密封圈要与管道对正，螺丝拧到位），连接撬体及加气机上各气动阀的仪表风管路。

3.2.2 手动关闭撬体主管道上的所有截止阀及紧急切断阀，仔细对照整个撬体的工艺流程，确保各阀处于对应的开关状态（具体每个阀的开关状态及阀的编号正处于统计中，等待统计完后作详细说明）。

3.2.3 开启泵撬体及加气机上所有与安全阀相连的维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。

试验时，应缓慢升压，当压力升至试验压力的50%时，如未发现异 状或泄漏，应继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。应在试验压力下稳压10min，再将压力降至设计压力，应用发泡剂检验有无泄漏，停压时间应根据查漏工作需要确定；

根据《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》SH 3501-2011之8.1.20的规定，分段试压合格的管道系统，如连接两段之间的接口焊缝经过100%射线检测合格，则可不再进行整体系统压力试验；

3.2.6 手动打开撬体上所有紧急切断阀（气动阀），要求开启管路中间的所有阀，将真空管两端的截止阀关掉，放空阀关闭，同时开启储罐根部气相阀；使用检漏壶逐一检查所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏应立即关闭根部阀并放空管道中的气体，及时配合机械部门进行各漏点焊接或更换处理，等待处理完后再重复上述操作进行检漏。

3.2.7 首先将加注机回气管与撬体上的回气管通过真空软管相连，要求法兰要拧到位，无泄漏现象，手动开启加注机内两个紧急切断阀及一个截止阀，保持管道通路畅通，开启压力表对应的针形阀，用仪表风对加气枪头及插枪座进行吹扫，吹扫完后，将加气枪头插入插枪口，打开储灌根部回气管截止阀，使用储灌内的高压氮气对整个管道进行吹扫，吹扫完后将两个气动阀手动关闭并还原，再接上加注机的进液管与撬体泵出液管之间的真空软管，使用检漏液检查加气机内管路所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏及时处理。

3.2.8 要求操作人员必须佩戴好防护手套及护目镜，开启储罐下进液口、上进液口、回液口，观察撬体上各个密封位置在低温状态下有无出现泄漏状况，如有泄漏应当第一时间处理，如果无法立即处理的，应当立即关闭储罐下进液口，打开撬体及加注机上的放空阀排尽管道中的所有液体，等待处理完后重复上述操

作，确定无误后才能往下操作。3.3 空管气体置换

3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量≤1%时，改用LNG直接置换。

3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。

3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。

3.4 潜液泵预冷操作规程

3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。

3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐的底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处的阀门至储罐。

3.5 泵进口测温

3.5.1 观察控制柜上的显示温度，如温度低于－100℃，则认为已达预冷状态。

3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。3.6 液氮卸车操作

3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。

3.6.2 检查槽车罐与储罐压力及液位，确定卸车方案：当储罐压力高于槽车压力时，宜采用顶部进液；否则反之。如压力相近，可用上部或下部进，也可同时进.3.6.3 检查液相、气相卸车软管完好状况。3.6.4 检查储罐区内储罐内压力，液位。

3.6.5 按液氮充装流程检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常。

3.6.6 以上各点准确无误后，站内操作员检查槽车压力、温度、液位并记录。

3.6.7 卸车区至罐区的操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。充装过程中，巡回检查所有工艺阀门、管线、仪表工况，作好记录工作，并注意避险；

3.6.8 具体卸车操作：

3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。3.6.8.2 确认槽车压力达规定后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。

3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。

3.6.8.4 观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，通过储罐的减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。

3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀；

3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。

3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检查监督押运员：

3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；

3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人； 3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。

3.6.10 将储罐上部进液阀处于开启状态，使液相管内残留液体自然缓慢汽化后进入罐顶内；液相管上的结霜全部化掉后即说明内部液体已全部汽化，可关掉储罐顶部进液阀；

3.6.11 双方签字并交接有关单据及必要的气质报告，槽车驶离站区。3.6.12 注意事项

? 槽车站内速度不超过5Km/hr。

? 槽车罐充装压力（增压器压力）控制在0.6Mpa±10%。? 储罐内压力严禁超限高于0.4 Mpa。下列情况下不得卸车： ? 站内有动火作业。? 雷雨天气。? 站内有漏气现象。? 站内其他不安全因素。

? 槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成；；2.2电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完；2.3试车方案和有关操作规程已印发到个人；；2.4联锁值、报警值已经批准并公布；；2.5机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用；2.6劳动保护已到位、通讯系统已畅通；；2.7各岗位职责已明确，人员持证上岗；；2.8安全、消防、监控系统处于完好状态；；2.9保

书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成； 2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完毕； 2.3 试车方案和有关操作规程已印发到个人； 2.4 联锁值、报警值已经批准并公布； 2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用； 2.6 劳动保护已到位、通讯系统已畅通； 2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗； 2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态； 2.9 保运队伍已组建并到位；

2.10 根据技术规范和PID对配管和设备进行检查；

2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功能测试，这种功能测试不可替代安装期间进行的回路测试；

2.12 所有的动机器，如电机、泵等单机试车已完成；

2.13 配合试运转或在此之前，所有的配管、容器、塔和其它设备应是清洁；

2.14 操作工应熟悉所有设备及控制系统的具体位置及详细情况。2.15 吹扫、预冷工程已完成； 2.16 防雷及接地工程已验收合格；

三、调试及试运行方案 3.1 吹扫

3.1.1空气吹扫应利用生产装置的大型压缩机，也可利用装置中的大型容器蓄气，进行间歇性吹扫；吹扫压力不得超过容器和管道的设计压力，流速不宜小于20m/s。

3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油的压缩空气。

3.1.3空气吹扫的检验方法，是在吹扫管道的排气口，设有白布或涂有白油漆的靶板检查，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其他脏物即为合格。3.2 试压

3.2.1 首先确保储灌根部法兰全关闭到位（无任何泄漏），连接撬体与储罐间的真空软管（要求密封圈要与管道对正，螺丝拧到位），连接撬体及加气机上各气动阀的仪表风管路。

3.2.2 手动关闭撬体主管道上的所有截止阀及紧急切断阀，仔细对照整个撬体的工艺流程，确保各阀处于对应的开关状态（具体每个阀的开关状态及阀的编号正处于统计中，等待统计完后作详细说明）。

3.2.3 开启泵撬体及加气机上所有与安全阀相连的维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。

试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。

试验时，应缓慢升压，当压力升至试验压力的50%时，如未发现异 状或泄漏，应继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。应在试验压力下稳压10min，再将压力降至设计压力，应用发泡剂检验有无泄漏，停压时间应根据查漏工作需要确定；

根据《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》SH 3501-2011之8.1.20的规定，分段试压合格的管道系统，如连接两段之间的接口焊缝经过100%射线检测合格，则可不再进行整体系统压力试验；

3.2.6 手动打开撬体上所有紧急切断阀（气动阀），要求开启管路中间的所有阀，将真空管两端的截止阀关掉，放空阀关闭，同时开启储罐根部气相阀；使用检漏壶逐一检查所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏应立即关闭根部阀并放空管道中的气体，及时配合机械部门进行各漏点焊接或更换处理，等待处理完后再重复上述操作进行检漏。

3.2.7 首先将加注机回气管与撬体上的回气管通过真空软管相连，要求法兰要拧到位，无泄漏现象，手动开启加注机内两个紧急切断阀及一个截止阀，保持管道通路畅通，开启压力表对应的针形阀，用仪表风对加气枪头及插枪座进行吹扫，吹扫完后，将加气枪头插入插枪口，打开储灌根部回气管截止阀，使用储灌内的高压氮气对整个管道进行吹扫，吹扫完后将两个气动阀手动关闭并还原，再接上加注机的进液管与撬体泵出液管之间的真空软管，使用检漏液检查加气机内管路所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏及时处理。

