LNG加气站工艺流程及安全管理（精编版）

1、LNG加气站的安全管理本节主要四部分内容：1、LNG加气站类型；2、LNG加气站的主要设备；3、工艺流程：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。4、LNG加气站的安全管理1. LNG 加气站类型也叫建站方式1、1建站方式的选择LNG汽车加气站 ( 以下简称加气站 ) 的设计首先应根据建站场地的实际情况 , 选择合适的建站方式。 目前加气站的建站方式主要有2 种： 站房式、橇装式。1.1.1 站房式加气站这种建站方式占地面积大 , 土地费用高 , 设备与基础相连 , 施工周期长, 加气站的土建施工、设备安装费用高。假设城镇处于 LNG应用的初期,LNG 汽车的数量少 ,LNG 消耗量小 , 则成本回

2、收周期长 , 这种建站方式适合已经有一定量 LNG汽车或政府资金支持的城镇。1.1.2 橇装式加气站这种建站方式占地面积小, 土地费用低 , 设备绝大多数集成在一个或多个橇块上 , 施工周期短 , 加气站的土建施工、设备安装费用少, 建站整体造价低 , 易于成本回收。这种建站方式适合LNG加气站建设初期。2. LNG加气站的主要设备LNG 储罐， LNG潜液泵， LNG加气机，控制和安全系统。2.1 、LNG低温储罐LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关标准设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充

3、填珠光沙并抽真空制成。1储罐的结构低温储罐管道的连接有以下几条：上部的连接为内胆顶部。 分别有上进液管、 气相管、上部进液管、储罐上部取压管、溢流管等，下部的连接为内胆下部。分别是下进液管、出液管和液相仪表口等。这些管道分别独立从储罐的下部引出。储罐设有夹层抽真空管1 个，测真空管1 个两者均位于储罐底部；在储罐顶部设置有爆破口0以上 3 个接口不得随意撬开。内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁， 底部采用槽钢支架固定。 内胆于外壳间距为 250 毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采

4、集传送终端。2低温储罐的故障及维护内外夹层间真空度的测定周期一年日常检查储罐设备的配套设施。储罐基础观察。安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。正常储存液位上限为95，下限为 15，不得低于 3 米低温泵的要求低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。假设发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。假设阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗。3 工艺流程LNG 加气站工艺流程的选择与LNG加气站的建站方式有关 , 目前LNG加气站的工艺主要包括3 部分流程 : 卸车流程、储罐调压流程、加气流程。3.1 卸车流程LNG 的卸车工艺是将集装箱或槽车

5、内的 LNG转移至 LNG储罐内的操作,LNG的卸车流程主要有两种方式可供选择 : 潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。3. 1.1 潜液泵卸车方式该方式是通过系统中的潜液泵将 LNG从槽车转移到 LNG储罐中 , 目前用于 LNG加气站的潜液泵主要是美国的 TC34型潜液泵 , 该泵最大流量为 340L/min, 最大扬程为 488m。潜液泵卸车方式是 LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵 , 潜液泵将 LNG增压后充入 LNG储罐。LNG 槽车气相口与储罐的气相管连通,LNG 储罐中的 BOG气体通过气相管充入 LNG槽车, 一方面解决 LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低, 另一方面解决

6、LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高, 整个卸车过程不需要对储罐泄压 , 可以直接进行卸车操作。该方式的优点是 速度快, 时间短, 自动化程度高 , 无需对站内储罐泄压 , 不消耗 LNG液体; 缺点是工艺流程复杂 , 管道连接繁琐 , 需要消耗电能。3.1.2自增压卸车方式自增压卸车方式 ,LNG液体通过 LNG槽车增压口进入增压气化器, 气化后返回 LNG槽车, 提高 LNG槽车的气相压力。将LNG储罐的压力降至 0.4MPa后,LNG 液体经过 LNG槽车的卸液口充入到LNG储罐。自增压卸车的动力源是LNG槽车与 LNG储罐之间的压力差 , 由于 LNG槽车的设计压力为0.8MPa,储

