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LNG调压汽化站流程
摘 要：介绍了LNG的性质和危险性，从工艺角度对LNG气化站的技术安全要素作了分。
　　关键词：LNG气化站；工艺流程；安全
　　LNG的易燃易爆性决定了安全在其应用中是一个重要的因素。自2005年4月，海南海然高新能源有限公司福山液化天然气工厂(一期)投产以来，海南开始进行LNG气化站的建设，陆续建成了亚龙湾、海口盛之业等LNG气化站。
　　1 LNG的性质和危险性分析
　　1.1 海南福山LNG的性质
　　LNG的主要成分为甲烷，常压条件下，沸点约-162℃，密度(液体)约534kg/m3，气化潜热为510.25kJ/kg，气化后的密度为0.856kg/m3，与空气混合能形成爆炸性混合物，爆炸下限为3.6%～6.5%，燃点约650℃。
　　1.2 LNG的危险性分析
　　LNG主要存在3个危险[1、2]。
　　① 深冷液体
　　低温会导致工艺设施、管道发生脆性断裂或冷收缩造成管道损坏，易冻伤操作者，泄漏或溢出后LNG急剧气化，形成蒸气云团。
　　② 蒸发气体(BOG)
　　若绝热不好，少量LNG就会转化为大量气体，可能引发设施、管道压力急剧上升发生超压事故，造成设施、管道损坏甚至LNG泄漏。
　　③ 爆燃(炸)
　　空气、天然气混合物的爆炸下限很低，如果存在外部火源，极易发生着火燃烧甚至爆炸，并且燃烧产生的热辐射会对设施造成极大危害。
　　2 LNG气化站工艺流程
　　LNG气化站主要工艺包括卸车、储存、气化、调压等[2～4]，典型的气化站工艺流程见图1。
　　LNG由低温槽车运至气化站，利用卸车增压器给槽车增压进行卸车，依靠压差将LNG送入LNG储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压后，使罐内LNG自流进入室温式气化器(两组)，LNG吸热发生气化并升高温度。与空温式气化器串联1套水浴式气化器(南方地区不可用)，在冬季空温式气化器不能正常工作时启用，以保证供气不间断。天然气经过调压、计量及加臭后送入城市管网。
　　3 LNG气化站技术安全要素的分析
　　对于LNG气化站来说，安全是至关重要的。LNG气化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。
　　3.1 LNG的储存
　　① LNG储罐
　　中小规模LNG气化站多采用压力式低温储存方式，一般采用圆筒形低温真空粉末绝热储罐，双层结构，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢，两者之间夹层填充珠光砂粉末并抽真空[3～5]。储罐工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃。
　　低温储罐绝热性能的一个重要技术参数为静态蒸发率，指低温绝热压力容器在装载大于有效容积0.5倍的低温液体时，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比值，对LNG储罐一般静态蒸发率&0.3%。储罐静态蒸发率及储罐夹层真空度应定期进行检测，其中静态蒸发率可通过BOG的排放量来测定，发现突然增大或减小等异常情况时应立即处理。
　　② LNG储罐的压力控制
　　储罐内的压力控制是非常重要的，必须将其控制在允许的范围内，过高或过低都存在危险。存在热传导或充注新的LNG均可能导致液体蒸发，压力升高；如果从储罐向外排液或抽气不当，则可能导致压力下降甚至形成负压。为了防止热传导引起罐内压力升高，采用释放罐内BOG的方法控制压力上限，LNG储罐压力控制见图2。在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，自动减压阀便缓慢开启，将罐内BOG放出；当压力下降到设定值以下时，自动减压阀关闭。
　　储罐出液是自压式，液体流出后，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。设有储罐增压器和自动增压阀，储罐增压器是一个空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。当罐内压力低于自动增压阀的设定值时，自动增压阀打开，罐内液体靠液位差缓缓流入储罐增压器，液体气化产生的气体经自动增压阀和气相管道补充到储罐内，气体的不断补充使得罐内压力回升。当压力回升到设定值以上时，自动增压阀关闭，增压过程结束。运行中，可以根据储罐的设计压力和工作压力，通过自动减压阀、自动增压阀的设定来控制储罐的压力。
　　③ 预防翻滚现象的发生
