第一篇：液化天然氣氣化站的安全設計

液化天然氣氣化站的安全設計

作者：石志儉，?

文章來源：燃氣技術專題的博客

點擊數：170

更新時間：2010-5-7 概述

液化天然氣氣化站(以下稱LNG氣化站)，作為中小城市或大型工商業用戶的燃氣供應氣源站，或者作為城鎮燃氣的調峰氣源站，近年來在國內得到了快速發展。

LNG氣化站是一種小型LNG接收、儲存、氣化場所，LNG來自天然氣液化工廠或LNG終端接收基地，一般通過專用汽車槽車運來。本文僅就LNG氣化站內儲罐、氣化器、管道系統、消防系統等裝置的安全設計進行探討。LNG儲罐

2.1 LNG儲罐的工藝設計

LNG儲罐是LNG氣化站內最主要的設備。天然氣的主要成分甲烷常溫下是永久性氣體，即在常溫下不能用壓縮的方法使其液化，只有在低溫條件下才能變為液體。LNG儲罐的工作壓力一般為0.3～0.6MPa，工作溫度約-140℃，設計壓力為0.8MPa，設計溫度為-196℃[1]。

LNG氣化站內150m3及以下容積的儲罐通常采用雙層真空絕熱結構，由內罐和外罐構成，內罐材質為0Cr18Ni9不銹鋼，外罐材質為16MnR壓力容器用鋼。內罐和外罐之間是由絕熱材料填充而成的絕熱層。當外罐外部著火時絕熱材料不得因熔融、塌陷等原因而使絕熱層的絕熱性能明顯變差。

目前生產廠家所用的絕熱材料一般為珠光砂，填充后抽真空絕熱。為防止周期性的冷卻和復熱而造成絕熱材料沉積和壓實，以致絕熱性能下降或危及內罐，宜在內罐外面包一層彈性絕熱材料(如玻璃棉等)，以補償內罐的溫度形變，使內外罐之間的支撐系統的應力集中最小化。支撐系統的設計應使傳遞到內罐和外罐的應力在允許極限內。

儲罐靜態蒸發率反映了儲罐在使用時的絕熱性能，其定義為低溫絕熱壓力容器在裝有大于50%有效容積的低溫液體時，靜止達到熱平衡后，24h內自然蒸發損失的低溫液體質量與容器的有效容積下低溫液體質量的比值。一般要求儲罐靜態蒸發率≤0.3%[

1、2]。除絕熱結構外，儲罐必須設計成可以從頂部和底部灌裝的結構，以防止儲罐內液體分層。

2.2 LNG儲罐的布局

根據GB

50028—2006《城鎮燃氣設計規范》的規定，儲罐之間的凈距不應小于相鄰儲罐直徑之和的1/4，且不應小于1.5m。儲罐組內的儲罐不應超過兩排，儲罐組的四周必須設置周邊封閉的不燃燒實體防護墻，儲罐基礎及防護墻必須保證在接觸液化天然氣時不被破壞。LNG罐區的設計應通過攔蓄設施(堤)、地形或其他方式把發生事故時溢出的LNG引到安全的地方，防止LNG流入下水道、排水溝、水渠或其他任何有蓋板的溝渠中。

儲罐防護墻內的有效容積V應符合下列規定：①對因低溫或因防護墻內一儲罐泄漏、著火而可能引起的防護墻內其他儲罐泄漏，當儲罐采取了防止措施時，V不小于防護墻內最大儲罐的容積。②當儲罐未采取防止措施時，V不小于防護墻內所有儲罐的總容積。

2.3 儲罐抗震、防雷、防靜電設計

GB

50223—2004《建筑工程抗震設防分類標準》規定，20萬人以上城鎮和抗震設防烈度為8、9度的縣及縣級市的主要燃氣廠的儲氣罐，抗震設防類別劃為乙類。美國NFPA59A《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運標準》(2001年版)規定，LNG氣化站內設施及構筑物的抗震設計應考慮操作基準地震(OBE)和安全停運地震(SSE)兩種級別地震的影響。

操作基準地震(OBE)是指設施在其設計壽命期內可承受的可能發生的地震，即在該級別地震發生時，設備將保持運行。安全停運地震(SSE)是指氣化站所在地罕見的強烈地震，設施設計應能保存LNG并防止關鍵設備出現災難性故障，不要求設施在發生SSE后保持運行。

LNG罐區防護墻及其他攔蓄系統的設計至少在空載時能承受SSE級別的荷載，要求在發生SSE之后，LNG儲罐可能會出現故障，但防護墻和其他攔蓄系統必須保持完好。凡是失效之后可能會影響到LNG儲罐完整性的系統和構件，以及隔離儲罐并保證它處在安全停運狀態所需要的系統組件，必須能承受SSE而不發生危險。

LNG儲罐應按照OBE進行設計，并按照SSE進行應力極限校核。在工廠內制造的儲罐，其設計安裝應符合ASME《鍋爐和壓力容器規范》(2007年版)的要求，儲罐和支座的設計還應考慮地震力和操作荷載的組合作用，使用儲罐或支座設計規范標準中規定的許用應力增量。

LNG氣化站的儲罐區設置地下避雷接地網，LNG儲罐的支柱與避雷接地網連接，LNG儲罐上無須設置防雷保護裝置。站區的防雷設計應符合GB

50057—94《建筑物防雷設計規范》(2000年版)中“第二類防雷建筑物”的有關規定。防靜電設計應符合HG/T

20675—1990《化工企業靜電接地設計規程》的要求。氣化器和管道系統

LNG氣化站使用的氣化器一般分為環境氣化器(空溫式氣化器)和加熱氣化器(水浴式氣化器、電加熱氣化器)。各氣化器的出口閥及出口閥上游的管件和閥門，設計溫度應按-168℃計算。氣化器的出口須設置測溫裝置，并設自動控制閥門，當氣化后進入燃氣輸配系統的氣體溫度高于或低于輸配系統的設計溫度時，自動控制閥門應能自動切斷天然氣的輸出。

氣化器或其出口管道上必須設置安全閥，安全閥的泄放能力應滿足以下要求：①環境氣化器的安全閥泄放能力必須滿足在1.1倍的設計壓力下，泄放量不小于氣化器設計額定流量的1.5倍。②加熱氣化器的安全閥泄放能力必須滿足在1.1倍的設計壓力下，泄放量不小于氣化器設計額定流量的1.1倍。

LNG氣化站內使用溫度低于-20℃的管道應采用奧氏體不銹鋼無縫鋼管，工藝管道上的閥門應能適用于液化天然氣介質，液相管道采用加長閥桿的長柄閥門，連接宜采用焊接。工藝管道采用自然補償的方式，不宜采用補償器進行補償。LNG管道上的兩個相鄰的截斷閥之間，必須設置安全閥，防止形成完全封閉的管段。液化天然氣儲罐必須設置安全閥，選用奧氏體不銹鋼彈簧封閉全啟式安全閥；單罐容積為100m3及以上的儲罐應設置2個或2個以上安全閥。管道和儲罐的安全閥都應設置放散管并集中放散。液化天然氣集中放散設施的匯集總管應安裝加熱器，低溫天然氣經過加熱器加熱后變成比空氣輕的氣體后方可放散。安全檢測、控制裝置

