威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍
最新威海液化天然气气化站设计
威海液化天然气气化站设计威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍摘要：本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计，主要设备选型及安全措施。
关键词：液化天然气：工艺流程；设备：安全1.前言威海市原计划采用龙口—烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源，但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求，这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。
随着国内天然气行业的发展，威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件，特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施，给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。
与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。
LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。
最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。
因此，我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充，将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。
本工程一次设计，分期投产，一期工程供气4．0×104m3／d，二期工程供气8.6×104m3／d，用户为居民、商业及部分工业用户。
2．气化站工艺介绍2．1气质成分与理化参数2．1. 1气质成分目前，国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中原油田生产的，目前中原油田LNG已经出现供不应求的局面，因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源，同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。
根据新疆广汇提供的LNG组分，确定本工程设计计算用天然气组分如下：2．1．2理化参数经过计算，新疆广汇LNG气源的理化参数见下表：由上表可知，LNG气源的华白数为57．196MJ／Nm3，燃烧势为42．575；同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能，而渤海天然气的华白数为48．88MJ/Nm3，燃烧势为45．18，尽管均符合《城市燃气分类》(GB／T13611-92)中12T类，但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17％，届时灶具如果不加以改造的话，必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。
浅析LNG液化天然气气化站设计
浅析LNG液化天然气气化站设计摘要：液化天然气气化站设计是非常重要的。
没有一套合理高效的设计，那么就没有一个科学、安全的气化站，将会给国家造成损失，给社会带来隐患。
为此，LNG液化天然气气化站设计必须符合相关的标准及规范的要求。
本文对液化天然气气化站工艺设计主要从四个方面设计进行分析。
关键词：液化天然气；气化站；设计1.气化站工程方案设计气化站工程是由多个部分组成（土建工程、工艺设备安装工程、消防安装工程），这些部分都占据相应的投资的比例。
一般而言，气化站可以分为七个系统，分别为储存系统、气化系统、电气与仪表控制系统、输送系统、消防系统、辅助配套工程系统以及调压与计量加臭系统，这些系统都由特定的设备组成。
气化站的供气规模对这些系统设备的设备选型有一定的影响，决定了这些设备的主要工艺参数及技术要求，换句话说，气化站的投资在一定程度上取决于气化站的设计规模和供气能力。
在城市中，气源也有很多种，根据其功能可以分为：主气源、过渡性气源、备用气源、辅助气源、调峰气源等不同形式。
一般而言，燃气供应对这些气源有一定的要求。
2.储罐设计（1）真空罐为双层金属罐，内罐为耐低温的不锈钢压力容器，外罐采用碳钢材料，夹层填充绝热材料，并抽真空。
真空罐是在工厂制造试压完毕后整体运输到现场。
液化天然气总储存量在1000m3以下，一般采用多台真空罐集中储存，目前国内真空罐单罐容积最大可以做到150m3。
真空罐工艺流程比较简单，一般采用增压器给储罐增压，物料靠压力自流进入气化器，不使用动力设备，能耗低，因此国内外的小型液化天然气气化站基本上全部采用真空罐形式。
（2）子母罐的内罐是多个耐低温的不锈钢压力容器，外罐是一个大碳钢容器罩在多个内罐外面，内外罐之间也是填充绝热材料，夹层通入干燥氮气，以防止湿空气进入。
储罐的内罐在工厂制造、试压后运到现场，外罐在现场安装。
储存规模在1000m3～5000m3的储配站，可以根据情况选用储罐或常压罐储存。
液化天然气气化站的工程设计
液化天然气气化站的工程设计摘要：作为我国经济发展重要能源的液化天然气，可以代替煤炭能源，降低对生态环境的负面影响。
而且该能源拥有较强节能环保能力，拥有更佳能量密度，应用前景良好。
为让液化天然气进一步扩大使用范围，就要对气化站展开详细工程设计。
本文从选址、工艺流程、消防等多个环节展开系统性设计，旨在为液化天然气大面积推广应用创造良好条件，推动绿色经济健康发展。
关键词：液化天然气；气化站；工程设计前言：采用科学方式应用液化天然气，可以有效降低能源危机，推动我国经济实现可持续发展。
气化站为液化天然气高效应用的一个重要环节，所以要将高质量的工程设计落实到生产管理相关工作中去。
同时在液化天然气使用时，要做好正面推广，让更多民众享受到液化天然气使用的便利性，全面推动经济建设，并将低碳理念传播给民众，为以后绿色发展打下基础。
1落实气化站选址与布设工作对于液化天然气的气化站选址，要以《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）与《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2018）等规定为准[1]。
布置设施要以甲类生产场所为准，结合当地风向、地形等因素，综合考量选址工作。
将当地人员集中率小的场所作为首选方案，并要求选址位置全年明火最小。