　　通常储罐内的LNG长期静置或在充注新的LNG液体后，将形成上下两个密度不同的液相层。当外界热量传入罐内时，液层表面开始蒸发，各层密度发生变化，当两液相层密度接近时，两个液层就会发生强烈混合，在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象[1、2、5]。翻滚可导致储罐超压、失稳。
　　预防翻滚现象发生的关键在于防止分层，实践中有以下几种方法：a.不同产地、不同性质的LNG分开储存，可避免因密度差而引起的LNG分层。b.根据需储存的LNG与储罐内原有的LNG密度的差异，选择正确的充注方法。密度相近时一般底部充注；将轻质LNG充注到重质LNG储罐中时，宜底部充注；将重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，宜顶部充注。c.使用混合喷嘴和多孔管充注，使充注的新LNG和原有LNG充分混合，从而避免分层。
　　3.2 管道吹扫、预冷及卸车
　　LNG卸车台工艺流程见图3。
　　① 吹扫
　　为防止卸车时卸车台始端与槽车相连管道内空气中的水分因低温而结冰发生冰堵事故，每次LNG卸车前都要对管道内空气进行吹扫。LNG槽车与卸车台有3个接口相对应，分别为辅液相口、气相口、主液相口。吹扫时先将卸车台气相口与槽车气相口连接并紧固，卸车台辅液相口、主液相口分别与槽车辅液相口、主液相口连接但稍留间隙。槽车主、辅液相管出口阀、卸车台阀B、阀C及跨接管C、D上的阀门关闭，开启槽车气相管出口阀、卸车台阀A及跨接管A、B上阀门，槽车内BOG经气相管，通过气液相管道间的跨接管A、B分别进入主、辅液相管向槽车方向吹扫(由接口间隙排放)，吹扫完毕再将接口紧固。
　　② 预冷
　　吹扫完毕后对主液相管预冷，以便减少卸车时间。槽车辅液相管及气相管出口阀、卸车台阀A、阀B及跨接管A、B、D上的阀门关闭，开启槽车主液相管出口阀、卸车台阀C及跨接管C上阀门，进行进液操作，让低温液体由槽车缓慢进入主液相管并送往储罐进液口，这时预冷产生的气体就会通过跨接管C经气相管道进入BOG加热器加热后进入管网，从而达到预冷的目的。待主液相管道温度稳定后(观察局部裸露处的霜冻情况来判断)，即可关闭跨接管C阀门，结束预冷。
　　③ 卸车
　　吹扫、预冷完毕，可开始卸车。卸车台阀B及跨接管A、C、D上的阀门关闭，开启槽车主液相管、辅液相管及气相管出口阀、卸车台阀A、阀C及跨接管B上的阀门，槽车内液体经辅液相管进入卸车增压器气化，气化后经跨接管B返回车内对槽车增压，从而保证以一定的速度将车内LNG液体从其主液相口经主液相管道卸入LNG储罐。当LNG槽车内LNG液体卸空时，关闭槽车主液相管及气相管出口阀、卸车台阀B及跨接管A、B上的阀门，开启槽车辅液相管出口阀、卸车台阀A、阀C及跨接管C、D上的阀门，使槽车内少量余液及低温气体由辅液相管经卸车增压器、跨接管D进入气相管，经BOG加热器升温后送入管网；最后进行排空主液相管存液的操作，关闭跨接管D，使主液相管及与其相连接的卸车软管中残存的LNG液体气化后经阀C、跨接管C进入气相管，经BOG加热器升温后送入管网。以上过程结束后可关闭所有阀门，结束卸车作业。
　　卸车中有3个问题需要解决，一是随着液体进入，液位升高，储罐气相空间产生压缩效应，导致储罐压力升高，升高到接近槽车的压力时，液体流速大大下降；二是液体在管道中流动和进入储罐后均可能产生气化，生成的气体也会进入储罐内，导致储罐压力升高，阻碍卸车；三是随着卸车的进行，槽车液位不断下降，如其与卸车增压器的液位差过小不足以克服流动阻力和槽车内压力，卸车增压器的气化能力将迅速下降，导致槽车与储罐压差减小，阻碍卸车。
　　解决这些问题是LNG卸车工艺的关键，可从以下3方面考虑：
　　a. 可在储罐自动减压阀上并联1个截止阀(见图2)，卸车过程中打开，提高BOG流量，卸车结束后关闭。
　　b. 需要合理使用储罐的上进液口和下进液口，上进液口连接储罐顶部的一个喷淋装置，进液时LNG以喷淋方式进入罐内；下进液口则为常规结构。槽车内液体温度低的情况下，可选择上部进液，液体以喷淋方式穿过储罐气相空间，液滴会吸收储罐内的气体，使得储罐压力下降，有助于加快卸车速度。上进液口之所以采用喷淋方式，是为了加大气液相的换热面积，加快减压过程。槽车内液体温度高时应选择下部进液，温度较高的LNG进入储罐后先接触液体，使其尽快降温，减弱气化倾向，避免对卸车的影响。当然，如果没有温差，可任意选择进液方式，也可以上下一起进液。
　　c. 卸车增压器宜采用卧式，其底部首排换热管及翅片必须保证足够的换热面积，其液相进口应低于LNG槽车出口至少1m，以保证在槽车低液位时车内LNG有足够的液位差克服流动阻力进入卸车增压器气化。
　　3.3 LNG的气化