3.2.8 要求操作人员必须佩戴好防护手套及护目镜，开启储罐下进液口、上进液口、回液口，观察撬体上各个密封位置在低温状态下有无出现泄漏状况，如有泄漏应当第一时间处理，如果无法立即处理的，应当立即关闭储罐下进液口，打开撬体及加注机上的放空阀排尽管道中的所有液体，等待处理完后重复上述操

作，确定无误后才能往下操作。3.3 空管气体置换

3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量≤1%时，改用LNG直接置换。

3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。

3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。

3.4 潜液泵预冷操作规程

3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。

3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐的底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处的阀门至储罐。

3.5 泵进口测温

3.5.1 观察控制柜上的显示温度，如温度低于－100℃，则认为已达预冷状态。

3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。3.6 液氮卸车操作

3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。

3.6.2 检查槽车罐与储罐压力及液位，确定卸车方案：当储罐压力高于槽车压力时，宜采用顶部进液；否则反之。如压力相近，可用上部或下部进，也可同时进.3.6.3 检查液相、气相卸车软管完好状况。3.6.4 检查储罐区内储罐内压力，液位。

3.6.5 按液氮充装流程检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常。

3.6.6 以上各点准确无误后，站内操作员检查槽车压力、温度、液位并记录。

3.6.7 卸车区至罐区的操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。充装过程中，巡回检查所有工艺阀门、管线、仪表工况，作好记录工作，并注意避险；

3.6.8 具体卸车操作：

3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。3.6.8.2 确认槽车压力达规定后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。

3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。

3.6.8.4 观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，通过储罐的减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。

3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀； 3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。

3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检查监督押运员：

3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；

3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人； 3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。

3.6.10 将储罐上部进液阀处于开启状态，使液相管内残留液体自然缓慢汽化后进入罐顶内；液相管上的结霜全部化掉后即说明内部液体已全部汽化，可关掉储罐顶部进液阀；

3.6.11 双方签字并交接有关单据及必要的气质报告，槽车驶离站区。3.6.12 注意事项

? 槽车站内速度不超过5Km/hr。

? 槽车罐充装压力（增压器压力）控制在0.6Mpa±10%。? 储罐内压力严禁超限高于0.4 Mpa。下列情况下不得卸车： ? 站内有动火作业。? 雷雨天气。? 站内有漏气现象。? 站内其他不安全因素。

? 槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。? 卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆。? 卸车期间必须有人职守巡查。? 防止漏液冻伤。

? 有其他重大危险情况按应急方案处理。3.7 LNG卸车调试操作

卸车调试主要调试卸车系统，卸车泵（此泵为ACD的AC32管道泵），储罐的上下进行液切换系统，储罐内氮气的置换等的调试工作。

3.7.1 LNG卸车操作规程 作业程序

（一）液化天然气槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地.线，垫好防溜木块；

（二）检查槽车与储罐压力，查看随车的气质报告，确定卸车方案：当储罐液体温度高于槽车时，宜采用顶部进液,否则反之。

（三）检查卸车系统的液相、增压液相、增压气相卸车软管是否完好；

（四）检查记录储罐区内储罐内压力，液位；

（五）按照操作规程中的卸车操作规程（见3-4页）检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常；

（六）站内操作员检查槽车压力、液位并记录；

（七）卸车区至罐区的操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。卸车过程中，巡回检查所有工艺阀门、管线、仪表有无异常，如泄漏异响等，作好记录工作，并注意避险；

（八）记录员认真填写调试记录，卸车调试记录表见附表

2、附表3，各阀门位编号见附图1；

3.7.2 LNG燃气置换要求 3.7.2.1 检测点可燃气浓度为来源气浓度的99%，证明置换合格，或别用气球采集检测点气体，远离现场的上风口点火试验，以火焰为黄色证明置换合格。

3.7.2.2 各个检测点燃气浓度检测3次，每次间隔5分钟,3次都合格时证明置换完成。

3.7.2.3 置换时就熄灭置换区域的全部火源，关闭全部电器的电源。3.7.2.4 操作员穿防静电服，禁止穿着带铁钉的鞋进入现场，闲杂人等离开现场，禁止拔打手机。

3.8 卸车系统调试操作：

1)将槽车的液相、增压液相、增压气相至卸车系统的卸车口、增压液相口、增压气相口相连接；

2)置换和排放储罐内的残余液氮或氮气，打开储罐内的下出液口手动阀门、气动阀门，排放掉储罐残余的液氮或氮气；当储罐内两组的内罐压力降为0.1MPa时，关闭下出液口手动阀门、气动阀门；打开储罐两组子罐的气相放空阀门。使其在卸车过程中可对子罐进行LNG置换。

3)对槽车进行增压，将槽车压力增高至0.6MPa左右；打开槽车上的增压液

相阀门，撬上卸车系统的增压液相阀门，增压气相阀门，槽车上气相的排空阀门置换管内的空气，此时液进入汽化器，半分钟后关闭该排空阀门（气化器及管路中的空气等杂质被置换），打开槽车上的气相阀门，对槽车进行增压，当槽车压力达到0.6MPa时停止（该压力以比现场LNG槽车最高压力低0.05MPa为准）。同时，当槽车压力达到0.6MPa时，适当关小增压液相口，以避免刚卸车时，速度比较慢，而槽车压力升高过快引起槽车安全阀起跳。

4)确认槽车压力达0.6MPa后，正确开启储罐进液截止阀； 5)打开卸车泵进口手动阀门微开三分之一左右，储罐下进液气动阀门，观

察进液管，如结霜和轻微振动并有流液声，表示卸车正常；储罐放散系统应有排放气体的声音，且卸车过程中注意不要随意关闭储罐的放空阀门；如法兰接头等泄漏，立即停止卸车操作，排除险情；

6)观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，并10分钟记录一次，通过对储

罐的减压及槽车增压操作，保持两者之间压差在0.2MPa左右； 7)启动卸车泵卸车，当卸车后LNG液体流经卸车泵的泵体后，同时会预冷卸

车泵，当检测到卸车泵预冷完成后，在控制系统上进行启泵操作，卸车泵启动完成后，观察卸车泵进出口压差，当没有压差时，应对卸车泵的电机电源进行反相操作。

8)整个卸车过程中，槽车的液体必须保持压力不能降低，储罐的放空阀门

可根据情况逐步减小开度；顶部进液调试，建议在槽车液体剩余三分之一时进行。

9)当槽车的液位指示到零刻度后，停止卸车泵的电源。打开卸车管路上的

排放阀门排放卸车管路及增压管路的残液。3.9 卸车完成后的处理

1)卸车完成后，站内操作员关闭卸车台低温阀门； 2)槽车押运员关闭槽车内相关阀门； 3)如管内留有残掖应安全排除，以防伤人； 4)卸下软管，收好接地线及防溜木块。5)双方签字并交接有关单据，槽车驶离站区。3.10 卸车系统调试要求

1)各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能

正常的开关闭管路。

2)调试时的各气动阀门能正能通过控制系统远程开启，动作时无异响，无

泄漏，开度指示正确。

3)卸车增压器能正常给槽车进行增压，且能保持增压的速度不降低。4)管道泵启动后，能正常运转，无异响噪音，能正常起压。5)储罐的液位指示表能根据卸车的LNG量进行相应的指示。6)控制系统能正常采集现场相关的数据并进行显示或控制。3.11 注意事项

（1）槽车站内速度不超过5Km/h；（2）槽车压力控制在0.6MPa±10%；（3）储罐内压力严禁超限高于0.6 MPa；

（4）储罐严禁超装，当液位达到容积的90%时，应略为开启测满阀，观察测满阀有液体流出时表示储罐已经充满，此时应立即停止卸车；

LNG天然气加气站的经济效益探究 第6篇

【关键词】LNG加气站；气体损耗；控制措施

一、前言

LNG适用于大型货车、长途客车等大型车辆，作为清洁能源的发展方向是要大力发展加气站的建设，从建设现状来看加气站的投资、技术以及经济效益等各方面存在差异。因此，探究LNG加气站的经济效益具有现实意义。