作为气化站重要构成的生产区，是负责存放用于存储液化天然气的储罐和将液态转化为气态的气化区，还有对天然气气压调节的调压区也在生产区中。
要求使用两米以上高度的墙体，将气化站四周包围，并增设两个用于运输液化天然气的大门，在辅助区则要增加用于人员进入、离开气化站的两个大门，保证生产运输与人流通道分别在气化站的两侧位置，避免出现安全意外。
储槽要以单排设置，并利用围堰将储槽进行保护，预防在气体存储时发生防泄漏风险。
主汽化器要以两组轮换式工作，每隔两个小时进行汽化器的切换，并增设水浴式汽化器，可以有效预防主汽化器在产生系统故障时，无法让液化天然气汽化，保证生产设备安全性。
也可以预防生产环境温度异常，保护管道安全。
LNG气化站方案介绍
LNG气化站方案介绍LNG（液化天然气）气化站是将液化天然气转化为气态天然气供应给用户的设备。
LNG气化站在天然气供应链的最前端起着关键作用，它将LNG从液态转化为气态，使其能够通过管道输送到各个用户终端。
在卸船阶段，LNG船通过管道将液化天然气输送到气化站。
卸船过程中，LNG船会通过高压泵将液化天然气抽出，并经过一系列处理去除掉杂质和液态物质，以确保天然气的质量。
之后，液化天然气被储存到气化站的贮罐中。
储存阶段是LNG气化站的核心部分。
液化天然气通常以超低温储存于贮罐中，通过绝热层隔离并防止热量的流出。
储罐的设计必须考虑到LNG的特殊性质，以及气化站的安全性和可靠性要求。
常见的储罐类型包括钢质贮罐、钢混凝土贮罐和玻璃钢贮罐。
除了液化天然气的储存，储罐还负责供应LNG气化站的备用燃烧。
气化阶段是将液化天然气转化为气态天然气的过程。
液化天然气从贮罐中抽出，经过蒸发器加热，使其气化。
蒸发过程需要一定的能量输入，通常是通过燃气锅炉或燃气涡轮机提供燃烧热源。
之后，气态天然气通过管道输送到用户终端的天然气系统，供用户使用。
在设计LNG气化站时，需要考虑一系列因素，包括天然气需求量、气化能力、贮罐容量、安全性要求以及环境影响等。
此外，还需要考虑到对气化站的各种设备进行监测和维护的能力，以确保设备的可靠性和持续运行。
为了提高LNG气化站的效率和可持续性，一些技术创新也在不断发展，包括LNG再液化技术和LNG冷能利用技术等。
总之，LNG气化站在天然气供应链的前端起着至关重要的作用。
它将液化天然气转化为气态天然气，并通过管道输送到用户终端。
在设计和运营LNG气化站时，需要考虑到各种因素，以确保其安全、可靠和高效运行。
LNG气化站的发展将进一步推动天然气在能源行业的应用和发展。
LNG气化站的工艺设计和相关问题探讨
LNG气化站的工艺设计和相关问题探讨摘要：结合LNG气化站的实践经验，论述了气化站的整个工艺流程并介绍了加压气化对于泵型及泵匹配的重要性、空温式气化器基础防冻蚀的措施。
关键词：LNG气化站；加压气化；空温式气化器基础冻蚀引言近些年，国家以及相关政府部门相应出台一系列建设应急调峰储存设施的政策，各地燃气部门及燃气企业积极落实相关建站事宜。
1.工艺方案设计介绍1.1总体技术方案LNG槽车运至本站，经称重后，在卸车位处经卸车增压器增压卸入站内LNG储罐内。
储罐内LNG经储罐增压器增压后，通过LNG增压泵、空温式气化器、水浴式加热器（温度较低、湿度较大等情况下，接至水浴式气化器）气化、加热后，经过滤、计量、加臭后送入市政高压管网。
站内由于储罐漏热和卸车产生的BOG，经空温式加热器、水浴式加热器升温后，经过滤、调压、计量、加臭后送入市政管网。
1.2工艺流程本工程的工艺流程可分为LNG装卸车流程、LNG储存加压气化流程、BOG回收流程、EAG放散流程、氮气和仪表风系统流程等五个部分。
1.2.1LNG装卸车流程由LNG槽车将LNG运至本站，通过卸车增压器对槽车进行增压至0.6MPa，利用压差将LNG送至低温储罐储存。
储存期间压力保持在0.3MPa。
本站同时具有装车的功能。
装车时，启动装车泵将LNG压头增至0.6MPa后，利用装车鹤管给LNG槽车充装LNG。
1.2.2LNG储存气化流程LNG储罐在储存期间的压力一般保持在0.3~0.55MPa。
使用时，打开储罐增压器，使储罐压力增加，LNG利用压差及压头由储罐进入LNG增压泵增压后，进入空温式气化器（冬季雾气较大时使用水浴式气化器），与空气换热后转化为气态并升高温度，出口温度比环境温度低5~10℃（使用水浴式气化器时，出口温度不小于5℃），当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃时，通过水浴式复热器升温。
气化后的气态天然气通过计量、加臭后送入市政高压管网。
1.2.3BOG回收流程BOG是储罐及槽车的蒸发气体，本项目的LNG应急调峰站的LNG储存采用压力罐，产生的BOG量较少，主要是LNG卸车时产生的蒸发气，以及卸完车后槽车内剩余的气体。
lng液化天然气气化站设计标准
lng液化天然气气化站设计标准液化天然气（LNG）是一种清洁、高效的能源，被广泛应用于城市燃气、工业燃料和交通运输等领域。
在液化天然气产业链中，气化站是将液化天然气转化为天然气的重要设施，它的设计标准直接关系到安全性、经济性和环保性。
本文将介绍液化天然气气化站设计标准的相关内容，并对气化站的安全设计、工艺设计、设备选择等方面进行详细探讨。
一、气化站的基本原理液化天然气气化站是将液化天然气转化为天然气的设施，其基本原理是通过加热液化天然气，将其转化为气态天然气。
气化站一般包括液化气储存设施、气化装置、加热设备、控制系统等组成。
在气化过程中，需要考虑储存设施的安全性、气化装置的稳定性、加热设备的能效和控制系统的可靠性。
二、气化站的安全设计1.环境安全气化站应建立健全的环境管理体系，防止液化天然气泄漏对环境造成污染。
应选择远离居民区、交通要道和工业区的场地建设气化站，保障周边环境的安全。
2.生产安全气化站应符合相关的安全生产法律法规和标准，建立健全的安全管理制度，加强对设备和人员的安全培训，确保气化站的生产安全。
3.火灾爆炸安全在液化天然气气化过程中，需要防止火灾和爆炸的发生。
因此，气化站应配备火灾报警系统、爆炸防护设施、紧急排放装置等设备，确保在危险情况下能够及时采取应急措施。
4.技术安全气化装置是气化站的核心设备，其安全性直接关系到气化站的安全生产。
气化装置应选择可靠的技术供应商，并严格按照设计标准进行施工和验收，确保其技术安全性。
三、气化站的工艺设计1.制冷系统气化站的制冷系统是将液化天然气冷却至低温的关键设备，其工艺设计应考虑制冷剂的选择、制冷效率及节能性等问题。
2.蒸汽加热系统气化站的蒸汽加热系统是将液化天然气加热到一定温度的关键设备，其工艺设计应考虑加热效率、蒸汽消耗及设备稳定性等问题。
3.控制系统气化站的控制系统是保障气化过程稳定运行的关键设备，其工艺设计应考虑控制精度、系统可靠性及人机界面友好性等问题。
LNG气化站液化天然气化站工艺流程图