　　LNG气化器的材质必须耐低温，如铝合金。对于中小型气化站多采用空温式气化器，由于需要定期除霜，一般选用两组气化器定期切换使用。每个气化器的进口端都设有切断阀和安全阀，以便在非运行时不会因产生BOG而发生超压事故。天气寒冷时，气化后的气体温度一般比环境温度低10℃左右，为保证后续设施、管道的正常工作，气化后要经过加热装置将气体升温到一定的温度，加热装置一般用温水加热方式。
　　3.4 调压、BOG的处理
　　BOG的处理要与调压结合起来考虑，并回收利用BOG。储罐和其他部位产生的BOG压力达到设定值后，储罐气相管道的自动减压阀开启，将其送入BOG加热器，加热后经过BOG加热器出口的辅助调压器连接到出站总管道上，与主调压器的出口相连，辅助调压器设定的出口压力略高于主调压器，这样BOG就优先进入出站管道。
　　3.5 LNG工艺管道
　　在进行LNG管道设计时，除了要做好绝热外，还应解决因低温引起的冷收缩问题。管材通常选用具有优异低温性能的奥氏体不锈钢管，但其线性膨胀系数较大，需要进行补偿[3、4]。
　　LNG管道的液封问题应当引起重视，管道内只要存有少量LNG液体，就可能产生很大危害。由于不可能保证绝对无热量交换，管道内残留的液体会因吸热不断气化，压力持续上升，直到管道或阀门被破坏，所以要合理设置安全阀与切断阀。
　　3.6 控制LNG溢出或泄漏
　　由于设施损坏或操作失误等原因，LNG一旦从储罐或管道中溢出或泄漏，一部分立即气化(气化后的气体密度大于空气)，来不及气化的液体将溢出到地面(接触到水面则产生冷爆炸)，沸腾气化后使空气中的水蒸气冷凝并混合形成蒸气云团，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物，构成极大危险[1]。
　　为了有效地控制溢出或泄漏的LNG流淌导致火灾，常见方法是在储罐区、卸车台等重要场所修建防液堤、壕沟、坡槽、集液池来收集泄漏的LNG，防止四处流淌。借鉴国外先进经验，可设置高倍数泡沫保护系统，用来覆盖溢出的LNG，使其安全气化，避免发生危险。焊缝、阀门、法兰和与储罐连接的管道是LNG容易产生泄漏的地方，运行管理中可通过可见的蒸气云团来判断。
　　4 结语
　　LNG所具有的"高效、环保、清洁、价廉"的优点决定了其在城镇燃气中的应用前景是广阔的，而LNG气化站凭借其建设周期短、能方便及时地满足市场用气需求的特点，成为海南众多旅游开发区的永久供气设施或城镇管输天然气到达前的过渡供气设施。因此，无论是设计施工，还是生产管理，都应以熟悉LNG性质为基础，抓住气化站工艺技术安全特点，实现LNG气化站的安全运营。产地：南宫市
最小起订量：1台
济南LNG撬用增压器采购
产品价格：电议&人民币
所属行业：异形管
发 货 地：南宫市
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联 系 人：魏先生
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& 济南LNG撬用增压器采购技术要求 ⑴&&&&用LNG，通过成套设备给LNG汽车提供动力燃料； ⑵&&&&设备为室外安装，整体采用撬装结构，便于现场安装，设备在生产厂内整体组装、调试； ⑶加气能力达到112500Nm³/d以上； 5.&&&&产品优势 ⑴&&&LNG气源广泛，我公司可帮助协调气源问题； ⑵&&&技术成熟，LNG站运营经验丰富，售后服务先进； ⑶&&&运营成本低，设备工作功率约为30KW; ⑷&&&占地面积小，投资少。 联系人：魏&广&平&&&&电话：&二、设备描述 1.&&&&设备原理 LNG加液站的主要工作过程是将LNG低温储罐内的液体经低温潜液泵加压后，通过管线输送至LNG加液机，经过计量后加注至以LNG为燃料的车辆内。 本设计采用撬装式，即将低温储罐、增压汽化器、管道、控制阀门、低温潜液泵、泵池以及加注系统等集中安装在撬装上。该站具有以下特点： ⑴&&&高度集中、一体化设计，占地面积小：现场安装量小，投入使用快； ⑵&&&撬装设计，便于运输和转移，具有良好的机动性； ⑶&&&关键部件采用进口原装件，电气仪表系统按防爆设计，安全可靠； ⑷&&&工艺管线短，预冷时间短，加注速度快； ⑸&&&PLC全自动控制，人机界面良好，操作方便。 为了系统安全，保证减少防爆电气件的使用，降低成本，控制柜独立于撬块外，安装在安全区域的控制房中，符合国家规范要求。 2.&&&&主要技术参数及指标
LNG加气站技术指标
日加气能力
不低于112500Nm³
系统最高允许工作压力
设计为1.6&Mpa
储罐设计压力
设计为1.26&Mpa
-196℃～50℃
加气计量精度
高于±1%&&&&&&&&网址：www.nx21cn.net
低于0.05Kwh/Nm³
单车加气时间
启动予冷时间不超过30s
不大于1.5小时
储罐内LNG液体利用率
无故障工作时间
外形尺寸(长×宽×高)
主要功能要求
