LNG气化站工艺流程
lng气化站气化流程
lng气化站气化流程
LNG气化站是将液化天然气（LNG）通过气化设施将其转化为天然气（NG）的过程。
LNG气化站的气化流程主要包括以下几个步骤：
1. 接收和储存
LNG气化站首先需要接收LNG，通常是通过LNG船或者管道输送。
接收后，LNG会被储存在储罐中，等待进入下一步骤。
2. 加热
LNG是液态的，需要通过加热将其转化为气态。
加热通常使用蒸汽、电或者天然气等能源，将LNG中的液态甲烷加热至它的沸点（约为-162℃），使其变为气态。
3. 减压
经过加热后，LNG已经成为了高压气体，需要通过减压将其降至适当的压力。
减压通常使用减压阀等设备。
4. 调节
经过减压后，需要对气体进行调节，使其满足使用要求。
调节通常包括控制气体的流量、压力和温度等参数。
5. 混合
在一些情况下，需要将不同来源的天然气混合在一起，以满足用户的需求。
混合通常使用混合器等设备。
6. 分配
经过混合后，天然气需要被分配到不同的管道中，以供不同的用户使用。
分配通常使用管道和阀门等设备。
总之，LNG气化站的气化流程是一个复杂的过程，需要使用各种设备和技术来实现。
在这个过程中，需要注意安全和环保等问题，以确保气体的质量和安全。
LNG气化站工艺设计与运行管理
LNG气化站工艺设计与运行管理LNG气化站的工艺流程见图1。
图1城市LNG气化站工艺流程②储罐自动增压与LNG气化靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。
随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。
因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。
储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。
当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流人储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。
利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送人城市中压输配管网为用户供气。
在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。
在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)远低于0℃而成为低温天然气。
为防止低温天然气直接进入城市中压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，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送人城市输配管网。
通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。
当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。
在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10％)时自动增压阀关闭，增压过程结束。
随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。
LNG气化站工艺流程图
LNG气化站工艺流程图如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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℃）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%左右。
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。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
(工艺流程)LNG气化站工艺流程图
LNG气化站工艺流程图如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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℃）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%左右。
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。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
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气化站工艺流程图
LNG气化站工艺流程图如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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℃）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%左右。
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。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
LNG气化站工艺操作流程
LNG气化站工艺操作流程1.1 卸车工艺操作流程1.确认进液管干线处于冷态，否则应利用上进液（LNG贮罐上进液或罐车上进液）冷气预冷进液管。
2.监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防止卸车时启动车辆。
3.卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。
4.打开目的罐上下进液阀，确定进液总管压力。
5.连接卸车软管及接地线，检查卸车台阀门启闭状态，保证卸车管路和增压管路畅通，旁路关闭。
6.打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对卸车软管进行氮气吹扫。
7.吹扫完毕，关闭氮气吹扫阀，缓慢打开去卸车增压器液相管阀门对管线进行预冷（以增压器进口法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。
其后全开去增压器管路阀门给罐车增压至0.7 Mpa。
8.缓慢打开进液闸阀,对管线进行预冷（以进液管法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。
其后全开进液闸阀进液，进液管线压力与贮罐压力差保证在0.2 Mpa 以上，但进液管压力不得超过0.65 Mpa9.卸车过程中，当罐车LNG液位在400mm以上时，罐车压力应保持在0.7 Mpa左右。
10.当罐车LNG液位趋近于零位，罐车LNG压力与目的贮罐LNG压力相等时视卸车完毕。