LNG加气站工艺流程图如图所示，LNG®过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设臵的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。
工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MP&增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10C，压力为0.45 —0.60 MPa当空温式气化器出口的天然气温度达不到5C以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压（调压器出口压力为0.35 MPa、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
LNG气化站工艺流程图LNG液化天然气化站安全运行管理LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas ）的简称，主要成分是甲烷。
先将气田生产的天然气净化处理，再经超低温（-162 C）加压液化就形成液化天然气。
LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600 , LNG的重量仅为同体积水的45噓右。
一、LNG气化站主要设备的特性①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。
储罐设计温度达到负196 （摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度）,而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。
②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。
③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。
④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。
⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。
lng气化站工艺流程
lng气化站工艺流程
《lng气化站工艺流程》
lng气化站是将液化天然气（lng）转化为天然气的装置。
它是
将液态天然气通过气化装置转化为天然气，为供应天然气输送管网提供合适的气源。
下面是lng气化站的工艺流程。
1. 接收和储存
液态天然气（lng）从液化天然气运输船舶或储罐中抵达气化
站后，首先进行接收和储存。
液态天然气通过泵送或压缩机输送到lng储罐中。
储罐需要具备一定的温度控制和防爆设计，
以确保lng的安全储存。
2. 升温
液态天然气储存后，需要进行升温以将其转化为天然气。
升温通常采用水浴加热或热交换器升温的方式。
升温后的液态天然气开始转化为天然气。
3. 分离
升温后的液态天然气开始分离成液态和气态两部分。
液态天然气通过分离器进行分离，将液态天然气转化为气态天然气，同时液态部分被重新循环利用或者进行其他处理。
4. 调节
气态天然气需要通过调节阀进行压力和温度的调节，以满足供应管网的需求。
同时，需要进行气态天然气的纯度检测和处理，以确保其符合规定的天然气质量标准。
5. 输送
调节后的气态天然气通过输气管道输送至供应管网，提供给各个用气单位。
同时，天然气的储备也需要进行控制和管理。
综上所述，lng气化站的工艺流程主要包括接收和储存、升温、分离、调节和输送等环节。
通过精密的设备和严格的操作管理，lng气化站能够将液态天然气高效地转化为适用于天然气管网
输送的气态天然气，为天然气的供应和使用提供了可靠的支持。
LNG气化站的工艺设计
多相流技术论文专业班级油气储运技术1班姓名王昊学号 ************开课系室储运工程系考试日期 2014.01得分阅卷人LNG气化站的工艺设计【摘要】LNG已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰气源。
LNG气化站是一个接收、储存和分配LNG卫星站，也是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户的中间调节场所。
LNG气化站凭借其建设周期短以及能迅速满足用气市场需求的优势，已逐渐在我国东南沿海众多经济发达、能源紧缺的中小城市建成，成为永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
【关键词】 LNG 管输气化站供气【引言】液化天然气(LNG)是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净化处理后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162℃条件下液化而成。
液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/600。
LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。
作为城市利用LNG的主要设施，LNG气化站凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国东南沿海众多经济较发达、但能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
【正文】1.LNG气化站工艺流程LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的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贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。
增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态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的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温。
LNG气化站的设计例析
LNG气化站的设计例析1.前言液化天然气（liquefied natural gas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温液态混合物，其體积约为气态（标准状态下）时的1/625。
LNG气化站的主要任务是接受、存储液态的天然气，并向用户提供气态的天然气。
