每天5000立方LNG气化站方案

5000Nms/dLNG气化站建设技术方案XXXXXX公司2015年5月23日TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"建设原则 1\o"CurrentDocument"工程概述 1\o"CurrentDocument"遵循的主要标准、规范 2LNG气化站工程设计 2LNG气化站项目关键点及重点 12针对储存设施运行管理的措施建议 15\o"CurrentDocument"投资估算 21XXXX有限公司LNG气化站建设工程技术服务项目概述 23\o"CurrentDocument"附件：主要施工方案 31LNG（液化天然气）已成为目前无法使用管输天然气用户的主要气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气用户的补充气源或调峰气源°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。国内LNG供气技术正处于发展和完善阶段，本方案以近年我公司参与建设的部分LNG气化站为例，对其工艺、设计与施工进行总结。建设原则1） 严格执行国家及相关部委制定的有关标准和规范，设计上以安全、可靠为首要考虑前提。2） 在满足技术先进可靠，生产工艺简单，生产稳定的前提下，尽可能节约投资。3） 坚持节能的原则，做好能源的综合利用，提高效率，力求取得良好的经济效益、社会效益和环境效益。4） 建设上应满足消防、安全设计要求。工程概述本工程为工业燃气用户集中供气工程。本气站主体工艺设备包括LNG卸车、储存、储槽增压、气化设施、BOG/EAG气化设备、调压、计量等部分。采取设计院EPC模式。项目装置能力：1）日平均用气量：约5000Nm3/d；2） 高峰小时用气量：约Qh=230Nm3/h；3） 供气出口压力：0.4〜0.5Mpa。遵循的主要标准、规范1） 业主提供的相关资料2） 《建筑设计防火规范》GB50016-20143） 《城镇燃气设计规范》GB50028-20064） 《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058-20145） 《压力管道安全管理与监察规定》（劳动部发<1996>140号）6） 《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-20107） 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-20118） 《工业金属管道设计规范》GB50316-20009） 《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-200510） 《液化天然气的一般特性》GB/T19204-200311） 《建筑给水排水设计规范》GB50015-200312） 《工业企业总平面设计规范》GB50187-201213） 《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002等LNG气化站工程设计LNG理化特性LNG就是液化天然气（LiquefiedNaturalGas）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%左右。

4.2工艺流程图示EAG加热器EAGJicnter放空Vcmiiigj厂增压器BOG储罐4.2工艺流程图示EAG加热器EAGJicnter放空Vcmiiigj厂增压器BOG储罐LBCXitankJ泳浴式光化器.WuUfbiLih^Lpori^Ci管阿f'ipcnetwork图1LNG气化站工艺流程4.3工艺流程简述4.3.1卸车工艺LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用户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（或通过站内设置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。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。卸车增压撬装设备单台增压量300Nma/h，设计压力1.6MPa。4.3.2储存工艺随着储罐内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。本系统采用公称容积为60m3的圆筒形双金属LNG卧式储罐1台（按储存一天用量计）。在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末（珠光砂），然后将该夹层抽成高真空。LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发（日静态蒸发率体积分数W0.3%）,导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0.80MPa的LNG储罐，设计压力为0.84MPa，减压调节阀的设定开启压力为0.76MPa，储罐报警压力为0.78MPa，安全阀开启压力为0.80MPa，安全阀排放压力为0.88MPa。正常操作时LNG储罐的工作温度为-162.3°C，第一次投用前要用-196°C的液氮对储罐进行预冷，则储罐的设计温度为-196C。