LNG氣化站工藝流程圖說明

1、LNG氣化站工藝流程圖如圖所LNG工作條式氣化器，與空氣運至LNG衛(wèi)星站，通將LNG送至衛(wèi)星站溫LNG儲罐的LNG增LNG轉(zhuǎn)化為氣天然氣并式氣化器出口的天然氣輸配管網(wǎng)INI1/LOCALSLNG液化天然氣化站安全運行管理LNG就是將氣田生氣LNGLNG的重LNG氣化站工藝液化天然氣產(chǎn)的天然氣Li化uefN理，再經(jīng)液化就天然氣液化天然LNG場站度LNG常站天然氣場站低LNG站氣化設(shè)備的氣化流運行管理氣化行業(yè)LNGLNG氣化站LNG工藝管低溫儲罐管道的連接共有7條，上部的，分別有氣相管液管，儲罐上部取壓管，溢流管共4條下進液管、出液管和儲罐液體壓力管。7條管道分別獨儲罐設(shè)有夾層抽真空管1個，測真空

2、管1個（兩者均位于儲罐底部）；在儲罐頂部設(shè)置有爆破片（以上3個接口不得隨意撬開）。內(nèi)膽固定于外殼內(nèi)側(cè)，頂部采用十字架角鐵，底部采用槽鋼支架固定。內(nèi)膽于外殼間距為300毫米。儲罐用地腳螺栓固定在地面上。儲罐外壁設(shè)有消防噴淋管、防雷避雷針、防靜電接地線。儲罐設(shè)有壓力表和壓差液位計，他們分別配有二次表作為自控數(shù)據(jù)的采集傳送終端。（2）低溫儲罐的故障及維護內(nèi)外夾層問真空度的測定（周期一年）日常檢查儲罐設(shè)備的配套設(shè)施：儲罐基礎(chǔ)觀察，防止周邊開山爆破產(chǎn)生的飛石對儲罐的影響。安全閥頻繁打開，疑為BOG氣體壓力過高。儲罐外側(cè)冒汗，疑為儲罐所用的絕熱珠光沙下沉所致。正常儲存液位上限為95，下限為15，不得低于3

3、米（低溫泵的要求）低溫閥門使用一段時間后，會出現(xiàn)漏液現(xiàn)象。若發(fā)現(xiàn)上壓蓋有微漏，應(yīng)壓緊填料壓蓋。若閥芯不能關(guān)閉，應(yīng)更換閥芯，低溫閥門嚴禁加油和水清洗。2氣化器（1）氣化器的結(jié)構(gòu)可承受4級地震和160公里/小時的颶風(fēng)。最大允許工作壓力為580Psig（40Kgm。）流量最大到8000Nm3/h一體式設(shè)計氣化器高度14米，重量大約是7100Kg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(nèi)組裝。連接處使用不銹鋼螺栓、鋁合金角鐵焊接，并經(jīng)及氣體試壓、焊縫檢查合格后出廠。氣化器低溫液體自下而上不斷氣化后，氣態(tài)介質(zhì)由頂部流出。管路的對稱設(shè)計保證了液體在氣化器內(nèi)的均勻流動，各類氣化器都有不同的

4、翅片組合形式，翅片的有力組合是為了減少氣化器結(jié)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(tài)的流向也不相同，這些設(shè)計都是為了提高設(shè)備的氣化能力和效率。（2）氣化器故障及安全操作外觀結(jié)霜不均勻焊口有開裂現(xiàn)象，特別注意低溫液體導(dǎo)入管與翅片和低溫液體匯流管焊接處的裂紋。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(jié)凍傷，故在操作過程中務(wù)必注意穿戴勞動保護用品。氣化器在運行過程中如發(fā)現(xiàn)設(shè)備過渡結(jié)冰和周邊環(huán)境溫度下降等情況，請嘗試以下幾個解決辦法：減少液體的輸入量增加氣化器的數(shù)量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低溫離心泵低溫離心泵