本文将以表1-1的数据为例介绍LNG气化站的工艺设计、主要设备选型及安全措施。
2.LNG气化站工艺介绍2.1.工艺流程简介LNG用LNG槽车运来，在卸车台用卸车增压撬给槽车增压，将LNG送入LNG储罐储存。
LNG槽车的卸车压力一般为0.60MPa（本文中所有压力如未另行说明，均表示表压），卸车压差控制在0.20～0.40MPa。
当槽车液位显示趋于零时，槽车储罐内的天然气通过BOG（天然气闪蒸汽）系统，并入燃气管网。
LNG储罐内的LNG用储罐增压撬增压到0.45MPa，自流进入主气化器气化，气化后的NG（天然气）直接经过调压、计量、加臭撬调压至0.2MPa，进入燃气管网。
为防止低温天然气直接进入燃气管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销差，当出站NG温度低于5℃或环境温度低于15℃时，气化后的NG应先进入水浴电加热器再接入调压、计量、加臭撬。
LNG储罐的BOG通过BOG系统并入燃气管网。
低温管线上安全阀泄放的LNG气液混合物接入EAG气化器，气化后与NG管道上安全阀泄放的气体集中收集至放散管总管高空放散。
2.2.工艺流程简图：LNG气化站工艺流程简图3.主要设备选型3.1.LNG储罐LNG储罐一般采用真空粉末隔热罐。
LNG气化站储罐总容量可按以下经验公式计算：式中：—— LNG气化站储罐总容量，m³；——日用气量，m³；由表1-1可知：=15240Nm³/d÷625≈24.4m³/d；—— LNG槽车正常进站间隔天数，d；该值与LNG供应点和LNG气化站之间的距离有关，一般取=1d；—— LNG槽车因误期或不可作业天数，d；该值与天气、交通路况等因素有关，一般取=2d；—— LNG储罐的充装系数，=0.90；—— LNG储罐不可利用的底量系数，=0.05。
LNG气化站工艺流程
LNG气化站工艺流程相关知识（绝密资料）一、设计参数——设计压力LNG槽车卸车压力：0.6MpaLNG储罐设计压力：0.84Mpa,最高工作压力0.8Mpa；BOG、EAG系统：设计压力1.6MPa，最高工作压力1.2MPa；空温气化器系统：设计压力1.6MPa，最高工作压力1.2MPa；——设计温度LNG部分：-196℃LNG空温式气化器后：-20℃-+60℃——设计流量二、工艺流程（概述）LNG槽车将液化天然气运至气化站，在卸车台通过卸车增压气化器对槽车储罐增压，利用压差将LNG送至气化站的低温LNG储罐。
非工作条件下，槽车储罐内LNG的储存温度为-162℃，压力略高于常压；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.40MPa（气相空间表压）以上，增压后的低温LNG流入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低10℃。
冬季当空温式气化器出口温度达不到5℃以上时，主空温式汽化器出口的高压低温天然气进入双管程热水水浴式加热器气相进口，在电热水浴式加热器中给天然气升温至5℃以上。
当冬季遭遇极端气温时，空温式汽化器化霜不理想甚至结冰，为保证不间断供气，增压后的低温LNG直接流入双管程电热水浴式气化器液相进口，由热水直接加热气化。
气化并升温后的NG最后经调压、计量、加臭后进入输配管网送入各类用户。
三、气化站工艺流程（详述）LNG 采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的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 贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG 增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。
增压后的低温LNG 自流进入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态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的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温。
LNG气化站的设计
LNG气化站的设计1 LNG气化站的工艺流程概述LNG由槽车运至气化站，利用LNG卸车增压器使槽车内压力增高，将槽车内LNG送至LNG低温储罐内储存。
当从LNG储罐外排时，先通过储罐的白增压系统，使储罐压力升高，然后打开储罐液相出口阀，通过压力差将储罐内的LNG送至气化器后，经调压、计量、加臭等工序送入市政燃气管网。
当室外环境温度较低，空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，需在空温式气化器出口串联水浴式加热器，对气化后的天然气进行加热。
2 LNG的潜在危险根据LNG的特性，在LNG储存和生产过程中，如操作不慎会产生如下危险。
①设备或管道低温脆断设备及管道在低温状态下，可能会发生材质脆断，如有LNG泄漏极容易冻伤操作者。
另外，LNG泄漏或溢流后会急剧气化，形成LNG蒸气云团使人窒息。
②受热超压由于LNG气液体积比很大，所以少量LNG受热就能转化为大量的气体，可使设备及管道内压力急剧上升而发生超压事故。
③爆炸若LNG泄漏、气化后与空气混合达到爆炸极限，此时遇到明火极易发生爆炸、燃烧，产生的热辐射会对人体及设备造成巨大危害。
3 LNG气化站的设计目前，我国颁布关于LNG气化站设计的相关规范，主要有《城镇燃气设计规范》GB 50028—2006、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004、《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116—98、《建筑设计防火规范》GB 50016—2006等；常用的国外标准主要有美国标准《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》NFPA 59A。
在这些规范中对LNG气化站的设计做了明确规定。
3.1 LNG气化站的选址及总图布置①LNG气化站选址气化站的位置与其安全性有着密切的关系，因此气化站应布置在交通方便且远离人员密集的地方，与周围的建构筑物防火间距必须符合《城镇燃气设计规范》GB 50028—2006的规定，而且要考虑容易接入城镇的天然气管网，为远期发展预留足够的空间。
LNG气化站方案介绍
LNG气化站方案介绍LNG（液化天然气）气化站是指将液态天然气（LNG）转化为气态天然气（NG）的设施。
LNG气化站在天然气的储运与利用方面发挥着重要的作用。
本文将介绍LNG气化站的方案，并重点讨论其设计、工艺和安全性。
在LNG接收设施方面，常见的有LNG卸船站和LNG罐储存站。
LNG卸船站主要用于海上LNG接收，并通过卸船管道将LNG送入LNG储存设施。