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06Cr19Ni10，相当于ASME（美国机械工程师协会）标准的304。开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8个接管口。内罐上的接管材质都为06Cr19Ni10。为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口（抽完真空后该管口被封闭）。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。对储罐配选气化量为200Nm3/h的空温式储罐增压气化器1台。4.3.3气化加温工艺空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.3〜1.5倍确定。2〜4台为一组，设计上配置2〜3组，相互切换使用。本系统方案主气化设备为2台(二组)LNG空温式气化器，单台气化量250Nm3/h，设计压力为1.6MPa。主气化器需有足够化霜时间，切换时间为8h/次。在冬季大气温度较低时，本设计采用水浴式加热器过热。(特别是北方地区)BOG工艺BOG来源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体BOG(BoilOffGas)，BOG气体为低温状态，本工程中BOG气体包括：LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体注入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体卸车时注入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体槽车内的残余气体BOG工艺及参数确定低温储罐或槽车在卸车完毕后会有部分气体，这部分气化后的气体如果不及时排出，会使贮罐上部分气相空间的蒸发压力逐渐升高。为保证贮罐的安全，BOG的处理采用减压排出方式，通过降压调节阀根据压力自动排出罐顶的气体（BOG），这部分BOG气体经BOG加热器加热至不小于气温T0°C后，再进入调压装置（管网）。本系统设置1台300Nm3/h空温式气化器，设计压力为1.6MPa。EAG安全泄放工艺天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120C左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，考虑到天然气安全因素，从所有低温槽车的安全阀及低温槽车自升压排放的天然气，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散管组成。低温放散NG经过EAG加热器进行集中加热后，通过放散管高点排放；常温放散NG直接排出。为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定开启压力0.785Mpa。在一些可能会形成密闭的液体管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。本系统设置1台300Nm3/h空温式EAG气化器，设计压力为1.6MPa。4.3.6水浴复热工艺电加热式水浴复热器（参见流程图），当环境温度相对低时，主空温式气化器后需进行二次加热，以确保调压部分使用安全和计量系统的准确系数，本系统设置1台250Nm3/h动力复热器，设计压力为1.6MPa。4.3.7调压、计量装置气化后的天然气经稳压后进入管网，调压采用“2+0（二用无备）”型式，主调压器额定高峰值流量为250Nm3/h，出口压力设为0.4至0.5mpa，双路均配备超高压自动切断功能（若减压后压力超过设定压力，切断阀会自动切断）。4.4工艺配管LNG供气站依据《压力管道监察规程》属GC2级。配管分两个区域，分别是：空温式气化加热器前属低温区ei62°C）、空温式气化加热器后属常温区。低温区管材管件均采用06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管GB/T14976-2012。常温区管材管件采用20#钢无缝钢管GB/T8163-2008。低温区为防止泄漏采用06Cr19Ni10不锈钢低温阀门，常温区采用法兰式燃气专用阀门。管道补偿采用自然补偿方式。配管应按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（GJJ33-2005）进行强度试验和气密性试验。阀门应按要求逐个进行强度和气密性试验，不合格者不得使用。LNG天然气站主要工艺设备1） 储存设备：储存设备为1台低温贮槽，最高工作压力为0.785MPa。2） 主气化设备：本系统主气化设备为2台（二组）空温式气化器，压力3.0MPa。3） 卸车设备:卸车增压器为1台空温式增压器，最高工作压力3.0MPa。4） 贮槽自增压设备：本系统贮槽自增压设备为1台空温式气化器，最高工作压力3.0MPa。5） 气化复热设备：当冬天温度较低时，可利用1台蒸汽加热器复热，保证出口温度不低于+5°C。BOG处理设备：气化站BOG气化器采用空温式气化器，设计压力为3.0MPa。EAG设备：泄放的低温天然气，经过EAG加热器加热后，排放到大气中。加热器采用空温式气化器，设计压力为3.0MPa。调压设备：采用进口调压器调压，模式为2+0。