具有低温泄漏、爆燃、消防、生产保护等安全监控、报警系统和应急保护等功能；
&&联系人：&&魏&&&&广&&&平&&&
&&&网址：www.nx21cn.net
三、加液能力介绍 &&&&设备（连续运行）每小时输出LNG量不小于2×12m³，以每辆车LNG汽车的车载LNG单瓶容积按450L计算，每台车2个瓶共900L,本站加注一辆车需要的时间约为4分半，辅助时间约为1分半。每小时可完成对10辆LNG汽车的加注，每天工作按10小时计算，每天可完成100车次的加注。 &&&&加气量=0.625×900×10×10×2=112500Nm³天然气 &&&&以上数据按本站连续工作测算加注能力 四、LNG撬块 本加注站的主要工艺设备都安装在撬块上，撬块整体尺寸为1mm。 LNG撬装包括以下主要工艺设备： 1.&&&储存设备 LNG储罐一台，工作压力1.2Mpa，容积60m³。采用卧式高真空多层缠绕绝热，双层结构，内筒为06Cr19Ni10奥氏体不锈钢，外筒为Q345R容器板材制造，内外筒之间采用缠绕并抽高真空绝热。最大的危险性在于真空破坏，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，此时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力；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，若内罐泄漏，此时爆破片就会打开，从而降低内外的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。 &&&&2.&&LNG低温泵及泵池 LNG低温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低温泵由一台变频器控制。根据LNG燃料加注泵的性能曲线对LNG&低温泵进行选型为美国ACD公司生产的浸没式两级离心泵，这是一种LNG加气站通用的低温液体泵，利用低温液体实现自身润滑，所以结构简单，易于维护，其突出特点：一是变频设计，适合于加气站这样的多工况条件使用，二是其技术参数易于满足LNG加气站的设计设计参数，因此在LNG汽车加气站的设计中被广泛采用。进口压头小、具有防气蚀功能、稳定性好、安全性能高，节能效果显著、检修维护简便等特点。联系人：魏广&平&&&&电话：&&&网址：www.nx21cn.net 1.&&卸车流程 卸车流程采用汽化器卸车和LNG潜液泵卸车两种卸车方式。 ⑴&&汽化器卸车 &&&采用300m³/h增压汽化器卸车：LNG通过槽车的增压口进入增压汽化器，增压汽化器将LNG汽化，在将汽化后的气态天然气通过LNG槽车气相口进入车内给槽车增压，使LNG槽车的压力升高，与加气站内的低温储罐形成压差，在压力作用下，使LNG进入撬内的低温储罐，完成自增压卸车过程。 ⑵&&潜液泵卸车 &&&&将LNG槽车的出液口和气相口与储罐的进液口和气相口相连，对潜液泵和管道充分完全预冷后，按下卸车启动按钮，潜液泵开始运行，通过LNG潜液泵系统自动卸车，将槽车内的LNG卸入撬内的低温储罐，完成潜液泵卸车过程。
2.&&调压过程 以LNG为燃料的汽车发动机需要车载气瓶内的饱和液体压力较高，而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加注之前须对储罐中的LNG进行升压升温。加注站储罐升压得目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。增压过程中低温储罐的LNG从储罐出液口流出，经过工艺管线流到增压汽化器中，通过汽化器与大气换热。升温气化后的天然气在经过储罐的下进液口进入储罐。在此过程中升温后的天然气与储罐中LNG充分混合达到对LNG增压升温的目的。 3.&&加气过程 潜液泵和管道充分完全预冷后，储罐中的LNG通过潜液泵将液体打入LNG加注机，经计量后加注到以LNG为燃料的车载瓶中。 加注时，将加液枪和回气枪连接到汽车加液口和回气口上，介质通过加气管路进入汽车储罐，流量计将脉冲信号传输给微机控制器，微机控制器进行处理后，通过显示器显示总量和金额。 4.&&放散系统 天然气加注站配有一套放散系统。当站内储罐长期存放LNG时，因系统漏冷得影响，LNG将缓慢的蒸发使储罐内的压力不断升高，当储罐内气相区压力升高到超出储罐安全阀设定压力值时，安全阀将自动打开排空泄放。 联系人：&魏&&广&&平&&&&&&&&&&&&&网址：www.nx21cn.net 一、主要设备明细
规格型号及技术要求
LNG低温储罐
有效容积60m³，设计压力：1.26Mpa，工作压力1.2&Mpa
&&&网址：www.nx21cn.net
LNG加注机含加气枪