11.向BOG缓冲罐排放罐车内余气后，关闭罐车液相、气相阀门，打开卸车台进液管与BOG管连通阀，关闭BOG去缓冲罐阀门，关闭进液闸阀，打开放空阀，使进液管、BOG管低压余气通过卸车放空管路排出后，拆卸软管及接地线。
收回车辆指示牌。
12.关闭进液目的罐进液前阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。
13.卸车时为加快卸车速度可打开目的罐手动BOG阀，或将被充装罐的增压回路与相它罐的增压回路连通，以达到降低罐内压力的目的，以便提高卸车速度。
1.2 装车工艺操作程序1.确认进液管干线处于冷态，否则应利用LNG贮罐上进液冷气预冷进液管。
2.接到装车指令后，关闭进出液连通阀，关闭卸车回流阀。
3.打开出液罐下进液阀，按照“贮罐增压工艺操作程序”给出液罐增压至0.5 Mpa，并在装车过程中保持其压力状态。
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气化站工艺流程,LNG气化站
LNG气化站工艺流程，LNG气化站LNG气化站具有接收槽车运来的LNG，并进行储存、气化、调压、计量等功能。
LNG 气化站主要功能是将LNG进行气化，将气化后的天然气输送到用户。
1、安全技术措施(1)总平面布置LNG气化站的总平面布置要严格遵守国家有关规范及规定要求进行布置，保证安全及消防的要求；站内功能分区要明确，工艺流程要顺畅，布置紧凑，管线短捷；站内人货分流，以确保交通运输安全畅通。
(2)工艺设备及管道LNG气化站在满足总平面布置要求的前提下，气化站的工艺设备及管道的选择和设置等是保证气化站安全运行的关键。
LNG管道一般选用奥氏体不锈钢无缝钢管；输送LNG低温液体及BOG低温气体的管线需采取保冷措施；管道与设备管日及阀门均采用螺纹连接。
LNG储罐为压力容器，在气化站运行过程可能会出现储罐超压，所以储罐上必须设有安全阀；为了防比液位超限，储罐上应设置液位计，并设置液位上、下限报警和连锁装置。
LNG储罐区储罐进、出液管道上设气动紧急切断阀，空温式气化器进液管道上也设紧急切断阀，紧急切断阀气源采用瓶装氮气，氮气管道设电磁阀，与储罐液位和空温气化器温度信号连锁，当发生紧急情况需要切断时，切断氮气管路，将管路放空，即可实施切断功能。
LNG气化器的液体进u管道上设置紧急切断阀，LNG气化器和水浴式加热器的天然气出口应设置测温装置，LNG气化器进日管道的紧急切断阀应与天然气出日的测温装置连锁。
站内可能发生可燃气体泄漏的场所，应分别设置可燃气体检测探头及低温检测元件，并将信号引至控制室进行声光报警。
(3)防雷防静电措施LNG气化站内具有爆炸危险的建、构筑物的防雷设施和静电接地设施应符合相关规范的要求进行设计。
站内所有电气设备外壳应一律接地，防比人身触电。
应按规范要求对储罐、管道、钢结构进行防雷接地，防比雷电引起火灾和爆炸事故。
(4)消防措施LNG气化站的排水系统应采取防比LNG流入下水道的措施；站内具有火灾和爆炸危险的建、构筑物、LNG储罐和工艺装置区都应配置小型干粉灭火器。
简述气化站工艺流程
简述气化站工艺流程
气化站工艺流程主要包括卸车流程、卸压流程及LNG气化流程。
具体如下：
１．卸车流程：把集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG经过卸车增压器从储罐上进液管进入LNG 储罐。
２．卸压流程：在LNG气化站工艺流程中，LNG槽车和LNG
液相管道产生的低温气态天然气会集中计入放散系统，通过EAG 汽化器加热后经放散管释放到大气之中。
３．LNG气化流程：再通过储罐增压气化器，将LNG储罐内压力升至所需要的工作压力，将LNG送至空温式气化器进行气化。
气化后的低温天然气升温后，经调压、计量、加臭后进入市政管网，供给用户使用。
LNG气化站工艺流程及预冷技术
利用高压，将天然气体积缩小约250倍（CNG）进行运输， 然后将其降压的方式解决了部分城市的天然气气源问题。而应 用超低温冷冻技术使天然气变为液态（体积缩小约600倍）、 采用超低温保冷槽罐，通过汽车、火车、轮船等方式远距离输 送天然气、然后经超低温保冷储罐储存、再气化的LNG供气方 式与CNG方式相比，输送效率更高，安全可靠性能更强，能够 更好的解决城市天然气气源问题。
• LNG供气站竣工验收合格正式投运前,对整个工艺系统必须进行干
燥→预冷→模拟试运行→惰化→天然气臵换氮气(即钝化)。
1、干燥和预冷 • 干燥就是利用氮气将供气站工艺系统设备、管道中的水分臵换出
去,避免系统内的水分在低温下冻结,堵塞和损坏设备、管道与阀
门。干燥前,工艺系统应完成吹扫、试压、仪表联校、安全阀就 位并校验铅封、设备与管道保冷完毕。
地貌等）影响要小得多。而且，站内储罐的大小、多少可
根据建站地区的具体用气量决定，更为机动灵活。 • LNG气化站的主要设备包括真空粉末低温储罐、空温式气化 器、水浴式气化器、排气筒、加臭机等。对于一座 10000Nm3/d规模的气化站来说，占地约10亩，半年内可建
成投产。
中国燃气LNG培训
七、LNG安全环保性能
LNG瓶组气化站
LNG 瓶组气化站工艺流程
1、LNG 瓶组气化站工艺流程
由LNG 瓶组运输车辆，运送装载LNG 的小钢瓶到站内，钢瓶接入LNG 瓶组橇内，通过瓶组橇将LNG 输送至气化调压橇内，经过气化、调压、计量、加臭后，进入中压管网到达用户端。
工艺流程示意图如下
LNG 瓶组气化站流程示意图
2、LNG 瓶组气化站主要工艺设备选型
3、气化站出站的天然气以管网设计压力（0.4MPa ）进入中压管网，由中压管网将天然气输送至用户的调压柜，庭院低压管道的设计压力为10kPa ，公共设施的用气压力及管道的设计压力根据用户选用的用气设备要求进行确定。
4、输气管网工艺流程见下图：
管网系统工艺流程示意图。
lng气化站工艺流程图.doc
如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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℃）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%左右。
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。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
LNG气化站工艺流程图
LNG气化站工艺流程图如下列图，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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液化天然气化站平安运行管理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℃〕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%左右。
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〞。
储罐设计温度到达负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到达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，到达最大的气化流量。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规X；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规X，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