7、罐的气相操作压力不能低于0.4MPa, 故最大压力差仅有0.4MPa。如果自增压卸车与潜液泵卸车采用相同内径 的管道, 自增压卸车方式的流速要低于潜液泵卸车方式, 卸车时间长。随着 LNG槽车内液体的减少 , 要不断对LNG槽车气相空间进行增压 , 如果卸车时储罐气相空间压力较高, 还需要对储罐进行泄压, 以增大LNG槽车与 LNG储罐之间的压力差。给LNG槽车增压需要消耗一定量的 LNG液体。自增压卸车方式 与潜液泵卸车方式相比, 优点是流程简单 , 管道连接简单 , 无能耗; 缺点是自动化程度低 , 放散气体多 , 随着 LNG 储罐内液体不断增多需要不断泄压, 以保持足够的压力差。 在站

8、房式的 LNG加气站中两种方式可以任选其一, 也可以同时采用 , 一般由于空间足够建议同时选择两种方式。 对于橇装式 LNG加气站 , 由于空间的限制、电力系统的配置限制 , 建议选择自增压卸车方式, 可以简化管道 , 降低成本, 节省空间 , 便于设备整体成橇。3.2 储罐调压流程储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作 , 该操作流程有潜液泵调压流程和自增压调压流程两种。3.2.1 潜液泵调压流程LNG液体气化后经 LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间 , 为 LNG储罐调压。采用潜液泵为储罐调压时, 增压气化器的入口压力为潜液泵的出口压力 , 一般将

9、泵出口压力设置为1.2MPa,增压气化器的出口压力为储罐气相压力, 约为 0.6MPa。增压气化器的入口压力远高于其出口压力 , 所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。3.2.2 自增压调压流程LNG 液体由 LNG储罐的出液口直接进入增压气化器气化, 气化后的气体经 LNG储罐的气相管返回LNG储罐的气相空间 , 为 LNG储罐调压。采用这种调压方式时 , 增压气化器的入口压力为LNG储罐未调压前的气相压力与罐内液体所产生的液柱静压力之和, 出口压力为 LNG储罐的气相压力 , 所以自增压调压流程调压速度慢、压力低。3.3 加气流程LNG液体由 LNG储罐的出液口进入低温潜液泵通过潜

10、液泵出来的液体经过流量计和加气枪进入汽车车载瓶。潜液泵的加气速度快、 压力高、充装时间短。4、LNG加气站的安全管理4.1 、LNG的固有特性和潜在的危险性4.1.1 、LNG的固有特性LNG的主要成份为CH4,常压下沸点在 -162 左右，气液比约为600:1其液体密度约 426kg/m3，爆炸极限为5%-15%体积，燃点约450。4.1.2 、LNG潜在的危险性LNG虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了LNG潜在的危险性：4.1.4.1、低温的危险性：人们通常认为天然气的密度比空气小，LNG泄漏后可气化随空气 飘散，较为安全。但事实远非如此，当LNG

11、泄漏后迅速蒸发，然后降 至某一固定的蒸发速度。 开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层， 当温度上升约 -110 以上时， 蒸气与空气的混合物在温度上升过程中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于 LNG 泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后， LNG再进一步与空气混合过程完全气化。LNG的低温危险性还能使相 关设备脆性断裂冷收缩，从而损坏设备和低温灼伤操作者。4.1.2.2 、BOG的危险性：虽然 LNG 存在于绝热的储罐中，但外界传入的能量均能引起LNG的蒸发，这就是 BOG蒸发气体。故要求 LNG储罐有一个极低的日蒸发率， 要求储罐本身设有安全系

12、统放空。否则，BOG将大大增加， 严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。4.1.2.3 、着火的危险性天然气在空气中百分含量在5%-15%体积 %，遇明火可产生爆燃。因此，必须防止可燃物、点火源、氧化剂空气这三个因素同 时存在。4.1.23、翻滚的危险性：通常，储罐内的 LNG长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。 当外界热量传入罐内时， 两个液相层自发传质和传热并混合，液层外表也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处 于“过度”状态。当二液相层密度接近时，可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。3.LNG加气站应有完善的运行功能措施不管是

13、LNG汽车加气站还是民用LNG站，不管是汽车加气还是民用管输气，不管规模、容量大小，LNG站都应有以下完善的使用功能措施：卸车功能、 LNG储存功能、气化功能、 BOG释放及利用功能、紧急情况安全放空功能、通常情况紧迫切断功能、 LNG泄漏溢出后的处理功能等， 还应具有 LNG装车功能， 以保证异常情况 LNG的导出和生产经营需要。 要据实际情况是否设计 BOG再液化系统。 目前国内有些 LNG站运行功能就不完善， 这将为今后 LNG站的安全技术管理留下陷患。4.3 、LNG加气站尚有 可靠的安全措施除 LNG储罐本身具有的安全措施外，工艺管线中要设置安全阀、压力表、紧迫切断阀、 降压调节阀等