工作压力1.6Mpa，流量范围：0～200L/min，计量精度±1.0%。
EMERSON质量流量计
LNG&低温泵和泵池
Q=340L/min，电机功率≤11KW，含不锈钢泵池。
ACD低温泵，国产优质泵池
增压器和EAG&加热器
组合式300＋100Nm³/h
&&&网址：www.nx21cn.net
仪表风系统
空压机一台，排气压力0.4-0.8&MPa。
&&&网址：www.nx21cn.net
仪表自控系统
工艺系统控制为PLC，采用进口产品
&&&网址：www.nx21cn.net
阀门、管线
根部阀、气动调节阀及其余阀门
&&&网址：www.nx21cn.net
集装控制室
含控制柜、仪表风、值班设施、箱式控制值班室
二、设计制造引用标准 NB/T&《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》 GB《汽车加油加气站设计与施工规范》； &&GB《城镇燃气设计规范》； &&GB《车用压缩天然气》； &&GB150-1998《钢制压力容器》； GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》； GB0《爆炸性气体环境用电器设备&&第1部分&&通用要求》； GB0《爆炸性气体环境用电器设备&&第2部分&&隔爆型“d”&》； GB《低温绝热压力容器》； JB/T《固定式真空粉末绝热低温液体储槽》； GB/T-2001《低温绝热压力容器试验方法》； NFPA57《LNG汽车燃料系统标准》（参考）； GB/T&《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》； JB/T《低温液体运输车》。 联系人：魏&广&平&&&&电话：&&&网址：www.nx21cn.net &
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LNG汽站的安全管理
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浅谈LNG汽车加气站的建设与安全管理 当前，LNG汽车在安全运行、节能环保、经济性能等方面的优势与传统汽车及其他新能源汽车相比，已经得到充分的认可，国内LNG汽车正逐步进入商业化推广阶段，发展势头迅猛。随着LNG汽车的大力发展，加快LNG汽车加气站建设已成为当务之急，但由于我国在LNG汽车加气站建设方面的政策法规、规范标准还不完善，很多站未经相关部门批准、验收就投入使用，这给加气站的日常运行带来了安全隐患。如何加强对LNG汽车加气站的管理已是大家共同关心的问题，为此本文着重就LNG汽车加气站的建设与安全管理进行相应阐述。二，LNG汽车加气站的项目审批1、建设项目审批规定根据《国务院关于投资体制改革的决定》文件精神，对于企业不使用政府投资建设的项目，一律不再实行审批制，区别不同情况实行核准制和备案制。其中，政府仅对重大项目和限制类项目从维护社会公共利益角度进行核准，其他项目无论规模大小，均改为备案制。也就是说，我们通常指的“立项”有三种审批模式：审批制、核准制、备案制。目前，各地LNG汽车加气站的项目审批一般实行核准制。2、项目核准程序及相关要求：(1)项目申报单位按国家有关要求编制项目申请报告，报送项目核准机关。实行核准制的项目，申报单位仅需向政府提交项目申请报告，不再需要经过批准项目建议书、可行性研究报告和开工报告等程序。(2)项目申报单位在向项目核准机关报送申请报告时，需根据国家法律法规的规定附送以下文件：1)城市规划行政主管部门出具的城市规划意见；2)国土资源行政主管部门出具的项目用地预审意见；3)环境保护行政主管部门出具的环境影响评价文件的审批意见；4)根据有关法律法规应提交的其他文件。(3)核准机构对项目申报单位提交的项目申请报告，从维护经济安全、合理开发利用资源、保护生态环境、优化重大布局、保障公共利益、防止出现垄断等方面进行核准。(4)对同意核准的项目，项目核准机构向项目申报单位出具项目核准文件，同时抄送相关部门；对不同意核准的项目，应向项目申报单位出具不予核准决定书，说明不予核准的理由，并抄送相关部门。项目核准文件有效期为2年，自发布之日起计算。3、项目申请报告的内容及编制项目申请报告应由具备相应工程咨询资格的机构编制，主要包括以下内容：(1)项目申报单位情况。(2)拟建项目情况。(3)建设用地与相关规划。(4)资源利用和能源耗用分析。(5)生态环境影响分析。(6)经济和社会效果分析。三.LNG汽车加气站的建设1、建站方式的选择加气站应根据建站场地的实际情况，选择合适的建站方式。建站方式通常有两种：站房式加气站、撬装式加气站。站房式加气站占地面积大(13000m2左右)，土地费用高；现场施工周期长，土建施工费用高。