LNG罐储存站则包括整罐储存和分体罐储存两种形式。
整罐储存是将LNG 直接储存在大型储罐中，而分体罐储存则是将LNG分成几个相对较小的罐体进行储存。
罐储存一般通过泵送或压力差送将LNG送入气化装置。
气化装置是LNG气化站的核心设备，主要将LNG从液态转化为气态。
常见的气化装置有热力循环液化气化器和直接蒸发气化器两种形式。
热力循环液化气化器通过回收废气热量来提供LNG的气化热量，而直接蒸发气化器则通过蒸发LNG来吸收外界热量来实现气化。
气化装置还需要配备相应的泄压装置和温度控制系统，以确保操作的安全性和稳定性。
LNG气化站的配送管道是将气态天然气从气化装置送至用户或输送至传输管道的重要环节。
在配送管道的设计中，需要考虑管道材质、管道直径、压力控制、维修和安全设施等因素。
另外，为了满足不同地点和用户的需求，可能需要进行压缩和调节等处理。
LNG气化站的安全性是至关重要的。
在LNG的储存和气化过程中，需严格控制操作温度和压力，以防止事故发生。
此外，LNG气化站还需配备火灾报警和灭火系统，以确保在应急情况下的安全处理。
同时，员工的安全培训和配备适当的个人防护装备也是保障LNG气化站安全的重要措施。
总之，LNG气化站是将液态天然气转化为气态天然气的设施。
其方案设计需考虑LNG接收设施、储存设施、气化装置、配送管道和监测系统等要素。
在设计过程中，需考虑地理环境、供气规模、可行性和经济性等因素。
同时，安全性是LNG气化站设计中的重要考虑因素，需配备相应的安全设施和培训员工。
威海液化天然气(lng)气化站工艺设计介绍_secret
威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍摘要：本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计，主要设备选型及安全措施。
关键词：液化天然气：工艺流程；设备：安全1. 前言威海市原计划采用龙口—烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源，但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求，这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。
随着国内天然气行业的发展，威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件，特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施，给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。
与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。
LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。
最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。
因此，我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充，将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。
本工程一次设计，分期投产，一期工程供气4．0×104m3／d，二期工程供气8.6×104m3／d，用户为居民、商业及部分工业用户。
2．气化站工艺介绍2．1气质成分与理化参数2．1. 1气质成分目前，国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中原油田生产的，目前中原油田LNG已经出现供不应求的局面，因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源，同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。
根据新疆广汇提供的LNG组分，确定本工程设计计算用天然气组分如下：2．1．2理化参数经过计算，新疆广汇LNG气源的理化参数见下表：) 42.340467由上表可知，LNG气源的华白数为57．196MJ／Nm，燃烧势为42．575；同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能，而渤海天然气的华白数为48．88MJ/Nm3，燃烧势为45．18，尽管均符合《城市燃气分类》(GB／T13611-92)中12T类，但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17％，届时灶具如果不加以改造的话，必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。
年威海液化天然气气化站工艺设计介绍
年威海液化天然气气化站工艺设计介绍概述液化天然气（LNG）是一种清洁、高效的能源，广泛用于工业和居民用途。
年威海液化天然气气化站作为天然气的处理设施，负责将液化天然气还原为气体形式，以便供应给用户。
本文将介绍年威海液化天然气气化站的工艺设计。
工艺流程年威海液化天然气气化站的工艺流程主要包括：天然气接收与存储、液化天然气卸船与存储、气化处理、气体调节、气体输送等环节。
天然气接收与存储在气化站接收也就是接入管线系统后，经过一系列的净化处理、除水处理，天然气将会被送入存储设备。
通常天然气存储设备采用钢质球罐或者大型储罐，以确保天然气的安全存储。
液化天然气卸船与存储作为液化天然气气化站的核心环节，液化天然气卸船与存储设施能够接收来自液化天然气船只的LNG，并将其储存起来。
这一环节包括LNG船的对接、卸船、液化天然气储罐的填充等步骤。
气化处理液化天然气在储罐中被加热，通过热交换装置与介质循环的方式使其再回到气化装置中。
在气化装置中，液化天然气经过加热、蒸发等过程被转化为气体形态。
气体调节经过气化处理的天然气需要经过调节以满足使用者的需要。
气体调节包括压力调节和温度调节两个方面。
气体输送调节后的天然气通过输送管道进行输送。
输送管道往往是一条庞大且覆盖范围广的网络，确保高效、稳定地将天然气输送至各用户。
工艺设备年威海液化天然气气化站涉及到多种工艺设备的应用，这些设备共同协作完成天然气的气化过程。
•蒸发器：蒸发器是液化天然气气化过程中最重要的设备之一。
蒸发器通过加热液化天然气，使其转化为气体形态。
根据不同的气化方式，可以使用不同类型的蒸发器，如平板式蒸发器、管束式蒸发器等。
•热交换装置：热交换装置在液化天然气的气化过程中起到关键作用。
它通过传导热量，将储存的热能传递给液化天然气，使其蒸发成气体。
常见的热交换装置包括换热器、冷却器等。