5、的結(jié)構(gòu)特點為保證LNG儲罐內(nèi)的LNG輸出達到次高壓16Kg/cm2的壓力，在LNG儲罐的出口設(shè)置了多級變頻低溫離心泵，低溫泵具有以下幾個特點：八、泵體和電機完全浸沒在LNG低溫介質(zhì)中，從而杜絕了產(chǎn)品的損失，并保證了泵的快速啟動真空絕熱套使冷損降至極限密封劑浸潤性設(shè)計時維護要求降至最低泵芯頂部懸掛于殼體的設(shè)計便于安裝與拆卸可變頻調(diào)速的電機擴大了泵的輸出功率和轉(zhuǎn)速的變化范圍低溫?zé)N泵的故障及安全維護日常操作中不應(yīng)有異常噪音，幾個泵之間比較比較定期檢查：按說明書要求每4000小時進行維修檢查(與供應(yīng)商聯(lián)系)低溫儲罐最低液位至泵進口管道液位應(yīng)保持在3米以上的高度注意對泵外殼體的保護和對泵的外殼體的清潔工

6、作。外殼、外壁結(jié)霜懷疑為漏真空(泵啟動后頂部的結(jié)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過濾器過濾器的結(jié)構(gòu)特點場站所使用的過濾器是網(wǎng)狀濾芯式過濾器，用于過濾出站天然氣中的顆粒雜質(zhì)及水。過濾器的濾芯式可以更換的，更換下的濾芯(指濾網(wǎng)材質(zhì)為不銹鋼)經(jīng)清洗后可重復(fù)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。過濾器的日常維護內(nèi)容和故障處理定期排水和檢查壓差計讀數(shù)過濾器本體、焊縫和接頭處有無泄露、裂紋、變形過濾器表面有無油漆脫落有無異常噪音及震動支撐及緊固件是否發(fā)生損壞、開裂和松

7、動若過濾器法蘭蓋出現(xiàn)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。若接頭處發(fā)生泄露在絲扣連接處加纏生膠帶，情況嚴重的予以更換過濾器前后壓差過大可對濾芯進行吹掃或更換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(guī)章制度LNG裝卸車操作規(guī)程：LNG儲罐倒罐操作規(guī)程LNG氣化器操作規(guī)程BOG復(fù)熱氣操作規(guī)程儲罐自增壓操作規(guī)程EAG復(fù)熱器操作規(guī)程卸車增壓器操作規(guī)程撬裝式調(diào)壓器操作規(guī)程BOG計量撬操作規(guī)程LNG離心泵操作規(guī)程天然氣加臭機操作規(guī)程中心調(diào)度控制程序切換操作規(guī)程消防水泵操作規(guī)程LNG氣化站管道設(shè)備維護保養(yǎng)技術(shù)和操

8、作手冊2建立臺帳、設(shè)備有關(guān)技術(shù)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(yīng)急演練記錄安全活動記錄3編制天然氣管線、場站事故應(yīng)急預(yù)案預(yù)案依據(jù)國家、省、市、政府有關(guān)法律、法規(guī)及相關(guān)規(guī)定，并結(jié)合企業(yè)的制度及實際情況，預(yù)案應(yīng)分別有事故不利因素的分析、危害、分級、事故處理響應(yīng)的等級、處理的程序及后期處理，并經(jīng)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(lián)合當(dāng)?shù)氐墓蚕?、安全管理部門一道進行。4嚴格執(zhí)行上崗考試制度各類操作人員獨立操作前必須經(jīng)過公司有關(guān)部門組織的考試，成績合格方可獨立上崗。5加強對消防設(shè)備和防雷防靜電設(shè)備的檢查和管理加強對LNG氣化站防雷、防靜電設(shè)施

9、的定期抽查和維護保養(yǎng)工作；重點對消防水池、消防泵、消防水炮、儲罐噴淋等設(shè)施及干粉滅火器的檢查?？扇細怏w報警設(shè)備需定期保修，確保其完好有效。6建立LNG場站設(shè)備等維護保養(yǎng)制度。加強對LNG工藝管線及其設(shè)備的日常維護工作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(shè)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。日常檢查常開閥門如安全閥根部閥、調(diào)壓閥、緊急切斷閥、單向閥和常閉閥門如排空閥、排液閥的運

10、行狀態(tài)。場站內(nèi)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。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。注意管道支架因地基下陷而對管道產(chǎn)生下拉力，使管道發(fā)生彎曲現(xiàn)象。日常巡檢過程中應(yīng)給予注意。對工藝管道腐蝕現(xiàn)象應(yīng)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(zhuǎn)動件的外漏部分可加黃油配二硫化鉬調(diào)和使用。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(nèi)的設(shè)備、閥門、管件、墊片及儀器儀表的檢查維護保養(yǎng)相關(guān)事宜認真查看產(chǎn)品說明書、向供應(yīng)商和產(chǎn)品維護單位咨詢。按要求做好維修方案和現(xiàn)場記錄工作。LN