撬装式加气站因主要设备都集成在一个或几个撬块上，占地面积小(3000m2左右)，土地费用低；另外设备撬块都是在厂里集成的，故安装时间短、安装质量比现场安装好；现场施工周期短，土建施工费用低。通过以上两种建站方式的对比，撬装式加气站具有投资成本低、现场施工周期短等优势。在LNG汽车发展初期，因LNG汽车数量少、LNG消耗量小，此时选建撬装式加气站较为合适。目前，国内新建LNG汽车加气站均以撬装式加气站为主。2、站址的选择加气站站址选择应符合城市规划、交通规划、环境保护和消防安全的要求，并应选在交通便利的地方。加气站内LNG储罐、加气机与站外建、构筑物或设施间的防火间距应满足《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》(NB/T)的相关规定。3、工艺流程的选择LNG汽车加气站就是将储罐内的LNG通过低温潜液泵加压，经LNG加液机，加注至LNG车用气瓶内，见图1。加气站工艺流程应具备卸车、加气、调饱和、自动泄压等四方面运行功能。& && && && && && && && && && & (1)卸车流程卸车是指LNG从槽车转移至储罐的流程。LNG卸车流程有两种方式可供选择：潜液泵卸车模式、自增压卸车模式。潜液泵卸车模式是通过低温潜液泵将LNG从槽车转移到储罐中，LNG经槽车卸液口进入潜液泵，增压后充入储罐。自增压卸车模式是通过槽车与储罐间的压力差来完成卸车作业的。采用该卸车模式，首先应通过槽车自增压系统提高槽车内气相压力，由于LNG槽车的设计压力为0.8MPa，因此槽车自增压一般不超过0.75MPa。自增压是指槽车内LNG通过槽车增压口进入卸车增压器，经吸热气化后返回LNG槽车的过程，通过这个过程槽车压力会提高。自增压卸车过程中压力差应保持在0.2MPa左右。在卸车后期，操作人员可采取调整LNG储罐进液方式、进液速度等方法控制储罐压力的升高，以保持槽车与储罐间的压力差，从而确保卸车作业的顺利完成。(2)加气流程LNG由储罐出液口进入潜液泵，经潜液泵增压后，通过流量计、加气枪充入LNG车用气瓶。(3)储罐调饱和流程LNG汽车要求发动机进气压力达到0.7-0.9MPa，当进气压力达不到设定值时，车辆不能正常运行，这就需要调高LNG的饱和蒸气压。储罐调饱和流程是LNG由储罐出液口直接进入调饱和加热器，经吸热气化后，返回储罐。通过这样的操作调高储罐内LNG的饱和蒸气压。该流程也可以通过潜液泵来操作。随着工艺技术的提高，现在各气瓶厂家生产的车用气瓶都带有气瓶自增压系统。当LNG饱和蒸气压低不能满足发动机进气压力要求时，可通过开启气瓶自增压系统以调高LNG饱和蒸气压，而不再需要通过储罐来调饱和压力了。目前在LNG加气站实际运行过程中，储罐调饱和流程一般已不启用。因此，在LNG加气站设计过程中可根据实际情况考虑是否取消该流程，这样即可减少加气站设备投资费用，也可增加撬装设备的内部空间。(4)自动泄压流程LNG是一种低温液体，在日常运行中，由于储罐外壳、管道表面的吸热以及加气作业，使得储罐内LNG液体的温度逐渐升高并不断蒸发为气体(BOG)。随着BOG气体的不断增多，储罐压力也随之逐渐升高。当储罐压力大于设定值时(一般为1.1-1.2MPa)，储罐气相管线上的自力式减压调节阀会自动开启，开始排放罐内的BOG气体，以自动调节罐内压力。当储罐压力继续升高至安全阀设定压力时，则安全阀将开启泄压。泄压排出的BOG气体经EAG加热器加热后排入大气中。由于建站初期LNG汽车加气量小，BOG排放量一般都较大，从而造成了很大的LNG损耗。因此，如何合理利用BOG气体是加气站设计过程中应予以重视的一个问题。4、主要运行设备的选择和介绍(1)储罐LNG加气站储罐通常选用卧式低温储罐，内筒为0Cr18Ni10奥氏体不锈钢，外筒为Q345R容器板材制造，夹层采用真空粉末绝热或高真空多层缠绕绝热(价格高)。储罐工作压力一般为1.2MPa，比通常LNG气化站所选用储罐的工作压力要高。考虑到现在国内LNG槽车的容积均在50m3左右，为了降低运输成本并便于槽车卸液，LNG加气站的储罐容积一般都选用60m3。(2)LNG低温泵LNG低温泵包括泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵(或称低温潜液泵)，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。国内LNG加气站低温泵目前基本选用美国ACD和法国CRYOSTAR等品牌，它们具有进口压头小、稳定性好、安全性能高，节能效果显著、检修维护简便等特点，因此在LNG加气站的设计中被广泛采用。随着国产低温潜液泵产品质量的不断提升，其凭借着价格低、售后服务好等优势，市场份额逐步上升。LNG低温泵泵池一般均由加气站撬装设备供应厂家自行配套生产，属于压力容器。