LNG氣化站儲罐區、氣化區以及有可能發生液化天然氣泄漏的區域，一般應安裝低溫檢測報警裝置，爆炸危險場所應設置燃氣濃度檢測報警裝置。LNG儲罐都應設置檢測液位的報警裝置，可以設置儲罐低液位報警、超低液位報警、高液位報警、超高液位報警，以提醒工作人員及時處理。氣化站內還應設置事故緊急切斷裝置，當事故發生時，應切斷或關閉液化天然氣來源，還應關閉正在運行、可能使事故擴大的設備。切斷系統應具有手動、自動或手動自動同時啟動的性能，手動啟動器應設置在事故時工作人員方便到達的地方，并與所保護設備的間距不小于15m。消防系統

LNG氣化站的消防系統主要包括消防供水和高倍數泡沫系統。

LNG儲罐消防用水量應按照儲罐固定噴淋裝置和水槍用水量之和計算。總容積超過50m3或單罐容積超過20m3的液化天然氣儲罐或儲罐區應設置固定噴淋裝置。LNG立式儲罐固定噴淋裝置應在罐體上部和罐頂均勻分布。生產區防護墻內的排水系統應采取防止液化天然氣流入下水道或其他頂蓋密封的溝渠中的措施。需要說明的是，水既不能控制也不能熄滅LNG液池火災，水在LNG中只會加速LNG的氣化，進而加快其燃燒速度，對火災的控制只會產生相反的結果。因此，LNG氣化站的消防用水大量用于冷卻、保護受到火災輻射的儲罐和設備，以減少火災升級和降低設備的危險。這一點在制定和實施LNG氣化站事故應急救援預案時必須注意。

液化天然氣火災多是由于儲罐、管道或其他連接處破裂、損壞，使液化天然氣噴出或外溢而引起的，一般歸結為以下兩種因素：①液化天然氣在破口處噴出時產生靜電釀成火災，形成噴火現象；②液化天然氣泄漏后會迅速氣化變成蒸氣，與空氣混合形成爆炸性氣體，在受熱后溫度上升或接觸其他明火時發生爆炸。

高倍數泡沫覆蓋了泄漏燃燒的液化天然氣，一方面其封閉效應使得大量的高倍數泡沫以密集狀態封閉了火災區域，防止新鮮空氣流入，使火焰熄滅。另一方面其蒸汽效應(指火焰的輻射熱使其附近的高倍數泡沫中的水蒸發，變成水蒸氣，吸收大量的熱量)阻擋了火焰對泄漏液化天然氣的熱傳遞，從而降低了液化天然氣的氣化速度，達到有效控制火災的目的。

倍數過低的泡沫含水量大，當其析液接觸泄漏的液化天然氣時，往往會加快液化天然氣的氣化速度；倍數過高的泡沫抵抗燃燒能力差，泡沫破裂速度快，不能起到有效的封閉作用。GB

50196—93《高倍數、中倍數泡沫滅火系統設計規范》(2002年版)規定了泡沫混合液供給強度為7.2L/(min·m2)，發泡倍數為300～500倍。結語

在美國、日本等發達國家，LNG氣化站的建設、生產技術已經非常成熟，但在我國還處于起步階段。我們應努力全面學習先進的建設管理經驗，周密考慮，從設計、施工階段嚴格執行規范和技術要求，為LNG氣化站的長久安全運行奠定堅實的基礎。

第二篇：液化天然氣站消防設計探討

LNG—液化天然氣站消防設計探討 概述

LNG—液化天然氣的縮寫，按照美國國家標準NFPA 59A定義為：一種基本上是甲烷構成的液態流體，含有微量的乙烷、丙烷、氮或通常在天然 氣中存在的其他成分。天然氣主要來源于氣田和油井伴生氣，通常是作為燃料使用。由于其液化儲運技術要求較高，所以國內一直是近距離管道輸送，資源浪費嚴 重。發達國家很早就將天然氣進行液化儲運，應用于生活、工業、汽車燃氣等各個行業。1999年上海引進法國工藝技術建成了第一個LNG站，作為城市燃氣的 備用氣源。2000年淄博引進日本技術建設了LNG氣化站，主要供應工業生產用氣。由于目前我國未出臺LNG站消防設計規范，筆者結合淄博LNG站消防設 計審查經驗，提出一點淺見，供同行及設計人員參考。設計依據探討

1．1 目前國內相關規范

①《石油化工企業設計防火規范》(1999年修訂版)GB50160—92

②《城鎮燃氣設計規范》(1998年版)GB50028—93

⑧《建筑設計防火規范》(1997年修訂版)GBn687

④《建筑防雷設計規范》GB50057-94

⑤《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》GB50058—92

⑥《建筑滅火器配置設計規范)2BJl40—90

⑦《火災自動報警系統設計規范》》GB50116—98

⑧《石油化工企業可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規范》SH3004—1999

2．2 國外有關規范

①美國國家標準NFPA 59A《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝卸標準》(1996年版)

②日本部頒標準KHK—4《一般高壓瓦斯保安法則》(平成6年修訂版)

2．3 適用規范探討

由于目前國家尚未出臺LNG站消防設計規范或標準，現對以上列出的有關規范的適用性作如下分析：

《城鎮燃氣設計規范》(1998年版)(以下簡稱《燃規》)第102條規定：本規范適用于新建、擴建或改建的城鎮燃氣工程和裝置設計。另據《燃規》名詞解釋，城鎮燃氣是指符合本規范燃氣質量要求的，供給居民生活、公共建筑和工業企業生產作燃料用的，公用性質的燃

氣。一般包括天然氣、液化石油氣和人工煤氣。《燃規》第六章對液化石油氣儲運供應做了明確規定，但對液化天然氣未作說明。

《石油化工企業設計防火規范》(1999年修訂版)(以下簡稱《石化規》)第102條規定：本規范適用于以石油、天然氣及其產品為原料的石油化工新建、擴建或改建工程的防火設計。《石化規》對液化烴的儲運設計做了明確規定。另據《石化規》名詞解釋，液化烴指的是

15℃時蒸汽壓大于0.1 MPa的烴類液體及其他類似的液體。應包括液化天然氣。

淄博新建LNG站屬液化天然氣氣化、供氣站，向周圍企業、居民提供工業與民用天然氣，應屬城鎮燃氣范圍，但《燃規》對液化天然氣儲運供應設計未作規定。本著無明確規范執行相近規范的原則，可執行《石化規》。該工程LNG儲罐儲存條件為0.3MPa(絕)、一

145℃，按照《燃規》規定應屬于“半冷凍式儲罐”。但《石化規》把液化烴儲罐分為兩類：“全壓力式儲罐”和“全冷凍式儲罐”，沒有“半冷凍式儲罐”。為 此，設計組專門向《石化規》國家標準管理組進行了請示，得到明確答復：“液化烴半冷凍式儲罐可參照《石化規》對液化烴全壓力式儲罐的要求進行防火設計”。

綜上所述，淄博新建LNG站工程的消防設計主要依據《石化規》有關條款，其他專業規范均參照執行。美國、日本規范標準對LNG站的儲罐、電器儀表、工藝設施、安全消防均作了詳細規定，雖不能作為設計依據，但可以借鑒參考。火災危險性分析