14、 安全措施， 消防水池、 消防水泵、LNG储罐喷淋降温设施、 LNG泄漏导出防护设施。 应设置可靠的防雷、防静电设施； 设置必要的保冷措施和燃气加臭措施民用户。此外， 还要设置异常情况下的安全连锁系统。4.4 LNG加气站的储存设备、气化设备、加气设备制造安装质量要精良。 LNG储罐作为 LNG加气站中的关键设备，本身制造质量要到达设计文件、合同文件和国家有关压力容器制造标准、规定的要求， 决不能偷工减料。 LNG气化器、特别是民用LNG站空浴气化器，由于 列管焊口较多，应注意焊口质量，按规程、设计文件要求检验；LNG 的输送设备设施，如LNG气相、液相工艺管道，要选用符合要求的管 材，按要求

15、焊接、检验；低温阀门、阀件也应符合要求。4.5 、LNG加气站的安全技术管理LNG特有的特性和潜在的危险性，要求我们必须对 LNG加气站进行合理的工艺、 安全设计及设备制造， 这将为搞好 LNG站的安全技术管理打下良好的碁础。4.5.1 、LNG加气站的机构与人员配量应有专门的机构负责 LNG加气站的安全技术管理； 同时应配备专业技术管理人员； 还有岗位操作人员均应经专业技术培训， 经考核合格后方可上岗。4.5.2 技术管理4.5.1 、建立健全 LNG加气站的技术档案包括前期的科研文件、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4.5.2 、制定各岗位的操作规程包括 LN

16、G卸车操作规程、 LNG加气机操作规程、 LNG储罐增压操作规程、 BOG储罐操作规程、消防操作规程、 LNG 进出站称重计量操作规程等。4.5.3 、做好 LNG加气站技术改造计划4.6 生产安全管理4.6.1 、做好岗位人员的安全技术培训包括 LNG加气站工艺流程、 设备的结构及工作原理、 岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识、消防器材的使用与保养等，都应进 行培训，做到应知应会。4.6.2 、建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度这也是标准安全行为的前提。 如对长期静放的LNG应定期倒罐并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。4.6.3 、建立运行各类原始记录包括卸车记录、巡检记录

17、、各设备运行维修记录等。4.6.4 建立事故应急抢险救援预案预案应对抢救的组织、 分工、报警、各种事故如 LNG少量泄漏、大量泄漏、直至着火等的处置方法等，应详细明确。并定期进行演练，形成制度4.6.5 、加强消防设施的管理重点对消防水池罐 、消防泵、干粉灭火设施、可燃气体报警器报警设施要定期检修测 ，确保其完好有效。4.6.6 加强日常的安全检查与考核通过检查与考核， 标准操作行为， 杜绝违章操作， 克服麻痹思想。如 LNG的卸车标准，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、卸车、卸车完毕后BOG的回收、槽车离站以及卸车过程中的巡检、卸车台位与进液储罐的安全等等，

18、都 应有一套完整的规程要求。4.7 、设备管理应加强对 LNG加气站的生产设备 储罐、加气设备等的管理。4.7.1 、建立健全生产设备的台帐、卡片、专人管理，做到帐、 卡、物相符。 LNG储罐等压力容器应取得压力容器使用证；设备的使用说明书、合格证、质量明书、监督检验证书、产品竣工图、工 艺结构图、维修记录等应保存完好并归档。4.7.2 、建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准。具体的生产设备应用专人负责，定期维护保养。4.7.3 、强化设备的日常维护与巡回检查LNG储罐：外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汗情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。LNG 加气机、气化器：外观是否清洁； 气化结霜是否均匀； 焊口是否有开裂泄漏现象；安全附件是否正常完好。LNG工艺管线：装卸车管线、LNG储罐出液线保温层是否完好；装卸车及出液气化过程中工艺管线伸缩情况是否正常； 是否有焊口泄漏现象； 工艺管线上的阀门 特别是低温阀门 是否有泄漏现象； 法兰连接处是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。4.7.4 抓好设备的定期检查1、LNG储罐：储罐的整体外观情况周期：一年；真空粉末绝热储罐夹层真空度的测定周期：一年 ；储罐的日蒸发率的测定可通过BOG的排出量来测定周