(3)加气机加气机的主要设备包括流量计、加液枪。流量计通常选用艾默生质量流量计，一台加气机内安装有两台流量计，分别设置在LNG车用气瓶充装和回气管路上，这样更加确保了计量的准确性，维护了用户的合法权益。加液枪一般都选用美国JC Cater的品牌，但因其配件及维修费用高，现越来越多的加气站已配置国产加液枪。从目前使用情况看，国产加气枪的性价比更高。四、LNG加气站的安全管理(一)LNG加气站危险性分析1、介质危险性(1)低温特性。由于LNG储存温度在-162℃左右，当发生LNG泄漏时会吸收地面和周围空气中的热量而迅速气化，气化后的LNG由于大气中水蒸气的冷凝作用形成冷蒸气云。冷蒸气云以及来不及气化的LNG液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等伤害。LNG泄漏后形成的冷蒸气云、来不及气化的LNG液体以及喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，致使管材、焊缝、管件受损产生泄漏；设备的混凝土基础可能由于冷冻而强度受损；特别是LNG储罐，可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，绝热性能降低，造成内筒液体膨胀压力升高，从而引发更大的事故。(2)火灾、爆炸特性类似于其他气态烃类化合物，天然气也是易燃的。在大气环境下，与空气混合时，其体积约占5％-15％的情况下，遇明火可产生爆燃。(3)BOG气体的危险性。LNG储存在绝热储罐中，任何热量渗透到储罐中，都会导致一定量的LNG汽化为气体，这种气体被称为蒸发气(BOG)。随着BOG气体的增加，储罐内温度、压力将不断上升，如上升过快将导致储罐安全阀的起跳，甚至储罐破裂。 BOG气体的组分与LNG的组分有关。一般情况下，蒸发气包括20％的氮，80％的甲烷和微量的乙烷。其含氮量是液体LNG中含氮量的20倍。当LNG蒸发时，氮和甲烷首先从液体中气化。对于蒸发气体，不论是温度低于-113℃的纯甲烷，还是温度低于-85℃含20％氮的甲烷，它们都比周围的空气重。在标准条件下，这些蒸发气体的密度大约是空气密度的0.6倍。2、LNG储罐运行危险性(1)因漏热或绝热破坏的危险储罐因漏热必然要产生部分BOG气体；当绝热破坏时，罐内LNG会迅速受热气化，储罐压力剧增。此时，若储罐泄压速度低于升压速度，可能会造成储罐破裂等恶性事故的发生。(2)储罐液位超限产生的危险储罐高液位运行，易使储罐压力升高迅速，造成安全阀起跳，LNG气体大量放散，并可能造成次生事故的发生。储罐低液位运行，会出现低温泵抽空的现象，从而造成设备损毁事故的发生。储罐的充装量应符合《压力容器安全技术监察规程》中充装系数的要求，储存液位宜控制在20-90％范围内。储罐应设置高低液位报警装置，储罐液相出口管应设置紧急切断阀。(3)涡旋或翻滚的危险在LNG储存和充注过程中，常发生一种被称为“涡旋或翻滚”的非稳性现象。所谓涡旋，是指出现在液体温度或密度分层的低温容器中，底部液体由于漏热而形成过热，在一定条件下迅速到达表面并产生大量蒸气的过程。涡旋现象通常出现在多组分液化气体中。涡旋主要是由于在向盛有LNG的低温储罐中充注新的LNG液体或者LNG中氮蒸发而使储罐内的液体发生分层。分层液体在储罐周边漏热的作用下，形成各自独立的自然对流循环，进而使各层液体的密度不断发生变化，见图2。当相邻两层液体的密度近似相等时，两个液层就会发生强烈混合，下层积聚的热量突然释放出来，同时伴随着LNG表面蒸发率的骤增，几乎可达到正常情况下蒸发率的250倍。蒸发产生的大量气体，引起储罐内压力突然增大，导致大量天然气排空，造成严重浪费，甚至可能毁坏储罐及工艺系统，引起爆炸或火灾，严重威胁人员和财产安全。
(二)LNG加气站安全管理措施通过对LNG加气站危险性分析，使我们认识到加气站安全运行的重要性。在加气站日常运行中，我们必须采取以下措施，加强安全管理，杜绝事故发生。1、应加强对加气站设计、施工等环节的控制，确保本质安全。(1)加气站设计加气站设计要围绕防止LNG泄漏和防止火源产生这两个方面展开，工艺设计要简洁、设备管道布置要合理、安防系统设置要有效。加气站应具备完善的运行功能和可靠的安全防范措施，站址选择、设备选型必须符合相关规范要求，施工、验收标准必须明确，不能因设计缺陷而给加气站日后的生产运行留下隐患。(2)加气站施工加气站施工安装必须由具备相应施工资质的单位负责实施。根据加气站内容器、管道的设置，加气站施工单位应取得由质量技术监督部门颁发的GC2级压力管道安装许可资格以及1级压力容器安装改造维修许可资格(或GC1级压力管道安装许可资格，或2级及以上锅炉安装许可资格)。加气站运行设备、管材等所有物资的采购，必须满足设计文件的要求，不能擅自更改设备的规格型号、技术参数等。