11、G場站氣體的設(shè)LNG站管理單位應(yīng)與政府相關(guān)部門及時溝通，處理一些問題。LNG氣化站工藝設(shè)計與運行管理氣化站化氣LNG、運輸方管輸然氣供應(yīng)范圍以外城市的主氣源和過渡氣工藝流程、工藝設(shè)計要點和運行管理措LNG氣化站；工藝化天然氣氣化站LNG化渡氣源，也是許多使憑借其建設(shè)周期短前的過渡供氣設(shè)施東南沿海建設(shè)的部1LNG氣化站工藝流11LNG卸車工藝LNG通過公路槽站，利用槽車上的車增壓氣化器對罐相管道回收槽車中LNG液管噴嘴以噴淋狀得以順利進行。若槽高溫LNG由下進液氣源地距用氣城市氣化站LNG氣）已成為目前無法使用管輸天然氣供氣城市的主要氣源或用管輸天然氣供氣城市的補充氣源或調(diào)峰氣源LNG氣化站及能

12、迅速滿足用氣市成為永久供氣設(shè)施或管輸天然氣到達LNG氣工藝設(shè)計；運行管理LNG氣化站為例，對其工藝流程、設(shè)計與運行管理進行LNG液化工廠運抵用氣城LNG氣化升壓氣化器罐進行升壓站內(nèi)設(shè)置的卸箱車進行與LNG的LNG卸入氣化站儲通過卸車臺氣氣相天然氣。LNGLNGLNG通分氣體冷LNGLNG儲罐，與罐LNG高溫LNG由上于目前LNG長途運輸?shù)竭_用氣城的LNGLNG時采用LNG車管道進行預(yù)冷壞管LNG的流速突然改變而產(chǎn)液擊損壞管道。LNG氣化站與LNG氣化站LNG氣化站的工藝LOCALLNG氣化站工藝儲罐自動增壓與LNG氣化靠壓力推動，LNG從儲罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然氣后供應(yīng)用戶。隨著儲

13、罐內(nèi)LNG的流出，罐內(nèi)壓力不斷降低，LNG出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常供氣操作中必須不斷向儲罐補充氣體，將罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)，才能使LNG氣化過程持續(xù)下去。儲罐的增壓是利用自動增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實現(xiàn)的。當(dāng)儲罐內(nèi)壓力低于自動增壓閥的設(shè)定開啟值時，自動增壓閥打開，儲罐內(nèi)LNG靠液位差流入自增壓空溫式氣化器（自增壓空溫式氣化器的安裝高度應(yīng)低于儲罐的最低液位），在自增壓空溫式氣化器中LNG經(jīng)過與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣，然后氣態(tài)天然氣流入儲罐內(nèi)，將儲罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。利用該壓力將儲罐內(nèi)LNG送至空溫式氣化器氣化，然后對氣化后的天然氣進行調(diào)壓（通常調(diào)至0.4MPa）、

14、計量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣。在夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達15C，直接進管網(wǎng)使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季時氣化器出口2LNG氣化站工藝設(shè)計設(shè)計決定項目的經(jīng)濟效益當(dāng)確定了項目的建設(shè)方案后，要采用先進適用的LNG供氣流程、安全可靠地向用戶供氣、合理降低工程造價、提高項目的經(jīng)濟效益，關(guān)鍵在于工程設(shè)計1。據(jù)西方國家分析，不到建設(shè)工程全壽命費用1的設(shè)計費對工程造價的影響度占75以上，設(shè)計質(zhì)量對整個建設(shè)工程的效益至關(guān)重要。影響LNG氣化站造價的主要因素有設(shè)備選型（根據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定）、總圖設(shè)計（總平面布置、占地面積、地形地貌、消防要

15、求等）、自控方案（主要是儀表選型）。通常，工程直接費約占項目總造價的70%,設(shè)備費又占工程直接費的48%50%,設(shè)備費中主要是LNG儲罐的費用。氣化站設(shè)計標(biāo)準至今我國尚無LNG的專用設(shè)計標(biāo)準，在LNG氣化站設(shè)計時，常采用的設(shè)計規(guī)范為：GB5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范（2002年版）、GBJ1687建筑設(shè)計防火規(guī)范（2001年版）、GB501832004石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范、美國NFPA59A液化天然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標(biāo)準。其中GB501832004石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范是由中石油參照和套用美國NFPA59A標(biāo)準起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA59A標(biāo)準。由于NF-PA59A標(biāo)準消