计量设备：采用气体涡轮流量计，量程比1：16,精度为1.5级，流量计表头为机械的字轮显示。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。主路数量为1台，采用“2+0”型式。主要工艺设备一览表序号名称型号及规格数量备注1LNG储罐60m31台含液位计、根部阀、紧急切断阀、压力表等2卸车增压撬QQ-300/1.61台3储罐增压撬QQ-200/1.61台4主汽化器QQ-250/3.02台5BOG加热器QQ-300/1.61台6EAG加热器QQ-300/1.61台复热器QQ-250/1.61台7调压撬250m3/h,2+0模式1台带仪表风系统、放散系统8泄露报警系统泄露、压力、温度，现场声光报警、带远程1套9阀门现场安装所需阀门、低温1批含压力变送器、温度变送

软管3根器10不锈钢管道安装所需不锈钢304管道1套包括低温和常温管材、管件、紧固件、法兰等11管道保温1套12安装储罐安装、管道安装、调试、培训1套13压力容器办证办理开工手续、监检、支付监检费、竣工手续、使用手续1套14压力管道办证办理开工手续、探伤、试压、测漏、材料监检、安装监检、竣工资料、使用资料，所有阀门、阀件资料，资料入册编档1套若需要15试车、遇冷含所需液氮1套16设计设计院签章1套若需要17土建土建基础、围堰、防雷、静电、消防设施1套需方负责18卸车吊装1套需方负责4.6消防设计LNG气化站的消防设计根据CB50028—2006《城镇燃气设计规范》LNG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。在总容积超过50m3或单罐容积超过20m3LNG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度不小于0.15L/(s・m2),喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距着火储罐直径1.5倍范围内的相邻储罐按其表面积的50%计算。水枪用水量按GB50016—2014《建筑设计防火规范》和GB50028—2006《城镇燃气设计规范》选取。站内移动式泡沫消防器材按要求统一配置。4.7给排水LNG站内雨水排放采用自然坡散水，排入站外厂区排水系统。罐区内排水利用坡度坡向罐区一角的水封井，经阀门井、隔油池后，进入厂区排水系统4・8土建整个LNG站区内无其他生产用建筑阻碍通风，主要设备（低温槽车、增压器、空温式气化器、调压装置）均为露天设置。罐区及主要设备场地应为不发火地坪，其他为一般石屑水泥地面°LNG供气站周围道路由建设方总体统一规划。站内回车场地采用现浇C25混凝土地坪，根据实际情况施工时再作地基处理。4.9电气LNG站内用电主要为照明用电。电源由建设方接至站区总配电箱。LNG站内防爆区域依照GB50058-2104《爆炸危险环境电力装置设计规范》划分。站区内所有电气设备均采用防爆连接。4.10工艺控制点的设置LNG气化站的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点的设置包括以下内容：卸车进液总管压力；空温式气化器出气管压力与温度；水浴式天然气加热器出气管压力与温度；LNG储罐的液位、压力与报警联锁；BOG加热器压力；调压器后压力；出站流量；4.11环境保护、安全生产及人员配置1） 本系统在密闭设备中进行，液化天然气由密闭管道输送，故在正常操作条件下无废气排放，仅在事故情况下才有天然气气体高空排入大气。系统无工业污水。2） 为使站内环境空气符合大气标准，不影响四周区域的大气环境，对所有液化天然气的阀门及管配件须进行定期检测，一旦发现泄漏，则必须及时更换阀门及其零配件。3） 主要设备、管道设置安全放散阀，并引至高空放散管进行放散。4） 使用过程中应严格按照有关操作规程进行操作。5） 本项目为工业生产配套供气系统，每日供气24小时。需定员进行日常运行值班、维护、管理等工作。4.12总图根据相关规范要求，LNG属易燃易爆物质，因此LNG站选址应在厂区下风口，自然地势平坦处。LNG储罐和相关设备都需要有一定的安全间距，LNG槽车或罐式集装箱车总长约13-15m，设置足够面积回车场地。所以LNG气化站占地面积约4.5亩（根据设计要求）。LNG气化站项目关键点及重点LNG气化站工艺设计重要性设计决定项目的经济效益当确定了项目的建设方案后，要采用先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益，关键在于工程设计。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（总平面布置、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。本方案采用LNG撬装站技术，撬装设备分别为卸车增压撬、储罐增压撬、加热调压计量撬。其他部分用管路连接。采用撬装化、模块化的设备进行成套设计，有以下显著特点：1） 集成度高：撬装装置的集约性决定了此类产品设计和生产须充分利用有限的空间去达到最佳的配置效果，因此撬装装置结构紧凑，比传统的安装方式可减少占地。2） 可靠性高：撬装设备的生产、组装在工厂内完成，相对于现场来说组装环境情况良好，可以充分利用设备制造商工厂的先进生产设备和先进检测设备。3）节约投资：撬装化的生产方式使LNG站的批量化生产成为了可能，批量化生产可降低撬装设备的成本，包括组成设备的购置成本、材料使用量的节约成本、安装成本，为最终的用户节约了投资。