二、LNG加气站的经济效益

1.运行费用（以笔者管理的某江苏高速上的LNG加气站为例）

加气站的运行是以加气量为第一要求，加气量即为销量也是采购量的基础，由于江苏整体LNG的车辆少于山西、河北等中西部地区，以日常运营的结果来看平均每天的加气量在10吨左右。

（1）原材料；以加气站平均每天正常加气量是10吨；加气站在日常运营过程中存在一定气体损耗，这种损耗控制不当必然会影响经济效益，从相关统计来看在加气站在日常运营过程天然气总量3%要被损耗掉，因此在采购原材料时就要按销售量1.03倍计算，以2016年平均购气价格3000元/吨（不含税价格、文中涉及价格均为不含增值税金额，下同）来计算，每年购气的成本大约是1112.4万元（10吨*3000元/吨*360天*1.03）。

（2）动力费用；按照一般规模进行计算， LNG加气站所用电量是每公斤0.02元，，每一度电按照0.9元计算，一年大约要花费7.2万元电费；每年加气站需要消耗水量约为1800m3，如果按照每立方米水价格是1.38元计算，一年下来就需要花费0.25万元；

（3）工资费用；一般规模的加气站以四班三倒，一个班两人，另配站长和收银员各一个，需要10人即可正常运转，工资及福利（包括单位替员工交纳的社会保险及公积金）每个人每个月7500元的标准发放，每年需要花费的工资共计90万元；

（4）折旧费及安全、维保费；首先折旧费，撬装站为例设备及土建大约为500万元左右，而由于加气站位于高速上，无法取得土地使有权，以租赁为主。以每公斤0.14元为土地租赁费计算年租赁费为52万元。，假如按照20年为一个折旧周期，残值率为5%，折旧费为每年24万元。其次安全及维保费用，设备长期处于运转状态，极易出现许多问题会导致安全生产，这部分资金按设备原值的2%进行预算，每年10万元；

（5）管理费用；在整个加气站正常运行时，必须要管理加气站，这个管理费用也是一笔不小费用，按照20万元进行计算。

对上面各种费用合起来计算，一般规模的加气站每年的运行成本费用大约为1315.85万元。

2.销售收入

按日销量10吨按照360天一年计算，由此可以计算出每年的销售量大约是3600吨，每吨的LNG天然气售价是4000元（不含税单价），因此每年销售的收入约为1440万元。

3.税收、利润

依照国家税法对销售天然气的规定，加气站适用13%的增值税税率，，城市建设税教育费附加费合计为12%，按照进销差价计算应交增值税每年约40万元，按照该税率计算，每年的销售税金及附加税是4.8万元。并且企业还要按照所得的25%缴纳所得税，大约为29.84万元。

对上述因素的考虑单座LNG加气站的净利润为89.51万元。下附表

4.经济效益分析

（1）加气站直接经济效益；事实上，LNG加气站和汽油二者最大差价就是加气站具有极好的经济效益。假如购进LNG天然气的价格是3元/公斤，LNG加气站销售价格是4元/公斤。而汽油价格按照5.5元每升计算，假如一辆公交车行驶100公里就要耗费15L汽油，按照每一天行驶200公里路程计算；LNG是汽（柴）油的能耗1.4倍，如果公交车换成使用LNG天然气，那么每辆公交车每一天就能够节省大约80元，一年就是2.88万元。

燃油成本=15L百公里*5.5元/升（汽油单价）*2=165（元/天）

燃LNG成本=15L百公里*4元/公斤（LNG单价）/1.4*2=85（元/天）

一天都存在这么大的差距，那么一年下来节约的资金是一个不小数目。因此这个差价激励着汽车用户而选择天然气。对加气站经济效益分析，建立一个加气站只需要短短6—7年就能够收回来，剩余就是加气站盈利。

（2）依据资金流计算，体现加气站财务盈利状况的动态指标有：首先，财务内部的收益率，财务的内部收益率主要体现进气站的盈利率，财务内部受益大约为20%，而汽车燃料行业财务内部受益大约为12%，由此可见加气站收益率超过（20%>12%）行业基准收益率；其次，财务净现值，进气站的财务净现值表示建设加气站的收益水平超出了基准收益的额外收益。财务净现值主要是使用在投资方案上，如果净现值大于零，就表示这个加气站属于盈利型，在资金运转上也就不存在困难。

三、结束语

政府及广大民众就要大力支持，要积极主动的选择天然气汽车，为LNG加气站多提供一些优惠政策，扩大加气站的规模，确保加气站健康发展。

参考文献：

[1]刘新领.LNG汽车加气站蒸发气体（BOG）产生量过大原因分析及对策[J].燃气技术，2013（06）.

LNG加气站 第7篇

关键词：LNG加气站,加气机加气系统,计量系统的优化设计

0 引言

1998年, 中国开始就清洁能源汽车的开发和生产进行课题性研究, 该课题也被列为环保科研项目, 在13个城市内推广和普及, 取得了较好的效果, 为人们所认可。据不完全统计, 截至2000年, 中国共建成LNG加气站2 700余座, 世界LNG汽车共计104.7×104辆, 预计2010年达到5 800×104辆, 2020年达11 000×104辆。目前, 中国汽车年消耗油量约11 000×104t, 如果汽车总量的20%改为LNG汽车, 可使CO排放量减少96%, SO2减少89%, CH化合物减少72%, CO2减少25%, 大大改善温室效应所带来的影响和人类赖以生存的条件。

当前, LNG加气站建设必须紧贴需求实际, 加快建设进程, 在完成市内建设的基础上, 尽快向县、乡一级发展, 推广全民节约, 全民环保的理念。在区域内, 尽量采用模块化管理模式, 按照“集约化设计、模块化建设、标准化管理”的思路, 通过统一建设标准、统一生产建材、统一安装建站的方式, 提高建设速度, 确保“集团化、全覆盖、益大众、促节约”。

1 总体设计

1.1 LNG加气站的结构

LNG加气站的主要工艺设备有:低温储罐、LNG泵、LNG售气机、LNG气化器等。目前低温泵和质量流量计采用进口设备为主。

1.1.1 低温储罐

一般有两种形式:真空粉末绝热储罐和高真空多层绝热储罐。

a) 真空粉末绝热罐:隔热方式为夹层抽真空, 内填充珠光砂粉末, 常见于小型LNG储罐。粉末绝热储罐由于其运行维护相对方便、灵活, 目前LNG、L-CNG加气站使用较多;

b) 高真空多层绝热储罐:应用高真空多层绝热技术的关键在于绝热材料的选取与工装以及夹层高的获得和保持。LNG储罐的绝热材料一般有20层到50层不等, 多层材料在内容器外面的包装方式目前有两种:多层缠绕和多层绝热被。多层缠绕是利用专门的机器对内容器进行旋转, 其缺点是不同类型的容器需要不同的缠绕设备, 尤其是大型容器旋转缠绕费时费力。多层绝热被是将反射材料和隔热材料先加工成一定尺寸和层数 (一般为10的倍数) 的棉被状半成品, 然后根据内容器的需要裁减成合适的尺寸固定包扎在容器外。

1.1.2 LNG潜液泵撬

主要包括LNG潜液泵、卸车/储罐增压器、EAG加热器。

a) LNG潜液泵:包括泵体和泵池两部分, 泵体为浸没式两级离心泵, 整体浸入泵池中, 无密封件, 所有运动部件由低温液体冷却和润滑。LNG潜液泵由变频器控制, 其配置数量根据加气站的设计规模及加气机的流量选定;

b) 卸车 (储罐) 增压器:卸车 (储罐) 增压器是帮助完成LNG卸车、LNG储罐增压的设备;

c) EAG加热器:EAG加热器用于储罐和管道系统放散时加热天然气, 一般选用空温式换热器, 实现EAG的安全放散。

1.1.3 LNG加注机

LNG加气机是给车载LNG气瓶加气和计量的设备, 主要包括低温质量流量计、计量显示、控制输入和加液枪、回气枪等几大部件。

LNG加注机具体性能要求如下:

a) 由微机控制器控制, 能自动显示加气量及加气金额, 预留计算机通信、IC卡接口;

b) 可以统计当班加气累计数值和汇总累计数值;

c) 具有定金额、定气量的预制加气功能;

d) 当加满气时, 具有自动停机功能;

e) 可以复显最近四次的加气数据, 以备查验;

f) 具有自动检测故障功能, 能自动显示故障代码;

g) 质量流量计带有温度补偿功能;

h) 在充气过程中能直接显示压力和流量;

i) 当管道压力漏失、超压或溢流时能自动关机;

j) 输气软管有防拉断保护。

1.2 LNG加气站的工艺流程

LNG加气站工艺流程可以分为卸车流程、调压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。

1.2.1 卸车流程

把LNG槽车内的LNG转移至加气站内的储罐内, 利用卸车增压器和低温泵联合卸车, 先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通, 然后断开, 在卸车过程中通过增压器适当增大槽车的气相压力, 用低温泵卸车。[1]