16、防要求高,導(dǎo)致工程造價高，目前難以在國內(nèi)實施。目前國內(nèi)LNG氣化站設(shè)計基本參照GB5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范（2002年版）設(shè)計，實踐證明安全可行。LNG儲罐的設(shè)計儲罐是LNG氣化站的主要設(shè)備，占有較大的造價比例，應(yīng)高度重視儲罐設(shè)計。LNG儲罐結(jié)構(gòu)設(shè)計LNG儲罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬/預(yù)應(yīng)力混凝土儲罐3類。地上LNG儲罐又分為金屬子母儲罐和金屬單罐2種。金屬子母儲罐是由3只以上子罐并列組裝在一個大型母罐（即外罐）之中，子罐通常為立式圓筒形，母罐為立式平底拱蓋圓筒形。子母罐多用于天然氣液化工廠。城市LNG氣化站的儲罐通常采用立式雙層金屬單罐，其內(nèi)部結(jié)構(gòu)類似于直立的暖瓶，

17、內(nèi)罐支撐于外罐上，內(nèi)外罐之間是真空粉末絕熱層。儲罐容積有50m3和100m3，多采用100m3儲罐。對于100m3立式儲罐，其內(nèi)罐內(nèi)徑為3000mm，外罐內(nèi)徑為3200mm，罐體加支座總高度為17100mm，儲罐幾何容積為105.28m3。232設(shè)計壓力與計算壓力的確定目前絕大部分100m3立式LNG儲罐的最高工作壓力為0.8MPa。按照GB1501998鋼制壓力容器的規(guī)定，當(dāng)儲罐的最高工作壓力為0.8MPa時，可取設(shè)計壓力為084MPa。儲罐的充裝系數(shù)為0.95,內(nèi)罐充裝LNG后的液柱凈壓力為0.062MPa,內(nèi)外罐之間絕對壓力為5Pa,則內(nèi)罐的計算壓力為1.01MPa。外罐的主要作用是以吊

18、掛式或支撐式固定內(nèi)罐與絕熱材料，同時與內(nèi)罐形成高真空絕熱層。作用在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負壓。所以外罐為外壓容器，設(shè)計壓力為-0.1MPa。100m3LNG儲罐的選材正常操作時LNG儲罐的工作溫度為-162.3C，第一次投用前要用-196C的液氮對儲罐進行預(yù)冷2、3,則儲罐的設(shè)計溫度為-196C。內(nèi)罐既要承受介質(zhì)的工作壓力，又要承受LNG的低溫，要求內(nèi)罐材料必須具有良好的低溫綜合機械性能，尤其要具有良好的低溫韌性，因此內(nèi)罐材料采用0Crl8Ni9，相當(dāng)于ASME（美國機械工程師協(xié)會）標(biāo)準的304。根據(jù)內(nèi)罐的計算壓力和所選材料，內(nèi)罐的計算厚度和設(shè)計厚度分別為11.

19、1mm和12.0mm。作為常溫外壓容器，外罐材料選用低合金容器鋼16MnR,其設(shè)計厚度為10.0mm。接管設(shè)計開設(shè)在儲罐內(nèi)罐上的接管口有：上進液口、下進液口、出液口、氣相口、測滿口、上液位計口、下液位計口、工藝人孔8個接管口。內(nèi)罐上的接管材質(zhì)都為0Cr18Ni9。為便于定期測量真空度和抽真空，在外罐下封頭上開設(shè)有抽真空口（抽完真空后該管口被封閉）。為防止真空失效和內(nèi)罐介質(zhì)漏入外罐，在外罐上封頭設(shè)置防爆裝置。BOG緩沖罐對于調(diào)峰型LNG氣化站，為了回收非調(diào)峰期接卸槽車的余氣和儲罐中的BOG（BoilOffGas，蒸發(fā)氣體），或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖?，常在BOG加熱器的出口增設(shè)BOG緩沖罐，