•储罐：储罐是液化天然气气化站的重要组成部分。
它不仅用于存储原始天然气和液化天然气，还起到平衡供需的作用。
液化天然气工艺过程
液化天然气工艺过程关键字：液化天然气工艺过程摘要：天然气的主要成分是甲烷，在常温下，无法仅靠加压将其液化。
天然气的主要成分是甲烷，在常温下，无法仅靠加压将其液化。
需要采用液化天然气工艺，将天然气最终在温度为-160℃、压力为0。
5MPa左右的条件下液化成为LNG。
液化天然气工艺其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。
天然气液化由天然气净化和天然气冷凝液化两部分组成，天然气液化有着不同的制冷液化天然气工艺过程，但天然气冷凝液化的过程都是相同的，湿天然气首先要经过预处理，以除去二氧化碳、硫化氢、水、硫醇等，液化天然气工艺经过预处理的天然气在冷却到一个中间温度后，除去重组份，以免在低温下固化，脱除重组份的天然气(主要为甲烷、乙烷组份)再进一步冷却到大约-160℃，变为液化天然气进入储罐。
然后装车外运至下游用户。
随着我国"西气东输"、"北气南调"、"海气上岸"、"进口LNG"等工程的实施，将有力地促进天然气的开发和利用。
目前，液化天然气(LNG)在我国已经成为一门新兴工业，正在迅猛发展。
液化天然气工艺除了用来解决运输和储存问题外，还广泛地用于天然气使用时的调峰装置上。
液化天然气装置的类型与液化工艺中国建材网发布时间：2007/12/11 点击数：2639富友携手爱家·惠——福州红星美凯龙总裁签售会12月11日东鹏陶瓷抄底年终盛宴最低4折2012年家居卫浴经销商将面临四大挑战法恩莎蝉联金马桶奖作品推荐卫浴座椅创意灵感一触即发创意浴缸设计，让你的卫浴间别具一格摘要：论述了液化天然气装置的类型，分析了天然气液化工艺的特点，展望了液化天然气在我国的应用。
关键词：液化天然气；城市燃气调峰；液化Types of LNG Equipment and Liquefaction TechnologiesZHU Wen-lan(Lanzhou Gas and Chemical Industry Group Co．，Lanzhou 730030，China)Abstract：The types of LNG equipment are discussed，the characteristics of NG liquefaction technologies are analyzed，and the application of LNG in China is prospected．Key words：liquefied natural gas；city gas peak-shaving；liquefaction我国的能源消费总量占全世界能源消费总量的11.1％，属世界第二位。
液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍
液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍1前言1999年底我院开始编制xxx天然气工程的可行性研究报告，目前工程已进入施工阶段。
本项目是利用中原油田提供的液化天然气作为xxx 燃气资源，建设xxxx的天然气燃气工程。
根据xxxx的燃气发展规划和xxxxx工厂的建设规模，一期建设12×104Nm3／d的气化站一座。
全部供应工业用户。
二期新建设气化站两座，增加供气量24×104Nm3／d，除工业用户外，还有部分供应居民用户。
三期工程新建气化站三座。
供气能力为24×104Nm3／d。
三期建成后，供气总能力达60×104Nm3／d。
2气化站工艺流程图1 气化站工艺流程图液化天然气由液化天然气槽车运来，在卸车台用槽车自带的增压器给槽车增压，将LNG送入低温储罐储存。
储罐内的LNG自流进入空温式气化器，在气化器中，液态天然气经过与空气换热，发生相变，成为气体，并升高温度，夏季可达到5℃以上，直接经过调压器调压至0.3Mpa，进入管网，送入各用户。
为了回收储罐和槽车的蒸发气体(BOG)，特增加一BOG储罐，冬季使用水浴式汽化器时，可作为锅炉的燃料，夏季可送入管网。
与空温式气化器并联一套水浴式气化器，在冬季空温式气化器不能正常工作时使用，以保证供气不间断。
水浴式气化器使用的热水由燃气锅炉供应。
气化后的天然气在进入管网之前，应进行加臭处理，但考虑到本工程的一期用户全部是工业用户，在车司都装有可燃气体超浓度报警装置，因此，一期工程没有加臭装置。
气化站工艺流程图如下：3储罐3.1储罐形式xxxxxx的液化天然气由于生产工艺条件的关系，是有压力储存的(0.3MPa，-145℃)，这就决定了LNG储罐必须是压力容器。
目前低温储罐的绝热形式大致有以下几种：a、堆积绝热：采用绝热材料，靠厚度来保证绝热b、真空绝热：夹层抽真空，靠真空度来保证绝热c、真空粉末绝热：以上两种同时采用；d、真空多层绝热：高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。
LNG气化站的工艺设计分析
LNG气化站的工艺设计分析摘要：液化天然气是非常理想的能源，对液化天然气气化站进行科学合理、安全高效的设计，对国家安全、社会和谐有重要作用。
天然气易燃易爆等特点，在存储和传输的过程中可能存在一定风险，所以，液化天然气气化站的设计必须符合有关规定、标准，还必须科学地对其设计进行优化，才能发挥作用。
关键词：LNG气化站；储罐引言：随着LNG气化站快速发展，在我国很多地区迅速的崛起，大量LNG气化站投入使用。
LNG气化站建设周期短，在偏远地区建站的选址较为灵活，能迅速满足用气市场的需求。
因此，LNG气化站能够极为迅速地满足用气市场的需求。
LNG是天然气存储与传输的一种重要方式，我国LNG进入城镇的燃气行业较晚，安全技术和规范标准相对不够完善，且天然气的特性决定了在存储和运输的过程中会存在较大的潜在危险，所以，无论在民用方面或者工业领域的应用，安全问题一直都是重点关注内容。
1 LNG危险性LNG的主要成分为甲烷，在正常压力范围内，其沸点在-162℃左右，密度大约为424kg/m3 ，当温度处于-110℃时，LNG的蒸发气体密度要比空气重，气体液体的比例为625：1，爆炸的极限点为5%-15%，燃点为450℃，可能引发工艺设备的管道脆性断裂，以及受到冷收缩作用造成损坏，这种情况下将会冻伤操作人员。
LNG一旦发生泄漏或者溢出，将会在空气中急速气化，形成的蒸气云团在一定条件下容易发生爆炸事故。
LNG在高温条件下，少量的液体将会转化成大量气体，从而使设备或者管道的压力迅速上升，容易引发超压事故。
鉴于此，我们在做设计、施工及运营时都要按相应国家规范、设计文件、操作手册执行，下面仅从设计方面浅谈下注意事项。
2 LNG气化站工艺设计分析2.1 选址设计气化站位置与其安全性有着密切关联，气化站应布置在交通方便且远离人员的地方，与周围建构筑物防火间距必须符合《城镇燃气设计规范》《建筑设计防火规范》等规范，而且要考虑到槽车的运行方便程度，容易接入城镇的天然气网，为远期发展预留足够空间。