1.2.2 调压流程

LNG汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高, 一般在0.45 MPa~0.8 MPa, 而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行加温升压, 一般通过增压器与泵联合使用进行升压。

1.2.3 加气流程

储罐中的饱和液体LNG通过低温泵加压后经过计量由加气机给汽车加气, 分为单线、双线加气。当车载储气瓶压力较低时, 车载储气瓶采用上进液喷淋式, 加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量, 使气瓶内压力降低, 减少放空气体, 并提高了加气速度。当车载储气瓶压力较高时, 采用双线加气, 通过回气管, 将车载储气瓶内的气体回收至LNG储罐中。[2]

1.2.4 卸压流程

由于系统漏热, LNG气化导致系统压力升高, 或者在使储罐升压过程中, 储罐中的液体不断气化, 这部分气化了的气体如不及时排出, 会导致储罐压力越来越大。当系统压力大于设定值时, 通过BOG回收系统或者打开安全阀, 释放系统中的气体, 降低压力, 保证系统安全。[3]

LNG工艺流程框图如下图1:

2 加气与计量系统

2.1 LNG加气机的主要结构

LNG加气机主要用来完成LNG从储罐输送至车载气瓶的计量工作, 是一种供需双方用于结算的计量器具。同时, LNG加气机也是汽车产业的重要组成部分。通常情况下, LNG加气机由以下3个部分组成:质量流量计 (包括质量流量变送器和质量流量传感器) 、测控系统 (包括控制单元、微电脑系统、显示单元、防爆电源箱和操作键盘) 、阀件 (包括单流阀、电磁阀、压力传感器、高压球阀、拉断阀和压力仪表等) 。[4]

2.2 加气系统

LNG加气机的加气系统主要有3个接口, 即加气枪接口、加气枪回流接口、回气枪接口。它们主要起着以下几个方面的作用:a) 加气枪接口主要用来连接加气枪和加气枪软管, 为车载气瓶加气口加气提供方便;b) 刚开始加气时, 整个加气系统需要有一个预冷过程, 而加气枪回流口可以实现循环预冷, 从而进一步减少LNG的损耗, 提高加气经营商的效益;c) 车载气瓶的压力较大时 (31.0 MPa) , 回气枪主要负责将车载气瓶内的天然气输送到储罐之内, 这样可以使气瓶与LNG储罐的压力保持平衡, 同时还能收集到残余天然气, 降低用户的加气费用。为了使LNG储罐的压力保持稳定, 车载气瓶的回气都回到了储罐的液相之中, 使气体发生液化。通常情况下, 回气枪只在车载气瓶压力较高的时候使用。

总的来说, LNG加气系统工艺流程的设计理念是将LNG的损失量降到最低, 具体流程见图2。

a) 处于待机模式时, 潜液泵满足了设定条件后 (要使温度在-110℃, 然后延时5 min, 使潜液泵完全冷却) , 然后启动潜液泵, 使液体按照V01→F1→GV3→V03→LNG储罐的方向流动, 从出口到储罐底部形成一个完整的循环, 同时采取预冷措施, 满足条件之后自动停机;

b) 处于加注模式时, 先对加气枪预冷, 流程为V01→F1→GV2→加气枪接口→加气枪→回流口→止回阀→V03→LNG储罐。在这种状态下, GV3是关闭的。加气枪预冷之后, GV2关闭, GV3则自动打开;

c) 预冷完加气枪之后, 将其插入车载气瓶加气接口对加气枪进行加气, 车载气瓶加满气之后会自动停止加气。

2.3 加气机的计量系统

对于LNG加气机的计量系统来说, 计量的精确性非常重要, 也是衡量整个系统工作效率的关键指标。为了提高系统的精度, 可以采用双流量计量法进行计量。工艺流程为:

a) 如果车载气瓶内的压力≤1.0 MPa, 可以直接接加气枪加气, 使用进液流量计进行计量;

b) 如果车载气瓶内的压力>1.0 MPa, 应先接回气口回气, 使用回气流量计进行计量, 然后再接加气枪加气, 这时候由进液流量计进行计量。

2.4 LNG加气枪的设备

加气枪和流量计是LNG加气枪的主要设备, 其中加气枪一般采用从国外进口的品牌, 使用流量计的时候要根据加气和回气的具体情况进行计量。

3 计量检定系统

LNG加气机加气技术在中国的起步较晚, 目前还没有与LNG加气枪有关的国家计量检定标准。配备有质量流量计的LNG加气机, 通常使用质量法和标准表法这两种计量检定方法, 现对使用质量法检定LNG加气机加气精度的情况做一下介绍。

质量检定法是对通过LNG加气机的液体质量进行测量, 然后与标准容器里的液体质量进行对比, 以此获得LNG加气机在计量方面的精确度。并对标准空容器的质量进行精确测量, 得出相应值。将LNG加气机计数器清零之后接入标准容器, 然后使用LNG加气机加气, 标准容器的质量达到规定的称量点之后将LNG加气枪关闭, 接着取下加气枪再次对标准容器的质量进行测量。同时, 读取LNG加气机上显示的加气质量, 然后就可以使用相应的公式计算出通过LNG加气机的气体质量。

4 结语

LNG汽车加气站加气系统主要是基于最大限度降低LNG的损失以及尽可能地提高计量精确度的设计理念而建立起来的。在实际使用过程中不仅更为安全, 而且还提高了加气站的经济效益。实践证明, 使用双流量计计量法可以将该加气计量系统的误差控制在1%以内, 也有利于提高LNG加气站加气系统的计量精度。目前, LNG加气机在中国尚处于起步阶段, 还存在着诸如单双管并存、加气枪头昂贵等问题。而加气机售价昂贵主要是因为其耐低温元件均采用了国外的品牌。因此, 为了扩大LNG加气机的应用范围, 使其充分发挥作用, 技术人员需要积极探索, 不断提高科研水平, 研制出更为经济、实用性更强的LNG加气机。目前, 中国正在规划或实施的LNG项目很多, 相信随着LNG加气站的不断增加, LNG加气机一定会日益凸显其重要性, 应用范围也会越来越广泛。

参考文献

[1]杨修杰, 赵普俊, 张宗平, 等.LNG加气机现场检定方法的研究[J].天然气工业, 2011 (11) :26-27.

[2]刘建辉, 杨宏军, 徐文东, 等.小型移动式天然气临时供应装置及应用示范[J].天然气工业, 2011 (08) :18-20.

[3]熊茂涛, 赵普俊, 张宗平, 等.中国LNG加气机的市场、技术现状与发展方向[J].天然气工业, 2011 (06) :38-39.