20、其容量按回收槽車余氣量設(shè)置。氣化器、加熱器選型設(shè)計儲罐增壓氣化器按100m3的LNG儲罐裝滿90m3的LNG后，在30min內(nèi)將10m3氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的0.4MPa升壓至工作狀態(tài)的0.6MPa進行計算。據(jù)計算結(jié)果，每臺儲罐選用1臺氣化量為200m3/h的空溫式氣化器為儲罐增壓，LNG進增壓氣化器的溫度為T62.3C,氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫度為T45C。設(shè)計多采用1臺LNG儲罐帶1臺增壓氣化器。也可多臺儲罐共用1臺或1組氣化器增壓，通過閥門切換，可簡化流程，減少設(shè)備，降低造價。卸車增壓氣化器由于LNG集裝箱罐車上不配備增壓裝置，因此站內(nèi)設(shè)置氣化量為300m3/h的卸車增壓氣化器，將

21、罐車壓力增至0.6MPaLNG進氣化器溫度為-162.3C,氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145C。BOG加熱器由于站內(nèi)BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣，故BOG空溫式加熱器的設(shè)計能力按此進行計算，回收槽車卸車后的氣相天然氣的時間按30min計。以1臺40m3的槽車壓力從0.6MPa降至0.3MPa為例，計算出所需BOG空溫式氣化器的能力為240m3/h。一般根據(jù)氣化站可同時接卸槽車的數(shù)量選用BOG空溫式加熱器。通常BOG加熱器的加熱能力為5001000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時，將BOG用作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)?？諟厥綒饣骺諟厥綒饣魇荓NG氣化

22、站向城市供氣的主要氣化設(shè)施。氣化器的氣化能力按高峰小時用氣量確定，并留有一定的余量，通常按高峰小時用氣量的1.31.5倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000m3/h計算，24臺為一組，設(shè)計上配置23組，相互切換使用。水浴式天然氣加熱器當(dāng)環(huán)境溫度較低，空溫式氣化器出口氣態(tài)天然氣溫度低于5C時，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式天然氣加熱器，對氣化后的天然氣進行加熱5、6。加熱器的加熱能力按高峰小時用氣量的1.31.5倍確定。2.5.6安全放散氣體(EAG)加熱器LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點溫度為T61.5C，常壓下儲存溫度為T62.3C，密度約430kg/m3。當(dāng)LNG氣化為氣態(tài)天然氣時

23、，其臨界浮力溫度為-107C。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度高于-107C時，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄走。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度低于T07C時，氣態(tài)天然氣比空氣重，低溫氣態(tài)天然氣會向下積聚，與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設(shè)置1臺空溫式安全放散氣體加熱器，放散氣體先通過該加熱器加熱，使其密度小于空氣，然后再引入高空放散。EAG空溫式加熱器設(shè)備能力按100m3儲罐的最大安全放散量進行計算。經(jīng)計算，100m3儲罐的安全放散量為500m3/h，設(shè)計中選擇氣化量為500m3/h的空溫式加熱器1臺。進加熱器氣體溫度取-145C，出加熱器氣體溫度取-15C。對于

24、南方不設(shè)EAG加熱裝置的LNG氣化站，為了防止安全閥起跳后放出的低溫LNG氣液混合物冷灼傷操作人員，應(yīng)將單個安全閥放散管和儲罐放散管接入集中放散總管放散。調(diào)壓、計量與加臭裝置根據(jù)LNG氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通常設(shè)置2路調(diào)壓裝置，調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器。計量采用渦輪流量計。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計量泵為動力，根據(jù)流量信號將加臭劑注入燃氣管道中。閥門與管材管件選型設(shè)計閥門選型設(shè)計工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送LNG的壓力和流量要求，同時必須具備耐T96C的低溫性能。常用的LNG閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓調(diào)節(jié)閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門材料為0Cr18

25、Ni9。管材、管件、法蘭選型設(shè)計介質(zhì)溫度W-20C的管道采用輸送流體用不銹鋼無縫鋼管(GB/T149762002)，材質(zhì)為0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無縫沖壓管件(GB/T1245990)。法蘭采用凹凸面長頸對焊鋼制管法蘭(HG2059297)，其材質(zhì)為0Cr18Ni9。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片，材質(zhì)為0crl8Ni9。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，材質(zhì)為0Crl8Ni9。介質(zhì)溫度-20C的工藝管道，當(dāng)公稱直徑W200mm時，采用輸送流體用無縫鋼管(GB/T81631999),材質(zhì)為20號鋼；當(dāng)公稱徑200mm時采用焊接鋼管(GB/T30412001),材質(zhì)為Q2