LNG气化站的工艺设计和相关问题探讨
LNG气化站的工艺设计和相关问题探讨液化天然气是经过脱水、脱酸物理净化处理后，生成的一种能源物质。
液化后的天然气体积得到降低，为运输及能源传送提供了较大便利。
但现阶段，在液化天然气运输传送中还存在一些问题，且对液化天然气质量带来了不利影响。
为此，需要加大对其关注力度，保证LNG气化站工艺设计的合理性。
1、LNG气化站工艺液态天然气在输送过程中，通过高压作业原理从槽车输送到市政燃气管道内。
具体操作为：先将槽车内的液态天然气通过增压器增加内部压力，将其运送到低温储罐内，之后储罐内的液态天然气会在自动增压系统的作用下，顺着出口阀流入到气化器中，输送过程中，充分利用内外压力差的作用保证液态天然气的流动速度。
最后气化器中的液态天然气经过调压、计量及加臭处理传送到城市内燃气管网内。
需要注意的是，液态天然气传输温度不可低于5摄氏度，如果因外界环境而影响温度，则需做好加热处理。
2、LNG气化站工艺设计2.1储罐设计按照隔热层设计可分为高真空层绝热储罐、真空粉末绝热储罐和正压堆积绝热储罐三种。
高真空层绝热储罐被广泛应用在槽车液态天然气存储中;按结构形式可分为金属储罐、地下储罐和金属预应力混凝土储罐三种。
其中金属储罐又被分为金属单罐和金属子母罐两种，后者在LNG气化站中应用最为广泛。
金属子母罐在LNG气化站中的应用以立式双层结构为主，内罐支撑外罐之上，两者间利用真空粉末填充，起到隔热效果。
2.2液位测量装置设计液位测量装置以差压式液位计和测满口为主，一般这两个装置会安装在LNG储罐上，两个装置的联合作业可实现对液态天然气储量的监测。
以往液位测量装置运行中，差压式液位计会读取静压力数值，结合对照表上的标准数值，对液态天然气的质量、体积及液面高度予以确定。
待达到上限要求，液态天然气会顺着测满口流出，提醒工作人员停止装料。
而如今，液位测量装置自动化水平得到改善，装置中安装了自动报警及自动切断系统，达到限值后系统会自行处理，保证灌输安全。
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威海液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍摘要：本文简要介绍了威海市LNG气化站的工艺设计，主要设备选型及安全措施。
关键词：液化天然气：工艺流程；设备：安全1. 前言威海市原计划采用龙口—烟台长输管道供应的渤海天然气作为城市燃气气源，但由于目前该管线的建设进度不能满足威海市原计划2005年供气的要求，这就需要选择一种合适的气源作为启动气源。
随着国内天然气行业的发展，威海市天然气来源有着更为广泛的选择条件，特别是新疆广汇及广东深圳液化天然气项目的规划和实施，给威海市采用LNG作为天然气启动气源提供了原料来源。
与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。
LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。
最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。
因此，我院于2004年初对原可研报告进行修改、补充，将液化天然气(以下简称LNG)气化站作为提前启动气源。
本工程一次设计，分期投产，一期工程供气4．0×104m3／d，二期工程供气8.6×104m3／d，用户为居民、商业及部分工业用户。
2．气化站工艺介绍2．1气质成分与理化参数2．1. 1气质成分目前，国内LNG气化站所采用的液态天然气大多是河南中原油田生产的，目前中原油田LNG已经出现供不应求的局面，因此本工程拟采用新疆广汇生产的LNG作为主气源，同时在卸车方式等也考虑了使用其他气源的可能。
根据新疆广汇提供的LNG组分，确定本工程设计计算用天然气组分如下：2．1．2理化参数经过计算，新疆广汇LNG气源的理化参数见下表：由上表可知，LNG气源的华白数为57．196MJ／Nm3，燃烧势为42．575；同时威海市将来也有采用渤海天然气的可能，而渤海天然气的华白数为48．88MJ/Nm3，燃烧势为45．18，尽管均符合《城市燃气分类》(GB／T13611-92)中12T类，但新疆广汇的LNG气源比渤海天然气气源华白数高出近17％，届时灶具如果不加以改造的话，必将导致将来用户灶具适应性差、燃烧不稳定。
此外，本LNG站属于启动气源，将来即使烟台长输管道来气以后，它作为备用、调峰气源，届时，仍有供气的可能，因此，这两种气源如能互换是最经济的。
在设计中为解决这个问题，在汽化斤的流程中增加了一套掺混空气系统，将LNG气源气(低热值42．34MJ／Nm3)与压缩空气进行高压比例式掺混，掺至可与渤海大然气(低热值35．11MJ／Nm3)互换，这样将来威海市不论是采用渤海天然气作为最终气源，还是将来事故情况下用LNG作为备用气源，用户处均能保证用气安全、稳定，还节省了大量改造灶具的费用。
经过计算，新疆广汇气源与空气的掺混比例采用88：12即可达到要求，而且安全可靠。
2. 2 工艺流程目前。
国内LNG气化站所采用的液态天然气运输方式通常有LNG槽车和罐式集装箱车两种。
河南中原油田生产的LNG采用槽车运输方式，而新疆广汇生产的LNG则采用罐式集装箱车运输。
由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车白带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。
在空温式气化器中，LNG经过与空气换热，发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲，之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。
进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。
冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。
气化站的工艺流程框图如下：3. 主要设备选型3. 1 LNG储罐3．1．1储罐选型LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：a)真中粉末隔热隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。
真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。
国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。