缩短建设周期：撬装设备将使现场的安装量减到最小，大大缩短了项目建设周期。安装简便：撬装气化站的系统化设计将使各撬装设备模块的现场安装和组对极为简便。操作简便：撬装设备的设计、生产的可控制性，可充分简化其操作程序，有利于运营中的安全生产。5.3阀门与管材管件选型设计阀门选型设计工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196°C的低温性能。常用的LNG阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为06Cr19Ni10。管材、管件、法兰选型设计介质温度W-20C的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T14976—2012)，材质为06Cr19Ni10。管件均采用材质为06Cr19Ni10的无缝冲压管件(GB/T12459—2005)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG20592—2009)，其材质为06Cr19Ni10。法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为06Cr19Ni10。介质温度＞-20C的工艺管道，当公称直径W200mm时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163—2008)，材质为20号钢；当公称径＞200mm时采用焊接钢管(GB/T3041—2002)，材质为Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T12459—2005)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG20592—2009)，材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG20629—97)。LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防腐处理。冷收缩问题LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为06Cr19Ni10，虽然其具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达0.003。站区LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180°C，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。针对储存设施运行管理的措施建议6.1运行基本要求LNG气化站运行的基本要求是：①防止LNG和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物。②消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对LNG工艺系统与设备进行消防保护。③防止LNG设备超压和超压排放。④防止LNG的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。6.2工艺系统预冷在LNG气化站竣工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道进行干燥、预冷、惰化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控制管道或设备的冷却速率W1C/min。管道或设备温度每降低20C，停止预冷，检查系统气密性和管道与设备的位移。预冷结束后用LNG储罐内残留的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道，最后用LNG将储罐中的液氮置换出来，就可正式充装LNG进行供气。6.3安全管理工作1） 制定合理的操作规章制度2） 建立台帐、设备有关技术资料和各类原始资料◊维护记录◊巡查巡检记录◊进出人员管理资料◊各类操作记录◊应急演练记录◊安全活动记录3） 编制天然气管线、场站事故应急预案预案依据国家、省、市、政府有关法律、法规及相关规定，并结合企业的制度及实际情况，预案应分别有事故不利因素的分析、危害、分级、事故处理响应的等级、处理的程序及后期处理，并经常开展不同等级的事故演练和对抢修装备的检查，对大型的演练要联合当地的公安消防、安全管理部门一道进行。4） 严格执行上岗考试制度各类操作人员独立操作前必须经过公司有关部门组织的考试，成绩合格方可独立上岗。5） 加强对消防设备和防雷防静电设备的检查和管理加强对LNG气化站防雷、防静电设施的定期抽查和维护保养工作；重点对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器的检查。可燃气体报警设备需定期保修，确保其完好有效。6）建立LNG场站设备等维护保养制度。加强对LNGX艺管线及其设备的日常维护工作6.4运行管理与安全保护LNG储罐的压力控制正常运行中，必须将LNG储罐的操作压力控制在允许的范围内。华南地区LNG储罐的正常工作压力范围为0.3〜0.7MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高15%。