3．1 LNG火災危險性分析

淄博的液化天然氣來源于中原油田，主要組分為(體積百分比V％)：甲烷93.609；乙烷4.1154，丙烷1.1973；其它組分(丁烷、戊烷、氮、二氧化碳等)1.0783。

物性參數：分子量：17.3；氣化溫度：-162.3℃：液相密度：447kg／m3；氣相密度：0.722kg／m3；液態／氣態膨脹系數： 612.5m3／m3(15.5℃)；燃點：650oC；熱值：9260kcal／m3；氣化潛熱；121kcal／kg;儲存條件：溫度-145℃；壓 力0.3MPa(絕)。天然氣閃點為-190oC，與空氣混合能形成爆炸性混合物，爆炸下限(V％)為3.6—6.5，爆炸上限(V％)為13—17，最大爆炸壓力6.8 kg。

天然氣火災有以下特點：火災爆炸危險性大；火焰溫度高、輻射熱強；易形成大面積火災；具有復燃、復爆性。

3．2 主要設計火災危險性

3．2．1 LNG儲罐

LNG儲罐為100m3臥式真空粉末絕熱低溫儲罐，雙層結構，內膽材料為不銹鋼0Cr18Ni9(0表示含碳量不足1％)，其化學成分、含量與美 國(ASTM)304鋼以及日本(JIS)SUS304鋼的成分基本相同，外殼材料為Q235A(一種A型鋼)。內膽與外殼之間填充珠光砂并抽真空絕熱，內膽外面包一層彈性絕熱材料以防止珠光砂沉積壓實造成絕熱性能下降。其最大的危險在于絕熱性能下降，因為LNG是低溫深冷儲存，一旦絕熱性能下降，儲罐壓 力劇增，會造成儲罐破裂事故。

3．2．2 氣化器

氣化器有冬季使用的水浴式氣化器和其他季節使用的空浴式氣化器兩種，其主要作用是LNG流經氣化器換熱發生相變，轉化為氣體并提高溫度，經過調壓器調至0.4MPa(絕)后進入管網，然后送給用戶。因為進入氣化器的是液化天然氣，在氣化之前一旦發生泄漏 極易造成火災爆炸事故。

3．2．3 BOG儲罐

鋼制儲罐，用來儲存LNG儲罐罐頂蒸發氣體(Boiloffgas)。該罐主要用來平衡LNG儲罐的壓力，一旦LNG儲罐溫度發生波動，氣化出的氣體便進入該罐。因此BOG儲罐應有配套的液化回收系統或放空設施，避免超壓造成泄漏事故。

3．3 工藝火災危險性

本工藝裝置的火災危險性為甲類，裝置區內的大部分區域為爆炸危險1區。工藝流程比較簡單，LNG用槽車運至氣站后卸人儲罐，氣化、加臭、計量后進人管網送給用戶。主要火災危險有以下幾點：

3．3．1 LNG運輸中的分層和渦旋問題

LNG是一種多組分混合物，溫度和組成的變化會引起密度變化，繼而引起分層和渦旋，表面蒸發率劇增(渦旋時的蒸發率比正常狀態要大20倍)，引起槽車內壓力驟增造成泄漏事故，1971年意大利曾發生過類似事故。

3．3．2 LNG泄漏問題

由于LNG是低溫深冷儲存，所以它的泄漏一般液化烴有所不同。LNG一旦從儲罐或管道中泄漏，一小部分立即急劇氣化成蒸氣，剩下的泄漏到地面，沸騰氣化后與周圍的空氣混合成冷蒸氣霧，在空氣中冷凝形成白煙，再稀釋受熱后與空氣形成爆炸性混合物。

LNG泄漏冷氣體在初期比周圍空氣濃度大，易形成云層或層流。氣化量取決于土壤、大氣的熱量供給，剛泄漏時氣化率很高，一段時間后趨近于一個常數，這時的LNG泄漏到地面上會形成一種液流。消防設計探討

4．1 總平面布局

站址選擇及總平面布置均參照《石化規》有關要求執行。

4．1．1 站址選擇

站址應處于全年最小頻率風向的上風側，站內應平坦，通風良好，便于LNG的擴散。距離公共建筑及民用建筑均應大于120米(日本規范分別為98.3米和65.6米)。

4．1．2 總圖布置

在滿足工藝流程的前提下，應合理布置功能分區，儲存區、生產及輔助區和辦公區應分開設置。綜合考慮防火間距、消防車道及防火防爆要求。

4．2 建筑結構(耐火等級)

站內建構物均應按《建筑設計防火規范》進行設計，其耐火等級、層數、長度、占地面積、防火間距、防爆及安全疏散均按規范要求進行設計；建構筑物 墻、樓板、柱、梁、吊頂的選材和結構均需要滿足規范規定的強度、耐火、防爆要求。建構筑物及重要設備的聯合平臺，均應設置兩個以上的安全疏散口；生產裝置 內的承重鋼框架、支座、裙座、管架等按規范要求涂覆耐火層保護，耐火層的耐火極限不低于1.5小時。

由于LNG的特殊性質，站內建構筑物及重要設備支架除應滿足相應的耐火等級外，還要滿足抗冷性能。特別是儲罐基礎、防火堤及擋液堤必須能承受-145℃以下的低溫。

4．3 工藝裝置

裝置均設計成密閉系統，在控制的操作條件下使被加工的物料保持在由設備和管道組成的密閉系統內。在裝置的進出口總管上設置緊急切斷閥，以杜絕引起火災爆炸的可能性。

4．4 儲運設施

儲運設施的設計均嚴格按照《石化規》有關要求執行。

4．4．1 儲罐安全措施

在儲罐的液相管上設緊急切斷閥，每個儲罐兩個，以便在裝置發生意外時切斷儲罐與外界的通道，防止儲罐內的LNG泄漏。

儲罐內罐設安全放空閥，連通火炬；外罐設泄壓設施，放空氣體引至高點排放。

4．4．2 管道安全措施

在液相管道的兩個切斷閥之間設置安全閥，一旦兩個切斷閥關閉，管道內的液體受熱氣化時，安全閥自動起跳，以防超壓造成事故。

氣相總管上設緊急放空裝置，一旦有誤操作或設備超壓，安全閥起跳，以保護氣相管道的安全。

4．4．3 泄漏處置措施

根據LNG的特殊性質，LNG的泄漏處置是最重要的設施。美國國家標準NFPA 59A《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝卸標準》明確提出： LNG站內應按規范要求設置攔截區，服務于LNG儲灌區、裝卸區和生產工藝區。且LNG和可燃制冷劑、儲罐防護堤、攔截墻和泄流系統必須采用壓實土、混凝 土、金屬等耐低溫材料建造。

儲罐周圍設置防護堤，高度1米，儲罐與防護堤的間距按照儲罐液位高度減去防護堤高度計算。在儲罐防火堤內設置LNG導流溝和集液池，以防泄漏的LNG接觸其他儲罐基礎。

卸車臺處另設一集液池，用來收集卸車過程中泄漏的LNG。

所有集液池內的LNG均應采取可靠的保護措施，使其安全氣化，避免造成危險。

4．4．4 安全放散

站內設專用放空火炬，高30～40米，LNG儲罐、BOG儲罐、工藝管道及各生產工段的超壓泄放氣體均引入火炬，避免在站內形成爆炸性混合物。4．5 電氣儀表

4，5．1 火災探測及DCS聯動系統

DCS為自動監視控制系統，有異常發生時及時報警并通過ESD(緊急停車)快速切斷使各部設備處于安全狀態。

在儲罐區、氣化區、卸車臺等可能產生天然氣泄漏的區域均設置可燃氣體濃度監測報警裝置，在儲罐、氣化器等關鍵設備的適當部位安裝火災探測器；在控制室設有集中報警控制系統，一旦有氣體泄漏或發生火災，能夠及早發現并采取措施。