LNG加气站 第8篇

目前国内外认可LNG加气站用保温材料有:聚氨酯发泡、泡沫玻璃以及三聚酯PIR。其中PIR以其自身性能的优势而成为目前最理想的保温材料, 通过查阅文献针对LNG管道保冷材料厚度大都是根据经验进行选取, 缺乏相关的理论计算。文献[2]、[3]列举了保冷层厚度计算的几种常用方法, 如外表面温度算法, 表面冷损算法等。文献[4]只是简单提了一下3种方法计算结果存在差异, 并没有深入地对比理论计算。本文通过选用PIR这一保温材料, 分别采用外表面温度法和表面冷损失法两种不同的计算方法对保温层的厚度进行理论计算和传热特性分析, 对比计算了两种方法在LNG管道保冷层厚度上的优缺点, 得到了不同管径下相应的保冷层的厚度, 得出同时在满足保冷要求的条件下, 表面冷损失算法计算所得的结果冷损失更小, 外表温度更高, 更符合实际需要。为LNG加气站管道保冷层厚度的选取提供了理论依据, 同时也为LNG管道保冷结构的优化提供了依据。

1 LNG管道保冷材料PIR及保冷结构

1.1 保冷材料PIR

聚酯多元醇和异氰酸酯反应生成聚异氰脲酸酯, 简称三聚酯PIR, 经触媒作用后发生反应生成的具有闭孔L结构的硬质绝热材料。PIR反应原理及分子结构如图1所示, 该分子结构中含有异氰脲酸醋环, 从而使该化合物封闭、多孔;具有良好的耐热性能和阻燃性能及燃烧时发烟量低等特征, 此结构特征也决定了它的高效隔热保冷特点。

表1和图2分别为PIR的性能参数和性能曲线, 对比GB50246-1997《工业设备及管道绝热工程设计规范》和GB/T15586《设备及管道保冷设计导则》对LNG管道对保冷的要求, PIR材料自身特性完全满足规范要求且在深冷工程运用中保冷效果优异, 如在福建LNG项目、广东LNG、上海华林气体等都得到了良好的应用。PIR材料以其优异的自身性能, 使其成为LNG管道最佳的保冷材料。

1.2保冷结构

LNG PIR管道保冷结构如图3所示, 组成由内而外主要有:LNG管道、过渡层、保冷层、防潮层以及外保护层。

1.缓冲层2.保温层3.加固层4.防水层

缓冲层材料主要是高强度和弹性的无机纤维制品;保冷层常用结构为捆扎式, 由于管道和保冷材料PIR的线胀系数不一样, 为了避免材料收缩后应力过大导致保冷失效, 要求每层保冷材料每隔4 m左右设置伸缩缝, 各层伸缩缝错开布置;防潮层主要是为了防止外界湿气渗透到保冷层中, 产生“冷桥”使保冷材料导热系数变大, 以致保冷失效;金属保护层一般由0.3~0.5 mm厚的铝材、镀锌、铁皮或不锈钢构成, 主要作用是为保护保冷材料免受外界的影响和损伤。

2 LNG管道保冷层厚度的理论计算方法

2.1 保冷层厚度计算方法的分类

目前, 低温管道保冷层的计算方法主要有外表面温度算法, 表面冷损失算法等。

2.1.1 采用外表面温度算法计算保冷层厚度

当保冷层为多层时的总厚度

式中:Di为绝热层外直径, m;D0为绝热层内直径, m;α为绝热层外表面对大气的放热系数, W/ (m2·℃) ;λi为绝热层第i层材料的导热系数, W/ (m·℃) ;t, ta, ts为分别为介质 (管道的外表面) 、环境、外表面温度, ℃。

若管道的保冷材料仅用一种则视为单层保冷, 同时防止管道外表面结露, 式 (1) 可简化为

式中, Td为露点温度。

2.1.2 采用表面冷损失算法计算保冷层厚度

多层保冷材料绝热情况下, 管道保温层厚度计算公式为

式中:q′为允许最大冷损失值, W/m2;K为修正系数, 对于冷损失控制较严格的管道要求对q′进行修正, 一般取k=0.8~0.9。

单层保冷情况下的保冷层厚度计算公式为

式中, q′为绝热层表面最大允许冷损失, W/m2。

上述2种绝热保冷层厚度的计算方法各有利弊, 保冷计算参照标准:GB/T 50264-97《工业设备及管道绝热工程设计规范》。以所设计的加气站安装地的气候条件为依据, 为了防止结露发生, 所以保冷层厚度的计算方法采用表面温度法计算, 同时采用表面冷量损失算法进行校核。夏季空气调节室外计算干球温度为38.6℃, 露点温度为29.5℃。保冷材料PIR导热系数取平均导热系数0.0275 W/ (m·℃) , 空气换热系数为8.141 W/ (m·℃) 。

2.2 计算结果分析

根据LNG管线不同的管径、露点温度要求, 计算了保冷层外径、保冷层厚度及冷损失。

采用外表面温度算法计算结果如表2所示。

采用表面冷损失算法计算结果如表3所示。

两种计算方法的PIR冷损失计算对比如图4所示, 两种算法计算所得的保冷层厚度都随管道外径的增加而变大, 且斜率逐渐减小, 即随管道外径的增加, 增大保冷层厚度所得的保冷效果将不明显;其中外表面温度算法计算所得的保冷层厚度比表面冷损失算法计算所得的保冷层厚度小10~15 mm, 即在满足保冷要求的条件下, 外表面温度算法计算所得的保冷层更薄, 更经济。

两种计算的PIR保冷层厚度对比如图5所示, 两种算法所得的计算冷损失均低于控制冷损失, 即两种算法所得的保冷层厚度都满足控冷要求;其中表面冷损失法所得的计算冷损失比外表面温度法所得的计算冷损失小4 W/m2, 即在满足控冷要求的条件下, 表面冷损失算法计算所得的保冷层的保冷效果更好。

两种计算的PIR保冷层外表面温度与露点温度对比如图6所示, 两种算法计算所得的外表面温度均高出露点温度1℃以上, 即两种算法的计算结果均满足外表面不结霜的要求;其中表面冷损失算法计算所得的外表面温度比外表面温度算法计算所得的外表面温度高大约0.8℃, 即表面冷损失算法所得的保冷层的保冷效果更好, 更不容易结霜。

3 结论

1) 通过两种方法的理论计算, 得到了不同公称直径所对应的保冷层厚度, 为以后工程上LNG管道保冷层厚度的选取提供了理论依据;2) 在同时满足保冷要求的条件下, 表面冷损失算法与外表面温度算法相比, 表面冷损失法计算所得的保冷层厚度更大、冷损失更小、外表面温度更高, 保冷效果更好, 方便以后工程计算上对计算方法的选取。

摘要：介绍了LNG加气站管道保冷常用材料三聚酯PIR, 分别采用外表面温度法和表面冷损失法两种不同的计算方法对保温层的厚度进行理论计算和传热特性分析, 对比计算了两种方法在LNG管道保冷层厚度上的优缺点, 得到了不同管径下相应的保冷层的厚度, 得出同时在满足保冷要求的条件下, 表面冷损失算法计算所得的结果冷损失更小, 外表温度更高, 更符合实际需要。为LNG加气站管道保冷层厚度的选取提供了理论依据。

关键词：LNG管道,保冷计算,LNG加气站

参考文献

[1]翟俊红, 田德永.浅谈LNG管道保冷材料的发展和应用[J].氮肥技术, 2012, 32 (6) :48-50.

[2]SH3010-2000石油化工设备和管道隔热技术规范[S].

[3]GB 50264-1997工业设备及管道绝热工程设计规范[S].