目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。
真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。
b)正压堆积隔热采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。
通常为立式LNG子母式储罐。
c)高真空多层隔热。
采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。
本工程采用国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。
考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。
3．1．2储罐台数储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，但随着新疆广汇气源的配套工程建成，将在内地建设若干个转运站，这将进一步缩短运输周期，综合考虑以上情况，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。
经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。
其主要工艺参数如下：工作压力：0．6MPa，设计压力：0．77MPa，工作温度：-162℃，设计温度：-196℃，单台水容积：105m3，内罐直径3000mm，内罐材质：OCrl8Ni9，外罐直径3500mm，外罐材质：16MnR，夹层填充珠光砂并抽真空。
3．2空温式气化器3．2．1气化能力气化器的气化能力根据高峰小时用气量确定，并留有一定富裕量。
设计上配置两组，互相切换使用。
本项目一期工程高峰小时流量3880m3／h，二期工程高峰小时流量8893m3／h。
据此，一期选用6台2000m3／h空温式气化器，分为2组，每组3台，互相切换：二期增加4台，每组5台，互相切换。
3．2．2主要工艺参数工作压力：0. 6MPa，设计压力：1．0MPa，工作温度：-162℃，设计温度：-196℃，立式，主体材质：铝翅片管(LF21)，气化能力：2000m3／h，出口温度：低于环境温度10℃。
3．3 水浴式NG加热器当环境温度较低，空温式气化器出口NG温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式NG加热器，对气化后的天然气进行加热。
3．3．1 加热能力加热器的加热能力同样根据高峰小时用气量确定，一期设置1台5000m3／h 水浴式NG加热器，二期增加1台。
3．3. 2 主要工艺参数工作压力：0．6MPa，设计硬度力：0．8MPa,进气温度；≮-30℃，出气温度：5～10℃，加热能力；5000m3／h，加热用热水由站内自建的锅炉房供应。
3．4 BOG加热器LNG储罐日蒸发率大约为0．15％，这部分蒸发了的气体(简称BOG)如果不及时排出，将造成储罐压力升高，为此设置了降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。
储罐蒸发的BOG和槽车卸车的BOG，通过1台BOG加热器加热后进入BOG储罐储存，在冬季使用水浴式NG加热器时，BOG可作为热水锅炉的燃料，夏季可进入管网。
3. 5 EAG加热器低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107℃以下时，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚。
因此设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。
3．6空压站设备为保证天然气与空气进行高压比例式掺混，选用14. 16m3／min风冷式螺杆空气压缩机3台，2开1备，以及相应的无热再生空气干燥器、压缩空气除油器、除尘器以及橇装式静态混合器等设备。
4．安全设计4．1危害分析液化天然气是天然气储存和输送的一种有效的方法，在实际应州中，用户使用的是气化后的天然气，因此，在考虑LNG设备或工程的安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑液态的低温特性和由此引发的安全问题。
液化天然气的主要成分是甲烷，属易燃易爆气体，能与空气混合形成爆炸性混合物，其爆炸下限较低(约为4．3％)，少量泄漏一旦遇到明火就易引起爆炸：同时液态天然气又有低温的特性，如果发生LNG溢出或泄漏，在-107℃以下时，气体密度比空气大，容易向下积聚，溢出的LNG蒸发速度非常快，并会迅速冷却周围空气中的水蒸汽，形成大量的白色蒸汽云，并四处扩散，如果遇到火源将引起火灾，造成严重后果，低温还会导致灼伤、冻伤、体温降低等；另外，LNG 系统在常温下安装，在低温条件下运行，前后温差很大(～180c0)：因此，在设计中都必须采取必要的措施。
4．2安全考虑对于液化天然气的生产、储运和气化供气的各个环节，主要考虑的安全问题就是如何防止天然气泄漏，与空气形成可燃的混合气体，消除引发爆炸、燃烧的基本条件以及LNG设备的防火及消防要求；防止LNG设备超压，引起超压排放；由于LNG的低温特性，对材料和设备制作方面的相关要求：LNG系统安装与运行温差大带来的相关要求：及进行LNG操作时，操作人员的防护等。
4．2．1有关规范由于目前国内尚无针对液化天然气的专门规范，而《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92，99年版)中液化烃的定义中包含有液化天然气，因此在消防方面主要执行的是《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92)中的相关条款，同时也部分借鉴了美国标准NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》：在气化后的常温天然气部分则主要执行的是《城镇燃气设计规范》(GB50028-93，2002年版)。
最近国家有关部门对《城镇燃气设计规范》进行修改，拟增加液化天然气一个章节，我们期待这个规范能够尽快执行。
4. 2．2设计措施a)紧急关闭系统(ESD)每台LNG储罐的底部进液管和出液管均装设了气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区或控制室就近切断。
紧急切断系统可控制LNG的连续释放产生的危害。
b)可燃气体检测仪在卸车台、储罐区及气化区等天然气有可能发生泄漏的地方，均设置了可燃气体检测仪，当检测出的环境中可燃气体含量超标(达到爆炸下限的20％)时发出警报，工作人员可根据具体情况选择处理。
c)低温检测仪在储罐底部等有可能发生LNG泄漏并有可能对设备基础造成损害的地方，设置低温检测仪，在检测到异常低温时报警。