另外站內還設有一套先進的監控系統，能監控各裝置設備的工藝參數(溫度、壓力、液位等)并能連鎖控制，有異常情況時發出警報提醒操作人員及時處理，特殊情況下可以啟動緊急切斷裝置(站內所有緊急切斷閥均從日本進口，電動控制)，確保各主要設備處于安

全狀態。

4．5．2 電氣設備及電纜

站內電氣設計嚴格執行《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》要求。電氣設備和燈具均滿足相應的防爆級別，電纜溝進行防火封堵并采用阻燃性電纜。

4．5．3 防雷防靜電

根據生產性質、發生雷電的可能性和后果，站內生產裝置和輔助設施、工業建筑均采用裝設避雷網和避雷針防止雷擊。裝置區內的封閉金屬罐、塔及設備管道按規范要求作好防雷接地。

4．5．4 消防用電及通訊

應確保站內的消防用電及通訊設施。消防控制系統、消防水泵、氣壓給水設備等主要用電設備應有備用電源(雙電源供電或采用備用發電設備)；站內控制中心應設外線報警電話或與消防隊直通的專線電話。

4．6 消防設施

消防系統的設計均嚴格按照《石化規》有關要求并參照國外的先進經驗執行。

4.6．1 消防給水系統

消防給水系統由消防泵房、消防水罐、消防管道及消火栓、消防水炮等組成。站內按一次火災計算，LNG儲罐所需消防用水量最大，一次用水量為478m3／h，火災延續時間為6h，貯水量不應小于2866m3(站內設置兩個公稱容量1500m3的固定頂消防水儲罐)。

站內設置環狀DN300消防水管網，管網上設置地上式消火栓。罐區周圍設置固定式消防水炮及箱式消火栓，另外設兩臺移動消防水泡，放在泵房內備用。

消防泵房內除按照站區所需消防用水量要求設置主備用泵外，另設一套消防氣壓給水設備，平時用來維持管網的恒壓狀態(0.38MPa)，火災時自動啟動消防水泵，達到0.8～0.9MPa，形成臨時高壓消防給水系統。

4．6．2 蒸汽滅火系統：

按照《石化規》要求，在生產工藝裝置處設置蒸汽消防系統，利用站內鍋爐產生的高壓蒸氣，在工藝設備、管道及框架、平臺等易泄漏處設有消防蒸汽管及接頭，遇有緊急情況時，可方便地滅火或對設備、管道進行保護。

4．6．3 泡沫系統(高倍數泡沫保護和低倍數泡沫滅火系統)

為了有效地控制泄漏的LNG流淌火災，借鑒國外先進經驗，站內設置了高倍數泡沫保護系統。采用PF4型水輪式高倍數泡沫發生器和3％的高倍數泡沫 液，發泡量為100～200m3／min。主要用來覆蓋保護儲罐區、管道、卸車臺泄漏及事故集液池內的LNG，使其安全氣化，避免產生危險。

有條件的站內還可按規范要求設置固定式低倍數泡沫滅火系統。在儲罐區、管道、卸車臺及事故集液池等處設置泡沫管道及管牙接口，并配置一定數量的泡沫鉤槍。也可在儲罐、管道、卸車臺及重要設備上方設置泡沫噴淋滅火裝置。

4．6．4 干粉滅火系統

在LNG儲罐、BOG儲罐、管道安全閥等氣體放空部位，可設置于粉滅火裝置，一旦排出的氣體被點燃，可以自動釋放干粉滅火，避免事故擴大造成危險。

4．6．5 氣體滅火系統

在總控制室、自備發電機房、變配電室等封閉空間內可采用氣體自動滅火系統，有人值班的可采用手動控制，現場無人值班的應采用自動控制。

4．6．6 移動式滅火器材

根據《建筑滅火器配置設計規范))GBJl40—90規定，該裝置生產區為嚴重危險級場所，設置MFA8型手提式干粉滅火器和MFAT50型推車式干粉滅火器。輔助生產區屬輕危險級，設置MFA8型手提式干粉滅火器。控制室、變配電室內配置MT7型手提式二氧化碳 滅火器，以保證迅速有效地撲滅初期火災和零星火災。

4．7 滅火對策

4．7．1 切斷氣源，控制泄漏。如不能有效控制堵住泄漏，可允許泄漏氣體穩定燃燒，防止大量氣體擴散造成二次危害。

4．7．2 對著火罐及鄰近罐和設備進行冷卻保護，固定式冷卻設備失效時應迅速采用消防水泡等移動式設備進行冷卻，避免儲罐設備受熱超壓造成更大災害。

4．7．3 要控制泄漏出的LNG流淌，可筑堤堵截或挖導向溝，將LNG引至事故集液池等安全地帶，然后用高倍數泡沫覆蓋，使其安全氣化，避免燃燒擴大。

4．7．4 初起小火可利用現場配置的移動式滅火器材進行撲救，火勢較大時應立即報警，調動大型消防車輛滅火。結論

在目前我國沒有LNG站消防設計規范的情況下，參照《石化規》的有關要求及國外的先進經驗進行的上述設計，基本能夠滿足LNG站的消防安全要求，各種設備得到了最大程度的保護，為LNG站的安全運行提供了有力的保障，實踐證明是行之有效的。

第三篇：液化天然氣接收站氣化廠主工藝設備方案選擇

液化天然氣接收站氣化廠主工藝設備方案選擇

作者：李健胡 文章來源：廣東珠海金灣液化天然氣有限公司 點擊數：162 更新時間：

2011-3-1 21:40:48概述

隨著中國對能源需求的不斷增長，中國正在大力引進LNG和建設LNG接收站。在接收站項目中，一般包括碼頭工程、氣化廠工程(儲存和氣化)、長輸管道工程3部分。其中，氣化環節里的主要工藝設備技術難度高，目前尚不能國產，因此，氣化廠的工藝設備對整個項目有著關鍵的影響。

4目前國內常規的LNG接收站的規模均為300×10t/a左右，因此，本文主要對此規模的接收站的氣化廠

主工藝設備進行分析，并結合國內外部分接收站的設備配置情況，對接收站主工藝設備的方案進行探討。2 主工藝流程與主工藝設備設計原則

① 主工藝流程

氣化廠主要的工藝設備有LNG低壓泵、LNG高壓泵、氣化器、蒸發氣(Boil Off Gas，BOG)壓縮機。其工藝流程一般為：LNG儲罐內的LNG由低壓泵泵出，經再冷凝器后，用高壓泵加壓后輸送至氣化器，氣化后進入長輸管道。儲罐內的BOG從罐頂排出，經BOG壓縮機壓縮后送入再冷凝器中，與自低壓泵出來的LNG匯合。再冷凝器的作用是用從低壓泵出來的LNG冷卻和混合BOG壓縮機出來的BOG，使之成為液體后輸出。氣化器由海水泵提供海水作為熱源，加熱LNG，使之氣化。主工藝設備5+1方案工藝流程見圖1。