加气站施工验收应按设计标准执行，尤其是隐蔽工程的验收必须严格把关，上道工序验收未合格的不得进入下道工序。(3)技术档案管理涉及加气站建设的技术档案包括加气站前期的初步设计文件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文件等。这些资料是加气站建设的依据，应统一保管、永久保存。2、要依法取得LNG车用气瓶充装资格，做到合法经营。《气瓶充装许可规则》(TSG R)规定：气瓶充装单位应当经省级质量技术监督部门批准，取得气瓶充装许可证后，方可在批准的范围内从事气瓶充装工作。因此，LNG加气站竣工验收完毕，加气站经营单位应立即向省级质量技术监督部门提出气瓶充装资格许可的书面申请，经评审合格取得充装许可证后，方可从事LNG汽车加气业务。3、应加强安全基础管理，防止各类事故的发生。(1)建立健全加气站各项安全管理制度和岗位操作规程。安全制度和操作规程的健全完善是企业安全生产的保障。加气站应结合LNG的特性和运行过程中潜在的危险性，制定相应的安全管理制度和操作规程，并严格遵照执行，从而规范加气站操作人员的作业行为、夯实加气站安全管理的基础、防止安全事故的发生。加气站应建立健全的安全管理制度有岗位安全生产责任制、安全教育和培训、安全检查和隐患整改、事故报告和处理、危险作业、场站管理等。加气站应制定的操作规程主要包括LNG槽车卸液、加气、储罐运行、仪表风系统、PLC控制系统等。(2)落实操作人员的安全教育和防护工作，特种作业人员持证上岗。加气站要加强对操作人员的安全教育和培训，定期组织学习加气站安全制度、操作规程、应急预案等，以促进其安全素质和工作技能的提高。加气站要重视操作人员安全防护，应根据LNG的特性配备防静电工作服、防冻手套、防护面罩等防护用品，并指导、督促操作人员正确使用，防止人身伤害事故的发生。根据国家相关法律法规要求，加气站特种作业人员还必须做到持证上岗，应取得的上岗证及发证部门见表1。
(3)做好生产现场的巡检工作，消除各项安全隐患。加气站应重视日常安全巡查工作。根据LNG低温的特性，储罐或管道一旦发生泄漏或绝热失效时，会出现结霜、冰冻或罐壁“冒汗”等易于辨认的迹象。检查人员在巡查中能及时发现这些安全隐患并予以处理，从而防止事态的进一步扩大。操作人员要定时现场巡查LNG储罐、低温泵等设备的运行情况，记录储罐液位、压力等运行参数，确保储罐的安全运行。日常巡查还能有效杜绝“违章操作、违章指挥、违反劳动纪律”现象的发生。4、应加强设备管理，确保设备运行安全。加气站应建立设备管理台帐，完善设备管理台帐。压力容器(储罐、泵池)、压力管道(LNG管线)应在质量技术监督部门取得《压力容器使用证》、 《特种设备使用登记证》后方可投入使用。加气站运行设备应做到定人管理，定期维护、定期检验。对站内消防设施也应定期检查或试车，确保设施完好、运行正常。5、应完善事故应急抢险预案，提高事故应急处置能力。制订事故应急预案的目的是为了提高对事故的处理能力，最大限度地减少事故中的人员伤亡和财产损失，控制危险源，排除现场灾患，消除危害后果，分析总结事故经验。加气站事故应急预案要明确事故上报流程、事故预警等级、接警处置程序、应急人员工作职责、事故应急措施等内容。事故应急措施的制定要科学，要结合加气站的危险性分析，应具有可操作性。事故应急预案应定期组织演习，每年不得少于1次。要通过演练，对事故应急预案进行不断地修订和完善，从而提高加气站的事故应急处置能力。五、结论目前，LNG汽车加气站产业布局现象正逐步显现，截至2012年4月，国内已建成投运的LNG汽车加气站已近300座，而去年同期仅仅只有100座。国内LNG汽车加气站建设正在发展中不断得以规范，在规范中不断得以发展。相信随着LNG汽车加气站相关政策法规、规范标准的不断完善，各项安全管理制度的不断健全，以及LNG技术的不断进步，LNG汽车加气站的建设将更加规范、发展将更加迅猛、运行将更加安全。参考文献：[1]顾安忠，《液化天然气技术手册》，机械工业出版社，2010年1月，第一版[2]敬加强、梁光川、蒋宏业，《液化天然气技术问答》，化学工业出版社，2007年2月，第一版[3]《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》NB/T l001-2011[4]《液化天然气的一般特性》GB/T [5]《城镇燃气技术规范》GB [6]《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规范》CJJ 51-2006[7]《企业投资项目核准暂行办法》国发 [2004] 19号[8]《国务院关于投资体制改革的决定》国发 [2004] 20号
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