LNG加气站气损和解决措施 第9篇

LNG作为清洁、高效的能源, 逐步被作代用汽车燃料使用, 伴随中LNG车辆的产生, 配套的LNG加气站也应运而生, 并且在最近3年时间爆炸式的发展, 全国各地已建成的有2400多座, 但在投用前期, 加气站的损耗量相当严重, 有单站最高达到70%多, 给加气站的经营造成重大的影响。如何解决损耗问题已成为公司节约成本、提高效益关键问题之一。

2气损原因

2.1设备制造水平

LNG真空绝热储罐、真空泵池等设备在目前工艺水平下无法达到绝对的真空绝热状态, 因此这些设备会与外部会发生缓慢的热交换, 形成BOG气体;二是加气站流量计多数质量流量计, 质量流量计有零点漂移, 在零以上时便会造成加气时实际加气量比计量加气量多, 而造成加气站的隐性损耗。还有一部分加气站流量计采用体积流量计, 体积流量计不能够实时采集液体的密度造成较大的偏差。

2.2人员操作水平

人员操作主要体现在来那个方面, 一是卸车操作不得当, 卸车需要将槽车压力增压到高于储罐压力时才能进行, 但储罐经过一段运行时一般压力较高, 通常能达到0.8MPa以上, 而槽车压力一般较低, 约为0.2MPa左右甚至更低, 如果直接对槽车增压、且对储罐排放将会增加大量排放。另外卸车完毕后槽车压力直接排出, 或与储罐上进液进行压力平衡, 使槽车泄压不到位。造成卸车损失。另外如卸车过程中泵的频率过高 (要求不超过95HZ) , 在卸车后期时容易造成泵池进出液流量不平衡, 引起泵池排空。二是加气完成的系统处理, 加气完成后, 泵会停止运行, 这时候, 泵池及管道中会有许多残留液体, 这部分液体气化速度相当快, 基本通过泵后回流管回到储罐的气相空间, 造成储罐压力快速上升, 被迫排空储罐。三是加气频率过高, 储罐压力又比较高时会造成加液压力过高, 导致加液安全阀起跳从而造成气损。 (限不能自动变频的设备) 四是防控管理不严格。储罐压力达到排放压力需进行放空时, 操作人员不严格监控, 压力降到正常值时不及时关闭放空阀, 造成浪费。

2.3工艺设计原因

一是, 加气站设计过程中工艺管路比较长及阀门、弯头、法兰数量较多, LNG在管路流动过程中遇到到阻力会比较大, 产生热量;二是, 保证泵的正常运行, 需要LNG潜液泵池及LNG柱塞泵头进液充分, 工艺管路如果设计不合理, 会造成进液及回气的阻力加大, 加气站设计储罐出液口与潜液泵进液口正压小, 以至于潜液泵池入口的正压头不足造成潜液泵进液不足, 启动潜液泵, 瞬间出液量大于进液量, 泵池内产生气相空间, 导致泵跳停。跳停后, 泵池内气相空间压力加到, 需要排泵池气相, 降压引流, 导致损耗;三是LNG工艺管道保冷设计中采用绝热材料保冷或者是真空管道, 绝热材料包覆结构形式基本可靠, 但是在选择材料时应严格按照《设备及管道保冷技术通则》GB/T11790, 很多加气站采用的绝热材料是用于保温而不是保冷, 由于保温材料使用的温度一般在-50以上, 而LNG最低温度在-162度, 所有保温材料在应用与LNG管道保冷中寿命短, 效果差。对于真空管道, 目前没有可执行的技术规范, 很多厂家都是按照自己的企业标准设计生产, 生产制造质量不高, 导致真空度寿命低, 最长约在2年左右, 有的甚至运行数月就失效, 并且现场抽真空难度大, 效果差, 前期加气站建设中用的比较多, 现在使用的比较少。

2.4外部因素

一是许多加气站运行之初, 加气车辆太少加气量达不到设计规模, 导致LNG储存时间过长, 加气间隔较长, 管道内液体滞留时间长, 吸热多, 下一次加气时, 打循环后这部分热量回流的储罐, 造成储罐升温快, 压力上升快, 而时间越长, 造成排放越多;二是由于运输公司对槽车司机也有运输损耗的考核, 部分司机会运用如:卸车前车过磅时载水箱加满水, 卸车后过磅前将水放掉、过磅时撬磅、压磅、卸车前过磅车上留人、卸备用胎等手段影响卸车数据。给加气站造成损耗。

3气损控制点解决方式

3.1设备方面

由于目前的真空设备制造技术条件, 设备无法达到绝对真空状态, 只有尽量的采取措施来控制, 主要有以下几个途径:首先, 设备尽量采用绝热效果好的设备, 如用真空缠绕储罐代替珠光砂填充的LNG储罐。要定期检验真空设备及真空管道的真空度, 不合格时重新抽真空, 使设备处于最佳工作状态。

3.2人员操作方面

1、规范加气站各项工艺流程相应的操作规程, 加强加气工作人员的培训, 提高人员操作水平和技术能力。

2、卸车时必须平压, 而且平压操作时, 必须使储罐气相与槽车液相连接平衡压力, 气体进入槽车时可以液化平压完成后, 储罐会稳定在在一个较低压力值上。严格执行采用储罐气相气体对卸车管线进行置换三遍的方式。

3、卸车后期, 在槽车内LNG卸完时, 通过倒阀门, 储罐进液方式由上进液改为下进液, 把槽车内的BOG卸至储罐, 此方法可以使槽车的压力降至0.3mpa上下, 可以减少卸车损耗约80kg。

4、合理安排进液计划, 杜绝出现三个站及以上数量的加气站合卸一车的情况出现。

5、卸车后期根据泵池进液情况, 将潜液泵频率调整到80HZ左右, 降低潜液泵出液流量, 来保持泵池的进出液流量平衡。 (潜液泵频率最高不的高于95HZ)

6、在液温较低 (-140℃以下) 而储罐压力又较高时进行“液-泵-上进液”的打循环操作, 使气相空间部分气体降温再液化, 以此达到降低储罐压力的目的, 减少排放次数。

7、定期检查加液控制阀是否内漏, 检查方法为空枪加液如显示屏显示有加液量可判定为阀门内漏需更换阀门主垫片或阀芯。加液时如果加气控制阀在未起跳时加气软管会有吱吱的声音, 也可判定为内漏。

8、在放空时, 放空阀需缓慢开启, 现场必须留人看守, 压力降至正常值时及时关闭放空阀。

3.3优化工艺设计

1、合理布置总图方案, 在符合规范安全距离要求的情况下, 尽量保证储罐与泵管口的管线最短, 最好在3米以下, 泵到加液机的管线长度在30米以内, 最长不超过40米。

2、严格保证潜液泵的进液压差, 设计时抬高储罐标高, 使储罐出夜口与潜液泵进液口的高差不小于1.2米, 1.5米最适宜。

3、尽量减小管线阻力, 避免压力损失;1) 合理选用管线, 选用内壁较光滑的管件、管道, 严禁波纹软管的使用, 2) 合理布置管线走向, 储罐与潜液泵之间, 应保证潜液泵进液管道有一定的坡度, 潜液泵池和加液机到储罐的回气管线, 禁止出现上翻下翻的状况, 避免形成低洼处, 造成回气不畅。

3) 合理选择保冷形式, 除泵撬内管线以外现场安装的管线保冷, 根据几年的运行效果, 真空管道制造质量难以保证, 使用寿命低, 不仅成本, 且后期维护费用较高, 不适用于LNG加气站, 当前多数加气站采用的PIR材料, 价格低, 再加上合理的施工方法, 能够有效的起到保冷效果。

3.4外部因素

1、卸车.过磅时需派专人跟车, 监控过磅过程, 严控卸车过程中影响卸车数据的因素, 必要时要应留有影像。

2、增加加气站的销量, 是减少气损的重要途径。

参考文献

LNG加气站 第10篇

由于市场的大量需求, LNG加气站也呈爆发式发展。在国内, LNG产业起步较晚, 有关LNG方面的规程、规范相对缺乏和滞后, 造成很多不规范的加气站频繁发生泄漏甚至爆炸事故, LNG加气站在运营过程中也容易出现安全事故。对LNG介质本身固有的低温、易泄漏, 易发生火灾、爆炸等危险性因素和加气站的各类设备的使用进行分析, 辨识LNG加气站在建设和运营过程中的危险因素, 并探讨应对处理的措施。

1 LNG加气站危险因素分析

LNG加气站的核心设备可分为三大部分:一是LNG低温储罐;二是将LNG从储罐加注到汽车燃料箱的低温潜液泵和加气机, 以及相关配套的低温管线及阀门;三是控制整个运行过程的自动控制系统及相关的安全配套设施。LNG加气站主要的危险源是LNG本身, 如何利用加气站的设施设备将LNG控制在安全的状态, 防止LNG的意外泄漏是控制LNG加气站安全运行的关键所在。