② 主工藝設備設計原則

a.低壓泵、高壓泵、氣化器數量應盡可能一致，即在啟停1臺低壓泵時，相應啟停1臺高壓泵、氣化器、氣化器配套的海水泵，以便于運行調節、自動控制。b.各主工藝設備應考慮備用，即堅持n+1原則。c.同類設備的容量、型號應完全一致，能夠互為備用。d.考慮到進口設備價格高昂，工程應盡可能降低造價，尤其是首期工程。

本方案設計中，對于次要的因素，如低壓泵供應槽車、保冷循環等予以忽略。實際設計時，可根據實際需要予以相應調整。主工藝設備數量與容量的確定

3.1 低壓泵數量的初步方案

低壓泵一般置于儲罐內，因此，其首期工程的數量應與儲罐數量相對應。在LNG接收站的首期工程中，基于經濟性，應當建設2臺或3臺儲罐。若建設2臺儲罐，則低壓泵數量應為2的倍數，即2，4，6，……。若建設3臺儲罐，則低壓泵數量應為3的倍數。具體數量還應結合高壓泵及氣化器等設備再行確定。

對于每1臺儲罐，如果僅配置1臺低壓泵，則缺乏備用，因此，每1臺儲罐內，低壓泵至少應為2臺。若首期工程建設2臺儲罐，則低壓泵數量至少應為4臺。

3.2 高壓泵及氣化器數量的初步方案

根據運行要求，低壓泵、高壓泵、氣化器、海水泵盡可能數量1對1地對應。如果數量過多，則系統復雜。尤其是海水泵與氣化器之間的管道，需設置母管制總管運行，這樣設備數量不宜過多。建議設備數量在6臺或以下。結合上述低壓泵為2或3的倍數的初步選擇，則泵及氣化器的數量可以有2個方案：低壓泵、高壓泵、氣化器各設4臺，或各設6臺。考慮備用設備各1臺，則得到n+1方案為：3+1方案，5+1方案。若建設3臺儲罐，且各泵及氣化器初選數量較大時，無須另加備用，可直接為3的倍數的方案。如中國臺灣臺中LNG接收站，3臺儲罐，配9臺低壓泵、9臺高壓泵。若泵及氣化器數量的初選結果為3時，考慮數量過少，宜再加1臺作為備用。如日本扇島接收站，3臺罐，配4臺氣化器。具體設計時可結合單臺設備容量、氣化廠整體情況再進一步選擇或修正。

3.3 單臺泵容量的計算

4泵的容量應根據最大小時流量確定。對于常規的規模為300×10t/a的LNG接收站，泵的平均容量約為

342t/h，若最大小時流量量為700t/h，最小連續穩定流量為100t/h，則不同方案的泵的容量計算如下。對于3+1方案，單臺泵的最大小時流量為233t/h。低壓泵、高壓泵、氣化器的單臺設計容量初步考慮可取250t/h。此時，泵的最小流量為設汁容量的40%，低于泵的穩定工作點，因此，單臺泵的設計容量偏大，需要增加泵的數量。

對于5+1方案，單臺泵的最大小時流量為140t/h。低壓泵、高壓泵、氣化器的單臺設計容量初步考慮可取160t/h。此時，泵的最小流量為設計容量的62.5%，處于泵的穩定工作區。若考慮低壓泵另有其他輸出時(保冷循環、槽車、槽船等)，則容量宜進一步增大。如中國臺灣臺中的LNG接收站，低壓泵流量為250t/h，高壓泵流量僅為100t/h。

3.4 泵及氣化器的最終選擇方案

對主工藝管道的要求如下：

① 根據運行的要求，低壓泵、高壓泵、氣化器、海水泵均需要數量對應，從經濟性考慮，低壓泵到高壓泵、高壓泵到氣化器之間均采用1條LNG總管的方案。

② 從安全性考慮，低壓泵與高壓泵之間、高壓泵與氣化器之間為氣化廠甚至整個接收站項目的關鍵部位，如果該處總管泄漏或發生故障，則整個接收站必須中斷運營，且無法立即恢復。因此，宜采用分別設2條總管的方案。

③ 但對于上述5+1的方案，則當6臺泵連接在同一條總管時，連接復雜，宜簡化。

根據上面3個要求，綜合考慮，采用2條總管的方案，但并不是每條總管均與6臺泵相連接，而是每3臺泵(氣化器)連接在一起。切換時，整項3臺泵(氣化器)一起切換，即低壓泵、高壓泵、氣化器之間，均為2條總管。氣化器與海水泵之間，也為2條海水總管。

因此，最終選擇5+1方案，單臺泵或氣化器的設計容量為160t/h。每3臺1組共同1條總管，共2組。低壓泵的出口壓力一般為1.0～1.5MPa。如廣東大鵬LNG接收站低壓泵出口流量為420m/h的LNG(折算約200t/h)，出口壓力為1.4MPa。

高壓泵出口壓力主要根據長輸管道的需要確定。對于長度為150～300km的長輸管道，高壓泵的出口壓力一般為7～10MPa(視用戶需要而定)。考慮管道阻力，泵出口壓力宜稍大些。如廣東大鵬LNG接收站、中國臺灣臺中LNG接收站的高壓泵出口壓力約10MPa。日本扇島LNG接收站因不承擔調節管網壓力的任務且接近用戶，故只設一級泵，無低壓、高壓之分，LNG泵出口壓力約4MPa。

3.5 BOG壓縮機的容量與數量

理論上，BOG的處理方式有兩種：

① 將BOG直接加壓，送入外輸氣體總管。

② 先將BOG壓縮冷卻液化，送入LNG液體總管，然后與其他LNG混合后一起經氣化器氣化后再外輸(見圖1)。

對于氣態直接外輸，由于直接加壓外輸經濟性較差，大型接收站一般不采用。因此，采用壓縮液化方案。

3對于LNG接收站，正常運行時應做到BOG對外零排放。因此，應滿足以下要求：

① 單臺BOG壓縮機運行容量至少應為整個LNG接收站不卸船時正常的BOG產生量。常規LNG接收站若

43按2臺工作容積為16×10m的儲罐、0.05%的蒸發量估算，不卸船時2臺儲罐蒸發量共約3t/h，整個LNG接收

站BOG量總計則不超過5t/h。

② 所有BOG壓縮機的運行容量總和，應大于最大的BOG量。

最大的BOG量包括：儲罐正常的蒸發量、卸船時的蒸發量、LNG注入儲罐時的空間置換及焓不同造成的蒸發量、大氣壓變化造成的蒸發量、保冷循環帶回的蒸發量。最大的BOG量統計計算較復雜，且涉及許多不確定的因素如船上的LNG壓力、溫度等。

設計中，對各項BOG量進行統計計算后，得出最大的BOG量，作為BOG壓縮機選擇時的總容量。對于簡化的估算，可以用卸船時的BOG量為非卸船時的2倍來估算。對于擁有2臺工作容積為16×10m的儲罐的常規LNG接收站，不卸船時全站的BOG量為5t/h，則最大的BOG總量約為10t/h。