26、35B。管件均采用材質(zhì)為20號鋼的無縫沖壓管件(GB/T1245990)。法蘭采用凸面帶頸對焊鋼制管法蘭(HG2059297)，材質(zhì)為20號鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HG2062997)。LNG工藝管道安裝除必要的法蘭連接外,均采用焊接連接。低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復(fù)合聚乙烯絕熱管殼進行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。273冷收縮問題LNG管道通常采用奧氏體不銹鋼管，材質(zhì)為0crl8Ni9,雖然其具有優(yōu)異的低溫機械性能,但冷收縮率高達0003。站區(qū)LNG管道在常溫下安裝,在低溫下運行，前后溫差高達180C，存在著較大的冷收縮量和溫差應(yīng)力，通常采用“門形”補償裝置補償工藝管道的

27、冷收縮。28工藝控制點的設(shè)置LNG氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運行參數(shù)采集和自動控制、遠程控制、聯(lián)鎖控制和越限報警?？刂泣c的設(shè)置包括以下內(nèi)容：卸車進液總管壓力；空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；水浴式天然氣加熱器出氣管壓力與溫度；LNG儲罐的液位、壓力與報警聯(lián)鎖；BOG加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出站流量；加臭機(自帶儀表控制)。29消防設(shè)計LNG氣化站的消防設(shè)計根據(jù)CB5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002年版)LPG部分進行。在LNG儲罐周圍設(shè)置圍堰區(qū)，以保證將儲罐發(fā)生事故時對周圍設(shè)施造成的危害降低到最小程度。在LNG儲罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng)，噴淋強度為0.15L/(sm2)，噴淋用水量按

28、著火儲罐的全表面積計算，距著火儲罐直徑1.5倍范圍內(nèi)的相鄰儲罐按其表面積的50計算。水槍用水量按GBJ1687建筑設(shè)計防火規(guī)范(2001年版)和GB5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002年版)選取。3運行管理運行基本要求LNG氣化站運行的基本要求是：防止LNG和氣態(tài)天然氣泄漏從而與空氣形成爆炸性混合物。消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件，按規(guī)范要求對LNG工藝系統(tǒng)與設(shè)備進行消防保護。防止LNG設(shè)備超壓和超壓排放。防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對工藝系統(tǒng)的危害及對操作人員的冷灼傷。工藝系統(tǒng)預(yù)冷在LNG氣化站竣工后正式投運前，應(yīng)使用液氮對低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和工藝管道進行干燥、預(yù)冷、惰化和鈍化。預(yù)冷時利

29、用液氮槽車閥門的開啟度來控制管道或設(shè)備的冷卻速率W1C/min。管道或設(shè)備溫度每降低20C，停止預(yù)冷，檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設(shè)備的位移。預(yù)冷結(jié)束后用LNG儲罐內(nèi)殘留的液氮氣化后吹運行管理與安全保護LNG儲罐的壓力控制正常運行中，必須將LNG儲罐的操作壓力控制在允許的范圍內(nèi)。華南地區(qū)LNG儲罐的正常工作壓力范圍為0.30.7MPa,罐內(nèi)壓力低于設(shè)定值時，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進行增壓。增壓下限由自增壓閥開啟壓力確定，增壓上限由自增壓閥的自動關(guān)閉壓力確定，其值通常比設(shè)定的自增壓閥開啟壓力約高15%。例如：當(dāng)LNG用作城市燃氣主氣源時，若自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為0.6MPa,自增壓閥的關(guān)

30、閉壓力約為0.69MPa,儲罐的增壓值為0.09MPa。儲罐的最高工作壓力由設(shè)置在儲罐低溫氣相管道上的自動減壓調(diào)節(jié)閥的定壓值（前壓）限定。當(dāng)儲罐最高工作壓力達到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時，減壓閥自動開啟卸壓，以保護儲罐安全。為保證增壓閥和減壓閥工作時互不干擾，增壓閥的關(guān)閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊，應(yīng)保證0.05MPa以上的壓力差?？紤]兩閥的制造精度，合適的壓力差應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。LNG儲罐的超壓保護LNG在儲存過程中會由于儲罐的“環(huán)境漏熱”而緩慢蒸發(fā)（日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分數(shù)W0.3%）,導(dǎo)致儲罐的壓力逐步升高，最終危及儲罐安全。為保證儲罐安全運行，設(shè)計上采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報警手動放散、安全閥起跳三級安全保護措施來進行儲罐的超壓保護。其保護順序為：當(dāng)儲罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時，減壓調(diào)節(jié)閥自動打開泄放氣態(tài)天然氣；當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈，罐內(nèi)壓力繼續(xù)上升，達到壓力報警值時，壓力報