LNG气化站工艺介绍
LNG气化站工艺介绍1.1 气化站工艺流程广汇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。
最后经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。
流程可见下图：进入城市管网储罐增压器1.1.1卸车工艺采用槽车自增压方式。
集装箱贮槽中的LNG 在常压、-162℃条件下，利用自带的增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa ，利用压差将LNG 通过液相管线送入气化站低温贮槽。
另外，卸车进行末段集装箱贮槽内的低温NG 气体，利用BOG 气相管线进行回收。
卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫管线以及若干低温阀门。
卸车方式一槽车自增压方式加压蒸发器卸车方式二槽车自增压/压缩机辅助方式BOG加热器LNG气化器加压蒸发器卸车方式三气化站增压方式LNG贮罐LNG贮罐BOG压缩机卸车方式四气化站设置槽车专用增压系统加压卸车方式五低温烃泵卸车方式V-3PC低温1.1.2 贮存增压工艺在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。
而LNG贮槽贮存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.35~0.40MPa的压力，保证LNG的输出量。
中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。
本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。
LNG气化站工艺流程图
LNG气化站工艺流程图如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置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0.6MPa。
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10℃，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5℃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℃）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%左右。
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。
⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
LNG气化站工艺流程LNG卸车工艺系统：EAG系统安全放散气体BOG系统蒸发气体LNG系统液态气态LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。
卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。
卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。
槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。
若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。
实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。
所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。
为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。
同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。
1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压①LNG气化站流程LNG气化站的工艺流程见图1。
图1 城市LNG气化站工艺流程②储罐自动增压与LNG气化靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。
随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。
因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。
储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。
当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。
利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。
在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。
在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)远低于0℃而成为低温天然气。
为防止低温天然气直接进入城市中压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，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送入城市输配管网。
通常设臵两组以上空温式气化器组，相互切换使用。
当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。
在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10%)时自动增压阀关闭，增压过程结束。
随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。
2 LNG气化站工艺设计2．1 设计决定项目的经济效益据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用1％的设计费对工程造价的影响度占75％以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要。
影响LNG气化站造价的主要因素有设备选型(根据供气规模、工艺流程等确定)、总图设计(总平面布臵、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是仪表选型)。
通常，工程直接费约占项目总造价的70%，设备费又占工程直接费的48％～50％，设备费中主要是LNG储罐的费用。