BOG壓縮機的數量應根據運行與備用要求、經設備造價比較后確定。由于至少有1臺備用，因此，BOG壓縮機數量至少應為1+1配置。BOG壓縮機的生產廠家較少，價格較高，容量為5～15t/h的BOG壓縮機在2008年的價格約(2000～3000)×10元/臺。當采用少量的BOG壓縮、液化工藝時，壓縮機做功相對電耗較多，其經濟性并不明顯。除非政策強制要求，否則少量的BOG可以考慮適度放空。因此，BOG壓縮機備用及裕度設計取較小值，數量取1+1方案，單臺容量為6t/h。設備類型選擇

4.1 低壓泵類型

低壓泵均選擇立式筒型離心泵(潛液式電動泵)。泵的設置有2種方案：

① 泵套底部設閥門。泵出故障時，可通過閥門隔離，吹掃后可提出泵來檢修。

② 泵套不設底閥，泵出故障時，不能抽取出來，直待儲罐檢修時，全罐吹空后再檢修。

對于首期工程，建議泵套設底閥。這是因為LNG接收站剛建設，設備故障多，且此時儲罐尚少，全罐吹空來檢修。對于二期以后的工程，可以考慮不設底閥。

4.2 高壓泵類型

高壓泵也為立式筒型離心泵。泵的設置也有2種方案：

① 架空式。泵懸空于地面。

② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整個泵位于地面下。視再冷凝器高度及有效氣蝕余量確定。

由于高壓泵的入口壓力取決于再冷凝器的標高，因此，若泵采用架空式，則泵的進出口管及再冷凝器標高應相應提高，管架及再冷凝器的建設成本上升，而泵本身的建設成本下降。埋地式則管架及再冷凝器建設成本降低而泵本身建設成本上升。在同樣的再冷凝器標高的情況下，采用埋地式的泵比架空式的泵能獲得更高的入口壓力。對于首期工程，建議考慮埋地式，以確保運行中有足夠的入口壓力，且再冷凝器不必采用較高的標高。

4.3 氣化器類型

[2]氣化器根據海水條件及容量選定。其主要類型有：

① 開架式氣化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水為加熱介質，因此對海水水質要求較高。使用條件主要為：海水常年溫度≥7℃，固體懸浮物含量≤80mg/kg，銅離子含量≤10μg∥kg，汞離子檢測不出

[3][1]443。據日本及中國一些接收站的資料，0RV熱態備用時15min可達滿負荷。因此ORV可作為主氣化器，也可作為備用氣化器。

② 浸沒式燃燒氣化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用條件幾乎無限制，但燃燒天然氣，運行成本高，多選作備用氣化器，不宜作主氣化器。

③ 中間介質氣化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或殼管式氣化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的氣化裝置。在海水溫度高但水質差的環境中選用，熱源可以是水質較差的海水或由LNG冷能利用系統提供。

④ 環境空氣加熱氣化器、溫水水浴式氣化器、蒸汽加熱器等。部分氣化器同時兼具環境空氣加熱式和水浴式兩種功能。采用環境空氣(自然通風或強制通風)加熱LNG，占地面積大，容量有限，適于在LNG衛星

[4]站選用。

以上①、②、③這3種類型的氣化器截至2009年尚不能國產，國外廠家較少，價格較高，廠家主要在日

本、德國。選型時根據海水條件選用0RV或IFV，備用氣化器可選SCV或ORV(視水質而定)。日本扇島LNG接收站和中國臺灣臺中LNG接收站中，氣化器全部選用ORV。廣東大鵬LNG接收站則以ORV為主，1臺SCV備用。

4.4 BOG壓縮機類型

壓縮機根據壓縮原理可分為兩類：離心式壓縮機和往復式壓縮機。離心式壓縮機造價稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化廠。往復式壓縮機根據布置方式又分為兩種：

① 立式壓縮機。優點：占地少，啟動快。缺點：工作時對地面有一定的往復沖擊力。

② 臥式壓縮機。優點：運行沖擊力小(平衡)，造價低。缺點：臥式壓縮機檢修稍困難。一般設計成對置平衡式，兩邊對稱，沖擊力平衡，容量比立式壓縮機稍大。

在常規接收站中，上述①、②兩種壓縮機均可選用。但適用技術標準不同，廠家極少，價格高昂。截至2009年，立式壓縮機幾乎只有瑞士1個廠家生產，臥式壓縮機幾乎只有日本1個廠家生產，其壓縮機主要型式為廠家專利。臥式壓縮機由于為日本廠家生產，因此在日本所有的LNG接收站均有應用。目前中國的幾個LNG接收站有的采用臥式壓縮機，有的采用立式壓縮機。選型時選定廠家，則型式也就因此確定。參考文獻：

[1] API 610：2004，Centrifugal pumps for petroleum，petrochemicN and natural gas

industries(10 Edition)[S].[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore

installations(English version)[S].[3] 顧安忠，魯雪生，汪榮順，等.液化天然氣技術[M].北京：機械工業出版社，2003.[4] 高華偉，段常貴，解東來，等.LNG空溫式氣化器氣化過程的數值分析[J].煤氣與熱力，2008，28(2)：

B19-B22.[5] API 618：1995，Reciprocating compressors for petroleum，chemical，and gas industu

thservices(4 Edition)[S].th[5]

第四篇：天然氣液化廠(站)巡檢管理制度

天然氣液化廠***站巡檢制度

1、總則

1.1 目的為貫徹落實科學巡檢，明確細化各項巡檢管理工作，進一步提高巡檢工作質量，對裝置存在問題及時發現及時處理，確保我站裝置安全、穩定、長周期運行，特制定本制度。

1.2 范圍

本辦法適用于生產班組各崗位生產的不間斷巡回檢查管理。

1.3 術語和定義

1.3.1科學巡檢：以提高人的素質和強化“三基”建設為基礎，提高巡檢質量為核心，采用創新管理理念和科學管理方法，借助高科技巡檢監控工具，及時發現和消除生產安全隱患，確保生產裝置安全、穩定、長周期運行；

1.3.2常規巡檢點：影響裝置正常生產運行的設備或部位；

1.3.3關鍵巡檢點：影響裝置安全運行的重要設備或部位；

1.3.4特護巡檢點：隨時會出現非正常工況，對安全生產產生重大影響的重要設備或部位。

2、管理職責分工

2.1 生產管理組是不間斷巡回檢查工作的主管部門，負責對各生產班組的巡回檢查管理工作進行督促、檢查和考核；負責審定《天然氣液化廠***站巡檢制度》，定期或不定期組織工藝、設備、電儀、安全、生產班組等召開危害辨識及安全風險評估會議，審定關鍵巡檢點和特護巡檢點，并負責關鍵巡檢點和特護巡檢點臺帳管理和上報；

2.2 電儀組自行制定適用于電氣、儀表班組的《巡回檢查管理實施細則》并報技術組備案，并負責對電氣、儀表班組的巡回檢查管理

工作進行督促、檢查和考核；參加關鍵巡檢點、特護巡檢點危害辨識及安全風險評估，對關鍵巡檢點、特護巡檢點提出專業管理措施和建議；

2.3 安全質檢組負責指導完善員工巡檢作業的個人防護用具配備；參加關鍵巡檢點、特護巡檢點危害辨識及安全風險評估，對關鍵巡檢點、特護巡檢點提出專業管理措施和建議；協助做好巡檢管理有關工作，并負責提出裝置區域治安巡邏管理措施和建議；負責對全站治安巡邏管理工作進行督促、檢查和考核；