例如：当LNG用作城市燃气主气源时，若自增压阀的开启压力设定为0.6MPa，自增压阀的关闭压力约为0.69MPa，储罐的增压值为0.09MPa。储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上的自动减压调节阀的定压值（前压）限定。当储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证0.05MPa以上的压力差。考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。LNG储罐的超压保护LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发（日静态蒸发率体积分数W0.3%），导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0.80MPa的LNG储罐，设计压力为0.84MPa，减压调节阀的设定开启压力为0.76MPa，储罐报警压力为0.78MPa，安全阀开启压力为0.80MPa，安全阀排放压力为0.88MPa。LNG的翻滚与预防LNG在储存过程中可能出现分层而引起翻滚，致使LNG大量蒸发导致储罐压力迅速升高而超过设计压力，如果不能及时放散卸压，将严重危及储罐的安全。大量研究证明，由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚：储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。先充注的LNG由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。要防止LNG产生翻滚引发事故，必须防止储罐内的LNG出现分层，常采用如下措施。将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG分层。为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，采取以下充注方法：槽车中的LNG与储罐中的LNG密度相近时从储罐的下进液口充注；槽车中的轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐的下进液口充注；槽车中的重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，从储罐的上进液口充注。储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的LNG与原有LNG充分混合，从而避免分层。对长期储存的LNG,采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。6.4.4运行监控与安全保护LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台LNG储罐的进液管和出液管上均装设气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液管路。在进液管紧急切断阀的进出口管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。气化器后温度超限报警，联锁关断气化器进液管。重点是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达到额定负荷时气化器的气体出口温度比环境温度低10°C。当气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器的控制。在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速关闭进、出口电动阀。选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。天然气出站管路均设气动阀，可在控制室迅速切断。出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。6.4.5日常维护注意对工艺管线保冷层的保护和工艺管线的各类阀门等的检查，仪器仪表接线盒、接线柱的检查，管道支架、操作平台的日常维护工作（涡轮流量计的定期加油，管道绝缘法兰静电绝缘的检测），工艺管道如液相管都向液体流动的方向具有一定坡度，坡度的大小依设计而定，而气相管一般没有坡度。注意工艺管道活动支架的正常滑动。日常检查常开阀门如安全阀根部阀、调压阀、紧急切断阀、单向阀和常闭阀门如排空阀、排液阀的运行状态。场站内有平焊法兰和对焊法兰，两者分别用于中压和高压管道，平焊法兰又称承插法兰，对焊法兰又称高颈法兰。保持工艺管道的畅通，防止憋液、憋气。注意储罐满罐的溢出和BOG排出鼙的变化。注意管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力，使管道发生弯曲现象。日常巡检过程中应给予注意。对工艺管道腐蚀现象应给予注意，在日常维护中注意防腐和补漆。对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用。定期对安全附件、安全阀和仪表的效验并做好记录。对LNG气化站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器仪表的检查维护保养相关事宜认真查看产品说明书、向供应商和产品维护单位咨询。