1.1 LNG介质的危险性

LNG是以甲烷为主的液态混合物, 储存温度约为-162℃, 主要危险是可燃、爆炸、低温。LNG泄漏后通过吸热蒸发, 会形成白色蒸气云, 蒸气云遇到火源就会着火。当蒸气云被空气加热到高于-107℃时, 会在空气中快速扩散, 与空气混合后, 体积百分数在一定的范围内会形成爆炸, 其爆炸下限约为4.6%, 上限约为14.57%。

由于LNG是深冷液体, 温度达-162℃, 人体皮肤直接与LNG容器或设备表面接触会产生严重的伤害。直接接触时, 皮肤表面的潮气会凝结, 并粘在LNG容器或设备表面上, 皮肤及皮肤以下组织冻结, 很容易撕裂, 并留下伤口, 此时可用加热的方法使皮肉解冻, 然后再揭开。

如果没有充分的保护措施, 人长时间处于低于-10℃环境下, 就会有低温麻醉危险。随着体温下降, 生理功能和智力活动下降, 心脏功能衰竭, 进一步下降会致人死亡。如果人员在LNG低温场所工作, 应做好防护措施, 穿戴防护服装。对明显受到低温影响的人员, 应迅速用热水洗浴, 使体温恢复。

LNG蒸气无毒无味, 但其中的氧含量低, 人如果不慎呼吸到LNG低温蒸气, 短时间内会导致呼吸困难, 长时间可能导致窒息。一旦LNG泄漏产生LNG蒸气时, 人员不能冒然进入蒸气环境, 必须采取相应防护措施方可操作泄漏设备。

1.2 LNG加气站控制设备的危险性

1.2.1 LNG储罐

LNG外罐材质为Q345R碳钢, 内罐材质为O6Cr19Ni10, 内外罐之间设有绝热层并抽真空。储罐的设计压力一般为1.2 MPa[3], 其最大危险性在于真空破坏, 绝热性能下降, 从而使低温液体因受热而气化膨胀, 罐内压力剧增, 储罐爆裂导致LNG泄漏, 甚至燃烧爆炸。主要预防措施是在储罐的顶部安装安全放散阀, 当储罐压力升高到一定值, 安全放散阀会开启, 通过集中放散释放压力。

1.2.2 输送管道和內罐

LNG储罐的输送管道或内罐容易泄漏, 这时储罐的防爆盖将打开从而降低内外压力, 不会引发储罐爆裂。

1.2.3 潜液泵和增压汽化器

潜液泵安装在密闭的潜液泵池中, 与LNG储罐之间的阀门是开启相通的, 泵的进出口可能会出现密封失效, 产生LNG泄漏。增压汽化器的进出口和LNG储罐与LNG槽车的液相出口连通, 同样可能出现密封失效产生泄漏。

1.3 LNG加气过程中操作的危险性

LNG加气过程中, 人直接用加气机给汽车加气, 加气机接口为软管连接, 可能因为接口脱落或软管爆裂而产生泄漏。所以LNG加气机一般设紧急切断阀, 出现泄漏时可紧急关停泵。

LNG槽车一般容积为42~52 m3, 卸车软管与槽车连接时, 也会产生LNG泄漏, 此时要紧急停止泵的工作。卸车一般要求次数尽量少, 时间尽量短, 控制在2~3小时内。尽量选择人流量小的时候操作, 并由LNG加气站专业人员进行。

2 LNG加气站安全风险及应对措施

2.1 LNG泄漏处理措施

LNG在微量泄漏时, 泄漏处呈现结霜现象, 此时应切断结霜处两侧阀门, 检查并更换泄漏处管道或管道附件。

LNG储罐紧急切断阀后端部位发生泄漏且达到爆炸下限的20%时, LNG场站的可燃气体泄漏报警器就会报警, 并及时通过与检测仪表联锁的紧急切断阀切断储罐上的排液阀门, 或通过人工操作关闭紧急切断阀。微量泄漏的LNG可直接气化为冷蒸气云, 冷蒸气云再吸热后立即升空扩散, 泄漏量大且来不及气化时可通过集液池收集, 此时可用干粉灭火器喷洒液体表面, 隔绝空气, 降低气化速度。

如果储罐第一道阀门前端发生泄漏, 则无法通过切断泄漏源的方式来堵漏。所以加气站围堰在容积设计时要按储罐的容积设计, 这样泄漏的液体会被全部拦蓄在围堰内, 不会溢出围堰。此时, 液体表面会升起冷蒸气云并会扩散到下风向处, 可燃气体泄漏报警器探测到后会发声光报警信号, 并切断紧急切断阀。但因泄漏发生在紧急切断阀前端, 泄漏仍然会持续, 此时抢险人员应在上风向用移动式干粉灭火器喷洒液体表面, 隔绝空气, 降低气化速度, 等待消防队来后可用雾状水枪驱赶冷蒸汽云向无人员的地方扩散。事故发生初期应立即疏散无关人员, 报警并封闭站前道路, 关闭站内电源。

2.2 低温管线的LNG泄漏预防处理

当-162℃的LNG在管线内运行时, 金属部件会出现明显的收缩, 在管道系统的焊缝, 阀门、法兰、管件、密封及裂缝处, 可能会出现泄漏和沸腾蒸发, 因此在施工过程中应注意焊口质量, 并按规程、设计文件要求检验。LNG的输送设备设施如气相、液相工艺管道、低温阀门、阀件, 要选用符合标准要求的管材, 按要求焊接、检验。

如果发生泄漏, 则须及时封闭这些蒸气, 并采用围堰和天然屏障对比空气重的低温蒸气进行拦截。

2.3 火灾处理措施

在少量LNG泄漏时, 首先切断储罐进出液口, 确认火灾不可能造成人员伤亡或二次破环时, 可让大火继续烧完。但当着火部位处于储罐附近时, 由于大火可能烧毁储罐配件或直接传热给储罐造成更大危害时, 应立即报警, 同时利用现有灭火器材组织灭火, 疏散站内无关人员, 设立警戒线, 报警, 封闭站前道路。

2.4 LNG场站操作人员的安全管理

LNG固有的危险特性和潜在的危险性, 要求现场操作人员必须经过专业技术培训, 经考核合格后方可上岗。加气站操作人员必须熟知加气站的工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识、消防器材的使用与保养等。

由于低温液体粘度较低, 能更快地渗进纺织物或其它多孔的衣料里去。如果与皮肤粘接, 可用加热的方法使皮肉解冻, 然后再揭开。现场操作人员都应戴上无吸收性的宽松手套 (PVC或皮革制成) , 这样如发生液体溅到手套上或渗入手套里面时, 就可容易地将手套脱下。为防止可能发生激烈的喷射或飞溅, 操作人员应使用面罩或护目镜。

如果在操作过程中发生冻伤, 应该用大量温水 (41~46℃) 冲洗皮肤冻伤处, 将伤员移至温暖的地方 (约22℃) , 并及时拨打120, 请求救援。

LNG泄漏遇到水时 (如集液池中的雨水) , 水与LNG之间有非常高的热传递速率, LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声, 喷出水雾, 导致LNG蒸气爆炸, 因此操作人员应定期排放集液池中的雨水。

3 结论

LNG是一种高效、清洁、节能、环保的绿色新能源, 但也是一种非常危险的化学燃料, 从从事LNG加气站建设或运营的从业者角度出发, 需要更好的了解它的特性, 在加气站建设和运行上更合理的规避它的不安全因素, 更大的发挥它的能源优势, 杜绝事故的发生, 使它更好的服务人类。

参考文献

[1]马景柱, 杨楚生.中国海油LNG汽车加注产业实践及发展建设[J].天然气技术与经济, 2013, 7 (4) :16-19, 83.

[2]中华人民共和国质量监督检验检疫总局.GB 150—2011压力容器[S].北京:中国质检出版社, 2012.