2．2 气化站设计标准至今我国尚无LNG的专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采用的设计规范为：GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)、GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)、GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》、美国NFPA—59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。
其中GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国NFPA—59A标准起草的，许多内容和数据来自NFPA—59A标准。
由于NFPA—59A标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。
目前国内LNG 气化站设计基本参照GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)设计，实践证明安全可行。
2．3 LNG储罐的设计储罐是LNG气化站的主要设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设计。
2．3．1 LNG储罐结构设计LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐3类。
地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。
金属子母储罐是由3只以上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。
子母罐多用于天然气液化工厂。
城市LNG气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。
储罐容积有50m3和100m3，多采用100m3储罐。
对于100m3立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度为17100mm，储罐几何容积为105．28m3。
2．3．2 设计压力与计算压力的确定目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0．8MPa。
按照GB 150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0．8MPa时，可取设计压力为0．84MPa。
储罐的充装系数为0．95，内罐充装LNG后的液柱净压力为0．062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐的计算压力为1．01MPa。
外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。
作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。
所以外罐为外压容器，设计压力为-0．1MPa。
2．3．3 100m3LNG储罐的选材正常操作时LNG储罐的工作温度为-162．3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，则储罐的设计温度为-196℃。
内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG 的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准的304。
不锈钢牌号“304'’(S30400)是美国不锈钢标准(如ASTM标准)中的牌号名称，它是18―8型Cr-Ni奥式体不锈钢的典型牌号，由于其具有优良的综合性能，用途十分广泛，其产销量占到奥式体不锈钢的80%左右,在我国新制定的不锈钢牌号标准GB／T20878―2007中，与之对应的牌号是06Crl9Nil0(旧牌号为OCrl8Ni9)。
304(06Crl9Nil0)钢的主要特性是：具有优良的不锈耐腐蚀性能和较好的抗晶间腐蚀性能。
对氧化性酸，如在浓度≤65%的沸腾温度以下的硝酸中，具有很强的抗腐蚀性。
对碱溶液及大部分有机酸和无机酸亦具有良好的耐腐蚀能力。
具有优良的冷热加工和成型性能。
可以加工生产板、管、丝、带、型各种产品，适用于制造冷镦、深冲、深拉伸成型的零件。
低温性能较好。
在-180℃条件下，强度、伸长率、断面收缩率都很好。
由于没有脆性转变温度，常在低温下使用。
具有良好的焊接性能。
可采用通常的焊接方法焊接，焊前焊后均不需热处理。
304钢也有性能上的不足之处：大截面尺寸钢件焊接后对晶间腐蚀敏感；在含c1―水中(包括湿态大气)对应力腐蚀非常敏感；力学强度偏低，切削性能较差等。
由于304钢有性能上的不足，人们在生产和使用中想办法扬长避短，尽量发挥发展它的优良性能，克服它的不足之处。
于是，通过研究开发，根据不同使用环境或条件的特定要求，对其化学成分进行调整，发展出了满足某些特性使用要求的304衍生牌号。
表1列出了美国材料和试验协会不锈钢牌号标准ASTMA959―04中的牌号304及其衍生牌号与日本JIS、我国GB、国际ISO、欧洲EN等不锈钢标准中相应牌号的对照。
表2一表6分别列出了相应标准中各牌号的化学成分。
从表1看出，ASTMA959―04中，304及其衍生牌号共有10个。
日本JIS标准中亦为10个，但能与ASTM牌号对应的则是6个，其他4个牌号(SUS304J1、SUS304J2、SUS304J3、SUS304Cu)应该是JIS自己开发的304衍生牌号。
综观304及衍生牌号的化学成分，可以认为，所谓衍生牌号就是对304的化学成分进行了某些调整，而产生了变异的304牌号。
例如：碳含量：降低或提高碳含量。
304L为超低碳的304钢。
降低碳含量可以改善耐蚀性能，特别是304钢对焊后的晶间腐蚀敏感性，在满足力学强度要求的条件下，可用于制造大截面尺寸的焊接件。
304H，将碳含量提高到0.10%，增加304钢的强度，并使奥氏体更加稳定，比304钢更适于在低温环境和无磁部件方面使用。
氮含量：加入氮元素。
304N(SUS304N1)、XM-21(SUS304N2)、304LN等都是。
由于氮的固溶强化作用，提高了304和304L钢的强度，且不显著降低钢的塑性和韧性，同时钢的耐晶间腐蚀性、耐点蚀和缝隙腐蚀性都有进一步改善。
铜含量：加入一定含量的铜。
铜使奥氏体更加稳定。
一方面可以提高钢的不锈性和耐蚀性，特别是对还原性介质(如硫酸)的耐蚀性更好；另方面则降低钢的强度和冷加工硬化倾向，改善钢的塑性。
如S30430(06Crl8Nil9Cu3、SUSXM7)、SUS304J3(06Crl8Nil9Cu2)等，这些钢与304比，在较小变形力的作用下，可获得更大的冷变形，更适于冷镦、冷挤压作紧固件用或深冲、拉伸等用途。
这里要特别提出的是，日本JIS标准中，304钢的衍生牌号有5个含铜，其中有3个牌号即SUS304Cu、SUS304J1、SUS304J2仅用于生产板带产品，而SUS304J1和SUS304J2两个牌号的化学成分，则在304的基础上作了较大调整(见表3)，铬、镍含量都有所降低，Cr为15.00%～18.00%，Ni为6.00%一9.00%，还将Mn提高到3.00%或5.00%，Cu含量为1.00%一3.00%。