按要求做好维修方案和现场记录工作。LNG场站应备有低温深冷的防护劳保用品，应有驱散大气中冷凝气体的设备，如大型风机。6.4.6其它操作中应优先采用增压调节阀的自动开关功能实现储罐的自动增压。若自增压阀关闭不严，增压结束时必须将增压气化器进液管根阀关闭。采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全措施保护储罐时，其压力设定由低到高依次为：减压调节阀定压值、压力报警定压值、安全阀定压值。在满足LNG储罐整体运输与吊装要求的前提下，提高单罐公称容积、减少储罐数量、简化工艺管路和减少低温仪表与阀门数量，是合理降低LNG气化站造价的有效措施。投资估算LNG气化站项目投资估算范围包括站内的储运设施、电气、仪表自控、消防、给排水、建筑及总图等。本项目建设投资合计为 万元，其中：设备及材料购置费： 万元安装工程费： 万元建筑工程费： 万元勘察设计费： 万元生产职工培训费： 万元其它费用： 万元预备费用：万元

XXXX有限公司LNG气化站建设工程技术服务项目概述8.1公司简介8.2项目管理的内容项目管理包括策划、勘察、设计、采购、施工、试运行、竣工验收和移交等阶段，对工程项目组织实施进行全过程或若干阶段的管理和服务。包括以下内容。1） 协助业主方进行项目前期策划，经济分析、专项评估与投资确定。2） 协助业主方办理土地征用、规划许可等有关手续。3） 协助业主方提出工程设计要求、组织评审工程设计方案、组织工程勘察设计招标、签订勘察设计合同并监督实施，组织设计单位进行工程设计优化、技术经济方案比选并进行投资控制。4） 协助业主方组织工程监理、施工、设备材料采购招标。5） 协助业主方与工程项目总承包企业或施工企业及建筑材料、设备、构配件供应等企业签订合同并监督实施。6） 协助业主方提出工程实施用款计划，进行工程竣工结算和工程决算，处理工程索赔，组织竣工验收，向业主方移交竣工档案资料。7） 生产试运行及工程保修期管理，组织项目后评估。8） 项目管理合同约定的其他工作8.3综合型设计院作为项目管理单位的优势工程项目管理，实际上是设计工作的自然延伸，若项目管理公司具有设计能力，对于工程项目来说从项目的可行性研究到初步设计直到施工图设计这一整个施工前的过程中，管理公司始终占有主导地位，工程项目的总造价、总工期、具体项目的实施程序及施工中的主要项目的控制点等工程实施要点几乎全在这一阶段被大体确定和得以明确。综合型设计院可以利用其技术密集及先进的管理模式等优势对工程项目从设计阶段就开始控制，做到提前控制。从项目的根本上着眼，大处着手，对项目的运行采取全盘、系统的管理。所以，具备设计能力的综合型设计企业充当项目管理主体具有更多的优势。8.3.1有利于控制工程造价，为业主节约成本1） 初步设计及施工图设计阶段具有限额设计的优势限额设计就是按照批准的可行性研究报告及投资估算控制初步设计，按批准的初步设计总概算控制技术设计和施工图设计，同时各专业在保证达到使用功能的前提下按分配的投资限额控制设计，严格控制不合理变更，可保证总投资额不被突破。2） 可进行优化设计的优势优化设计是指以系统工程理论为基础，应用现代数学成就一最优化技术和借助计算机技术，对工程设计方案、设备选型、参数匹配、效益分析、项目可行性等方面进行最优化的设计方法。3） 对工程造价进行动态管理的优势设计师会同造价工程师能对造价计划执行中所出现的问题进行分析研究，并及时采取补救措施，这种强调项目实施过程中的造价管理的做法，体现了造价控制的动态性，并且重视造价管理所具有的随环境、工作进行以及价格变化而调整造价控制标准和控制方法的动态特征。8.3.2有利于工程设计的改进和技术创新1）设计院有接受先进技术快和科研力量强的优势科学技术就是生产力，在当今社会，高新技术日新月异，谁先掌握先进技术，谁便首先拥有这个市场。设计院不仅可把先进技术如新材料、新工艺、先进的施工组织设计方案、先进的施工方法，应用在设计和施工中，而且在加强科研力量，研发先进工艺、先进的施工方法等方面设计院也是走在前面的。2） 信息广的优势由于设计院各专业均同设备生产厂家联系紧密，收集各种新式的、老式的设备的性能、质量、价格的数据，建立设备材料数据库系统；收集已完成的单项工程的经济和技术指标，建立工程单位造价数据库系统。可为今后工程的报价提供计算或预测的依据，也为今后工程结算、设备材料的采购等提供了信息资源。3） 设计人全程参与项目管理的优势以往设计院只做设计，设计工程师很少参与采购、施工过程。由设计院为业主提供项目管理服务，设计工程师参与采购、施工、调试全过程，与相关市场密切接触，对制造和施工中的技术要求更加清楚，并能直接将发生的问题和教训运用到后续工程设计的持续改进中，可以使工程设计水平不断提升。8.3.3有利于提高项目的整体管理水平1） 整体调控的优势设计院可以发挥对项目进行整体调控的优势，能充分把握项目全过程、全方位的进展情况；能通过专业的细致分析管理，最大限度地将进度、费用、质量、安全结合在一起实现资源优化组合，从而使进度、费用、质量、安全控制在既定的目标值范围内。2） 人才优势项目管理需要懂设计、采购和施工管理、工程商务、善于沟通的复合型人才，才能提高项目总体实施水平，加快与国际接轨的步伐。在大型勘查设计院中，这类复合型人才则是曾出不穷。3）经验优势综合型设计院一般都有多年的历史，设计过众多的大型工程项目，在工程项目建设中，设计院发挥着关键的作用，在社会上的影响力颇大。设计院对于建设工程运作的全过程都很熟悉，对于与参