2.4 各生產班組負責本組職工按照既定各崗位的巡檢線路、巡檢內容、巡檢時間、站名、站號，并組織落實《天然氣液化廠***站巡檢制度》；參與危害辨識和安全風險評估，提出關鍵巡檢點、特護巡檢點修正或增減并上報生產管理組。

3、巡檢的執行

3.1 各生產班組要通過優化人員、優化巡檢線路，提高巡檢科學性，并可采用視頻監控、離線狀態監測、電子智能巡檢及多崗位交叉巡檢等方式，開展巡檢工作；

3.2 各生產班組根據崗位實際情況，配備合適的個人防護用具、巡檢工具和設備監測器具，巡檢人員佩戴相應的個人防護用具、巡檢工具和設備監測器具進行巡檢；

3.3 當班操作人員按照規定的路線、內容，定時、定點進行高標準高質量巡回檢查，檢查各設備運行狀況、現場儀表參數、現場跑、冒、滴、漏等情況，并做好巡檢記錄，發現問題及時處理，不能單獨處理的及時按程序匯報；

3.4 巡回檢查要做到“看、聽、摸、查、比”，設備、電氣、儀表專業和裝置巡檢人員在巡檢中發現問題時，必須及時互相通報和聯

系處理。當出現暴雨、冰雹、暴雪等惡劣天氣，在確保巡檢人員安全的前提下，根據現場實際情況適當調整巡檢工作；

3.5 設備、電氣、儀表專業技術員必須確保每天不少于2次的深度常規巡檢，對關鍵巡檢點不少于4次、特護巡檢點不少于 8次。其它特護機組的巡檢和考核，按上級部門有關管理規定執行；

3.6 巡檢過程中發生事件、事故，依據事件、事故匯報程序進行匯報或按事故應急預案進行處理；

3.7 巡檢人員若遇生產操作或需處理問題而無法例行巡檢時，要把情況寫入交班日志； 巡檢人員已按要求巡檢，但因巡檢設備故障出現的漏檢、缺檢項，當班巡檢人員也應把情況寫入交班日志；

3.8 巡檢人員在巡檢過程中，要履行轄區內的治安巡邏職責，查陌生人，查可疑跡象，禁止無關人員和物品進入裝置區域，發現案情須及時報告并經門衛接警務室及時處理。

4、考核

4.1 未按時巡檢的，經抽查發現有漏檢現象的，考核責任班組**分/次；

4.2 未按規定做好巡檢記錄、記錄不完整（包含辦公區域及設備衛生交接）、未按仿宋字體記錄、在記錄本上亂涂亂畫的，考核責任班組**分/次；

4.3 巡檢時草率應對，不認真履行巡檢職責的，對于應發現問題而未發現的，考核責任班組**分/次；

4.4 巡檢過程中發現問題未及時匯報、處理的，處罰款考核責任班組**分/次；

4.5 當班組未按規定填寫、上報和發放巡檢記錄的，考核責任班組**分/次；

4.6當班組遺失巡檢記錄或故意損壞巡檢記錄的，考核責任班組**分/次；

4.7當班組因未按時巡檢或未按照規定巡檢、未履行報告制度等工作缺陷，導致裝置運行產生較大波動，考核責任班組**分/次，并追究對相關巡檢人員追究責任。

5、附則

5.1 本管理辦法須經天然氣液化廠生產技術部與***液化站辦公會議討論通過，由生產管理組負責修訂、解釋并監督執行。

第五篇：LNG氣化站天然氣儲罐安全運行與管理

河北東照能源LNG氣化站主要設備的特性

1331581東照能源7712

①LNG場站的工藝特點為“低溫儲存、常溫使用”。儲罐設計溫度達到負196(攝氏度LNG常溫下沸點在負162攝氏度)，而出站天然氣溫度要求不低于環境溫度10攝氏度。

②場站低溫儲罐、低溫液體泵絕熱性能要好，閥門和管件的保冷性能要好。

③LNG站內低溫區域內的設備、管道、儀表、閥；門及其配件在低溫工況條件下操作性能要好，并且具有良好的機械強度、密封性和抗腐蝕性。

④因低溫液體泵啟動過程是靠變頻器不斷提高轉速從而達到提高功率增大流量和提供高輸出壓力，所以低溫液體泵要求提高頻率和擴大功率要快，通常在幾秒至十幾秒內就能滿足要求，而且保冷絕熱性能要好。

⑤氣化設備在普通氣候條件下要求能抗地震，耐臺風和滿足設計要求，達到最大的氣化流量。

⑥低溫儲罐和過濾器的制造及日常運行管理已納入國家有關壓力容器的制造、驗收和監查的規范；氣化器和低溫烴泵在國內均無相關法規加以規范，在其制造過程中執行美國相關行業標準，在壓力容器本體上焊接、改造、維修或移動壓力容器的位置，都必須向壓力容器的監查單位申報。

二、LNG氣化站主要設備結構、常見故障及其維護維修方法 1．低溫儲罐

LNG低溫儲罐由碳鋼外殼、不銹鋼內膽和工藝管道組成，內外殼之間充填珠光沙隔離。內外殼嚴格按照國家有關規范設計、制造和焊接。經過幾十道工序制造、安裝，并經檢驗合格后，其夾層在滾動中充填珠光沙并抽真空制成。150W低溫儲罐外形尺寸為中3720×22451米，空重50871Kg，滿載重量123771№。

(1)儲罐的結構

①低溫儲罐管道的連接共有7條，上部的連接為內膽頂部，分別有氣相管，上部進液管，儲罐上部取壓管，溢流管共4條，下部的連接為內膽下部共3條，分別是下進液管、出液管和儲罐液體壓力管。7條管道分別獨立從儲罐的下部引出。

②儲罐設有夾層抽真空管1個，測真空管1個(兩者均位于儲罐底部)；在儲罐頂部設置有爆破片(以上3個接口不得隨意撬開)。

（3）內膽固定于外殼內側，頂部采用十字架角鐵，底部采用槽鋼支架固定。內膽于外殼間距為300毫米。儲罐用地腳螺栓固定在地面上。

④儲罐外壁設有消防噴淋管、防雷避雷針、防靜電接地線。

⑤儲罐設有壓力表和壓差液位計，他們分別配有二次表作為自控數據的采集傳送終端。

(2)低溫儲罐的故障及維護

①內外夾層問真空度的測定(周期一年)②日常檢查儲罐設備的配套設施：

③儲罐基礎觀察，防止周邊開山爆破產生的飛石對儲罐的影響。

④安全閥頻繁打開，疑為BOG氣體壓力過高。

⑤儲罐外側冒汗，疑為儲罐所用的絕熱珠光沙下沉所致。

⑥正常儲存液位上限為95％，下限為15％，不得低于3米(低溫泵的要求)⑦低溫閥門使用一段時間后，會出現漏液現象。若發現上壓蓋有微漏，應壓緊填料壓蓋。若閥芯不能關閉，應更換閥芯，低溫閥門嚴禁加油和水清洗。