LNG加气站 第11篇

关键词：LNG加气站,防爆电气设备,选型,安装

0 引言

LNG加气站电气系统由变压器、配电柜、发电机组、用电设备、防雷、防静电等系统组成, 自控系统由控制柜、安全柜、现场仪表、控制设备等组成。电气及自控系统的防爆性能, 关系到LNG加气站的防爆、防触电、防火、防静电等方面, 对于储存经营具有易燃、易爆特性物质的LNG加气站来说, 防火、防爆、防静电始终是安全管理的重点。在现有的行业和建设标准规范中, 对LNG加气站的电气及自控系统设备的选型、安装、维护等都有规定, 但在实际工程建设执行过程中却还存在许多问题。

1 防爆区域划分

1.1 LNG特性

LNG是以甲烷为主的液态混合物, 常压储存温度约为-163℃, LNG液态密度约为标准状态下气态体积的600倍, 天然气与空气混合后, 体积百分数在一定范围内会构成爆炸危险, 其下限约为4.6%, 上限约为14.57%。

1.2 爆炸危险环境分区

依据工艺条件及国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》、《汽车加油加气站设计与施工规范》, LNG加气站的爆炸危险区可划分为1区和2区。

1.2.1 爆炸危险1区

加气机内部空间, 爆炸危险区域内的地下坑、沟;卸车口管口1.5 m范围。

1.2.2 爆炸危险2区

LNG加气机外壁四周4.5 m, 自地面高度5.5 m的范围;距LNG储罐的外壁和顶部3 m的范围;储罐区的防护堤至储罐外壁, 高度为堤顶高度的范围;距设备或装置的外壁4.5 m, 高出顶部7.5 m, 地坪以上的范围。

2 LNG加气站防爆电气存在的问题

2.1 选型不当

不同的爆炸危险区, 防爆电气产品选型有不同的要求, 1区和2区所选用电气设备的防爆型式原则上应为“d”型或“e”型。但在实际工程实践中, 有些加气站电气设备并未按标准规范来选用, 主要表现为:Ⅰ类电气设备使用于煤矿瓦斯气体之外的爆炸性气体环境, 电缆额定电压低于500 V, 设备材料防爆型式选用有误。

2.2 产品质量不合格

目前使用在LNG加气站的防爆电气设备材料质量参差不齐, 主要体现在:无防爆合格证号或使用假冒的防爆合格证, 产品生产日期已超出防爆合格证有效期, 缺防爆标志, 铭牌缺少防爆合格证编号、温度组别, CNG加气机整机防爆标志中无MB标志, 设备标识的防爆型式与实际结构不符。

2.3 安装不规范

在成套产品生产和现场安装中, 设备安装、布线方面存在的问题较多。主要表现为:引入装置问题, 使用塑料材质压紧件、缠四氟带, 未夹紧电缆, 引入装置选用错误, 护套剥离过长, 引入口与挠性管、钢管直接连接, 无过渡压紧元件;接地问题, 内、外接地未正确连接, 接地黄绿导线从引入口引出, 外接地线导线截面积小于4 mm2;在防爆设备进线口处未使用密封圈及与之相配的压紧螺母;有的多股单根导线合并后经单孔弹性密封圈进入接线盒;电气管线丝扣过长或拧紧牙数不够等。

3 防爆区域电气设备的选型及安装

3.1 合理选型

根据LNG的介质特性及工作环境, 选择合适的防爆电气设备类型。设计选型既要满足安全防爆要求, 适应环境, 便于维修, 又要经济适用。根据规范《爆炸危险环境电力装置设计规范》规定, 天然气的物态属工厂爆炸性气体, 分类、分组、分级为Ⅱ类、B级、T4组, 即dⅡBT4, 1、2区均可选用隔爆型, 电缆额定电压不应小于500 V。

3.2 加强到货验收

采购合同应规定防爆电气的技术参数、使用场合和安装要求, 在购买设备材料时应选择信誉好的正规厂家产品。设备到货后应按合同技术要求逐一进行验收检查, 重点检查防爆合格证、铭牌参数、产品结构、外观、安装质量。

3.3 安装正确规范

正确规范安装是保证工程质量、保证生产运营的关键, 对于LNG加气站工程来说, 也是项目管理的重点和难点, 应充分重视。安装前必须认真核实设备材料防爆参数是否符合设计及规范要求。防爆电气施工应遵循《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》、《危险场所电气安全防爆规范》等标准规范的要求。

3.3.1 电气金属线管安装

电气套管须采用焊接或镀锌钢管。丝扣连接进入接线箱 (盒) 时, 需涂导电性防锈脂或磷化膏、电力复合脂等, 不得缠麻、生料带或涂油漆。有效啮合扣数:DN25以下的不少于5扣, DN32及以上的不少于6扣。管路采用防爆活接头连接, 与电气设备连接困难处、有基础沉降和通过建筑物伸缩缝时应使用防爆挠性管连接。

3.3.2 电缆安装

在1区, 须采用铜芯铠装电缆明敷, 在2区可采用塑套电缆。铠装电缆宜选用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯内外护套内钢带铠装电缆。强弱电、电缆之间、电缆与管道、建筑物之间平行或交叉时的最小净距应满足规范要求。铠装电缆引入电气设备时, 电缆接地线应与设备的内接地螺栓连接, 外部钢带及金属外壳应与设备外接地螺栓连接。防爆区域内不得有电缆接头, 不得提前剥线, 要严格安装施工规范及工艺规程制作电缆头。

3.3.3 隔离密封装置安装

设备外壳处无密封装置时, 要在距设备进出线口不大于450 mm处尽量靠近电气设备的地方安装密封压紧元件。电缆进入设备或接线盒时, 应使压紧螺母经金属垫片压紧弹性密封垫, 使引入口的密封良好。有电缆腔或密封盒的电气设备进线电缆引入后, 应填塞密封胶泥, 高度不应小于引入口径的1.5倍且不小于50 mm。隔爆结构的接线盒箱、仪表、设备与螺纹连接处等应涂抹电力复合脂。

3.3.4 接地安装

电气设备、仪表、接线盒等即使安装在已与接地网连接的金属支座上, 也应做保护接地, 与接地系统用截面积不小于4 mm2的多股软绞线进行并联可靠连接。金属线管、配电箱及接线盒等连接处, 都应在连接处涂抗腐蚀传导脂或使用专用跨接线做系统接地。配电箱的连接地线、箱体上的接地螺丝与接地主线要可靠连接。保护管连接地线一般是在始末两端使用铜导线连接方式与接地主线焊接或焊螺丝。

3.3.5 注意事项

打开的隔爆型电气设备应妥善保护隔爆面, 避免损坏, 恢复时应清洗后涂磷化膏、电力复合脂, 严禁涂刷油漆。隔爆面有锈蚀需清洗干净。隔爆接合面的紧固螺栓应按顺序做好记号, 原貌恢复, 不得任意更换, 弹簧垫圈应齐全。有各种接线盒箱、电缆进出口, 在上方部位要用胶泥密封, 防止雨水渗入。

电缆沟、电缆桥架从非防爆区进入防爆区或穿过不同等级危险区之间的隔墙处, 均需采用不燃性材料严密堵塞。防爆电气设备多余的进出口应加以封堵。

4 结语

防爆电气设备的选型、安装是安全生产的重要前提保障, 在LNG加气站的设计及施工阶段都应高度重视, 按照爆炸危险环境下的电气设备选型要求进行设备参数的设计、选定, 并在施工过程中加强质量管理, 确保防爆电气设备投用前保持良好的安全状态, 使其发挥应有的防爆性能。同时, 要根据LNG加气站的实际情况, 建立和完善防爆电气设备管理制度, 加强人员知识技能的培训, 切实提高防爆电气设备的应用管理水平, 保证运行安全。

参考文献

[1]GB50156-2012汽车加油加气站设计与施工规范[S].

[2]余声扬.石化企业电气防爆浅谈[J].电气防爆, 2006 (3) :13-17.

[3]章颖.加油加气站的防爆电气设计[J].消防技术与产品信息, 2013 (12) :3-6.