若出現以上問題應及時協調有關部門處理。2．氣化器

(1)氣化器的結構

①可承受4級地震和160公里／小時的颶風。②最大允許工作壓力為580Psig(40Kg／m。)③流量最大到8000Nm3／h ④一體式設計氣化器高度14米，重量大約是7100Kg ⑤氣化器由40余個部件組成，均采用美國進口鋁合金材料制作，國內組裝。連接處使用不銹鋼螺栓、鋁合金角鐵焊接，并經及氣體試壓、焊縫檢查合格后出廠。⑥氣化器低溫液體自下而上不斷氣化后，氣態介質由頂部流出。管路的對稱設計保證了液體在氣化器內的均勻流動，各類氣化器都有不同的翅片組合形式，翅片的有力組合是為了減少氣化器結霜的情況，保證氣化效率，常見的組合有：8+12組合，4+8組合的模式。液、氣態的流向也不相同，這些設計都是為了提高設備的氣化能力和效率。

(2)氣化器故障及安全操作

①外觀結霜不均勻

②焊口有開裂現象，特別注意低溫液體導入管與翅片和低溫液體匯流管焊接處的裂紋。

③注意低溫液體或低溫氣體對人體的凍傷，以及對皮表面的粘結凍傷，故在操作過程中務必注意穿戴勞動保護用品。

④氣化器在運行過程中如發現設備過渡結冰和周邊環境溫度下降等情況，請嘗試以下幾個解決辦法：

I減少液體的輸入量

II增加氣化器的數量

III用熱水或者其他手段給氣化器化霜

V停止、切換氣化器或使用備用氣化器 3．低溫離心泵

(1)低溫離心泵的結構特點為保證LNG儲罐內的LNG輸出達到次高壓16Kg／cm2的壓力，在LNG儲罐的出口設置了多級變頻低溫離心泵，低溫泵具有以下幾個特點：

①泵體和電機完全浸沒在LNG低溫介質中，從而杜絕了產品的損失，并保證了泵的快速啟動

②真空絕熱套使冷損降至極限

③密封劑浸潤性設計時維護要求降至最低

④泵芯頂部懸掛于殼體的設計便于安裝與拆卸

⑤可變頻調速的電機擴大了泵的輸出功率和轉速的變化范圍

(2)低溫烴泵的故障及安全維護

①日常操作中不應有異常噪音，幾個泵之間比較比較

②定期檢查：按說明書要求每4000小時進行維修檢查(與供應商聯系)③低溫儲罐最低液位至泵進口管道液位應保持在3米以上的高度

④注意對泵外殼體的保護和對泵的外殼體的清潔工作。

⑤外殼、外壁結霜懷疑為漏真空(泵啟動后頂部的結霜為正常)，可對外壁進行真空度檢測，但真空度檢測孔平常不要打開。4．過濾器

(1)過濾器的結構特點

場站所使用的過濾器是網狀濾芯式過濾器，用于過濾出站天然氣中的顆粒雜質及水。過濾器的濾芯式可以更換的，更換下的濾芯(指濾網材質為不銹鋼)經清洗后可重復使用。過濾器配備壓差計，指示過濾器進出口燃氣的壓力差，它表示濾芯的堵塞程度，過濾器濾芯的精度一般選用50um，集水腔的容積大于12％過濾器的容積。

(2)過濾器的日常維護內容和故障處理

①定期排水和檢查壓差計讀數 ②過濾器本體、焊縫和接頭處有無泄露、裂紋、變形

③過濾器表面有無油漆脫落

④有無異常噪音及震動

⑤支撐及緊固件是否發生損壞、開裂和松動

⑥若過濾器法蘭蓋出現泄露可能是由于密封面夾雜異物，可將密封面吹掃(吹掃可用氮氣)后更換密封墊片。

⑦若接頭處發生泄露在絲扣連接處加纏生膠帶，情況嚴重的予以更換

⑧過濾器前后壓差過大可對濾芯進行吹掃或更換

⑨過濾器吹掃或維修后須用氮氣試壓、置換合格后方可使用。

三、LNG氣化站的安全管理工作 1．制定合理的操作規章制度

LNG裝卸車操作規程：

·LNG儲罐倒罐操作規程

·LNG氣化器操作規程

·BOG復熱氣操作規程

·儲罐自增壓操作規程

·EAG復熱器操作規程

·卸車增壓器操作規程

·撬裝式調壓器操作規程

·BOG計量撬操作規程

·LNG離心泵操作規程

·天然氣加臭機操作規程

·中心調度控制程序切換操作規程

·消防水泵操作規程

·LNG氣化站管道設備維護保養技術和操作手冊 2．建立臺帳、設備有關技術資料和各類原始資料 ·維護記錄

·巡查巡檢記錄

·進出人員管理資料

·各類操作記錄

·應急演練記錄

·安全活動記錄

3．編制天然氣管線、場站事故應急預案

預案依據國家、省、市、政府有關法律、法規及相關規定，并結合企業的制度及實際情況，預案應分別有事故不利因素的分析、危害、分級、事故處理響應的等級、處理的程序及后期處理，并經常開展不同等級的事故演練和對搶修裝備的檢查，對大型的演練要聯合當地的公安消防、安全管理部門一道進行。4．嚴格執行上崗考試制度

各類操作人員獨立操作前必須經過公司有關部門組織的考試，成績合格方可獨立上崗。

5．加強對消防設備和防雷防靜電設備的檢查和管理

加強對LNG氣化站防雷、防靜電設施的定期抽查和維護保養工作；重點對消防水池、消防泵、消防水炮、儲罐噴淋等設施及干粉滅火器的檢查。可燃氣體報警設備需定期保修，確保其完好有效。

6．建立LNG場站設備等維護保養制度。加強對LNG工藝管線及其設備的日常維護工作 ①注意對工藝管線保冷層的保護和工藝管線的各類閥門等的檢查，儀器儀表接線盒、接線柱的檢查，管道支架、操作平臺的日常維護工作(渦輪流量計的定期加油，管道絕緣法蘭靜電絕緣的檢測)，工藝管道如液相管都向液體流動的方向具有一定坡度，坡度的大小依設計而定，而氣相管一般沒有坡度。注意工藝管道活動支架的正常滑動。

②日常檢查常開閥門如安全閥根部閥、調壓閥、緊急切斷閥、單向閥和常閉閥門如排空閥、排液閥的運行狀態。場站內有平焊法蘭和對焊法蘭，兩者分別用于中壓和高壓管道，平焊法蘭又稱承插法蘭，對焊法蘭又稱高頸法蘭。

③保持工藝管道的暢通，防止憋液、憋氣。注意儲罐滿罐的溢出和BOG排出鼙的變化。

④注意管道支架因地基下陷而對管道產生下拉力，使管道發生彎曲現象。日常巡檢過程中應給予注意。

⑤對工藝管道腐蝕現象應給予注意，在日常維護中注意防腐和補漆。對易腐蝕的螺栓、螺帽及轉動件的外漏部分可加黃油配二硫化鉬調和使用。

⑥定期對安全附件、安全閥和儀表的效驗并做好記錄。對LNG氣化站內的設備、閥門、管件、墊片及儀器儀表的檢查維護保養相關事宜認真查看產品說明書、向供應商和產品維護單位咨詢。按要求做好維修方案和現場記錄工作。

⑦LNG場站應備有低溫深冷的防護勞保用品，應有驅散大氣中冷凝氣體的設備，如大型風機。

⑧LNG場站作為重點危險源，并且已列入政府安全重點防范單位，作為氣化站的管理單位應與政府相關部門及時溝通，處理一些問題。