LNG加气站的工艺流程

第一篇：LNG加气站的工艺流程

一、LNG加气站工艺流程

设计LNG加气站的工艺流程分四个步骤：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程

1）卸车流程：把集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站储罐内。此过程可以通过三种方式

实现。

（1）通过卸车增压器卸车

（2）通过浸没式加气泵卸车

（3）通过增压器和泵联合卸车。本加气示范站采用第三种方式。选用设备规格为：卸车增压 200Nm3/h，浸没式泵流量40～200l/min，压力0.2～1.2Mpa.实际工作时卸一台标准集装箱的时约为1.8小时。该方式优点 是缩短 了卸车时间，缺点是耗能、在卸液快完时如不注意泵容易遭害、工艺流程相对复杂。笔者认为：

三种卸车方式 中应首选第一种，采用储罐上、下进液同时进行的方式。该方式优点是：简单、不耗能。缺点是卸车时间长，卸 一台标准集装箱时间约为2.5～3.0小时。建议在加气站场地许可的情况下，加大卸车增压器。如选用300NmVh 的卸车增压器，则卸一台标准集装箱的时间约为2.0小时。第二种卸车方式不建议采用。

2）调压流程：由于目前汽车上的车载瓶本身不带增压器，因此车载瓶中的液体必须是饱和液体。为此在给汽车加液 之前首先对储罐中的LNG进行调压，使之成为饱和液体方可给汽车加气。调压方式也有三种。

（1）通过储罐压力调节器调压

（2）通过泵低速循环进行调压

（3）通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行调压。第一种方式优点是工艺、设备简单、不耗能。缺点是调 压时间长。LNG加气站储罐调压与LNG气化站储罐调压原理不同，LNG气化站储罐调压采用气相调压，目的是只要得到所需压力的LNG即可。而LNG加气站储罐调压是要得到一定压力的饱和液体，只能进行液相调压。故采用同规格的压力调节器对同样的储罐调节同样的压力需要的时间却大不一样。实际工作时测得：采用200Nm讥的压力调节器对50m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5Mpa时所需时间为8～10小时，依外界气候的温度不同而异。这对汽车加气带来很大不便。储罐调压应采用第三种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，可能的话还应增大其规格。这样，虽然增加了投资、能耗，但大大缩短了调压时间，理论上计算可在3.0～4.0小时实现，从而确保加气时间。如单采用第二种方式其调压时间仍为偏长。

3）加气流程：储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气，加气压力为1.6Mpa.在给车载瓶加气前首 先应给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。目前，该部分气进行放空处理。建议在以后的加气站中，增 设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。4）卸压流程：在给储罐调压过程中，储罐中的液体同时在不断的蒸发和气化，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大，当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。目前，该部分气体进行放空处理。建议在以后的加气站中，该部分气体通过调压后送人附近市政管网系统。

二、LNG加气站设计

依据规范目前，国内还未出台LNG的相关设计、施工和验收规范，在LNG气化站设计中，行业

普遍认可的是参照 LPG相关规范。其理论依据是基于LNG和LPG的特性参数。LNG的主要成分为 CH4，LPG的主要成分为C3H6C4Hs。同时LNG处于-162℃的深冷、常压储存状态，规范中参照执 行的LPG是处于常温、压力储存状态，因此 LNG与LPG比较，在理论上是较为安全的。

而在LNG汽车加气站设计中，如与LNG气化站一样，参照LPG的相关规范，这在寸土寸金的市区 建设LNG加气站没有占地上的优势，而且，本站作为示范站，其意义就是将来为制定LNG加气站设计规范提供理论和实践上的依据，如仍套用LPG的相关规范，则失去了其示范的意义。

由LNG的性质，可以看出它作为车用燃料还有如下的特点和优势：

1）能量密度大汽车续驶里程长，同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的2.5 倍。目前国外大型LNG货车一次加气可连续行驶1000～1300km，非常适合长途运输的需要。国内410升钢瓶加气一次在市区可连续行驶约400km，在高速公路加气一次可连续行驶约 700Km以上。

2）运输方便由于是液态，LNG便于经济可靠地远距离运输，建设CNG汽车加气站不受天然气

管网的制约。在陆上，通常用20～50m3（相当于12000～30000Nm3天然气）的汽车槽车象 运输汽油，柴油那样将LNG远送到LNG汽车加气站，也可根据需要用火车槽车。在海上，通 常用大至12～13万m3的 LNG轮船，进行长途运输。

3）组分纯，排放性能好，有利于减少污染，保护环境LNG由于脱除了硫和水分，其组成比CNG

更纯净，因而LNG汽车的排放性能要优于CNG汽车。与燃油车相比，LNG汽车的有害排放 降低约85%左右，被称为真正的环保汽车。

4）安全性能好LNG的燃点为650℃，比汽柴油、LPG的燃点高，点火能也高于汽柴油、LPG，所以比汽柴油、LPG更难点燃，LNG的爆炸极限为5～15%，且气化后密度很低，只有空气 的一半左右，因而稍有泄漏即挥发扩散，而LPG的爆炸极限为2.4～9.5%，燃点为466℃，且气化后密度大于空气，泄漏后不易挥发，汽油爆炸极限为1.0～7.6%，燃点为427℃，柴油 爆炸极限为0.5～4.1，燃点为260℃，由此可见，LNG汽车比LPG、汽油、柴油汽车更安全。

三、价格分析

1）LNG价格根据用户与资源供应地的实际地理位置，LNG的陆上运输距离大体可分为近距离

（200km以内），中远距离（200-1000km）、远距离（1000～3000km），与此相对应的LNG 运输价格相应约为0.3元/Nm3，0.7元/Nm3、0.9元/Nm3.这是对公路运输而言，如采用铁路 运输，则远距离运输价格可大大降低。

2）LNG汽车经济性根据天然气燃烧特性和运行试验结果，1Nm3的天然气的行驶里程等效于1.2

升燃油，目前汽柴油价格在3.45-4.0元／升之间，如天然气零售价按3.0元/Nm3计算时，使 用LNG作燃料比燃油便宜27.5%～34.2%.每车按年运行60000～80000km计算时，中型车 耗油约13200～17600升，大型车耗油20400～27200升，以当前油价计算，使用LNG时分 别可节约燃料费为14761～19682元和22813～30418元，汽车行驶路程越长，则越节约燃料 费用。LNG汽车改装件投资略高于CNG汽车，若采用国产储罐改装件，中型车投资约为2.5 万元，重型车约为3.5万元，则改车投资回收期约为1.4～2.0年。根据天然气汽车的特点，使用天然气时还可延长发动机寿命，降低发动机的维修费用50%以上，因此 LNG汽车的实际 投资回收期比上述投资回收期短30%，一般在投用1.5年之内即可收回投资。

3）LNG加气站效益初步分析LNG汽车加气站规模可大可小，投资额差异大，以一座日售气

2.2×104Nm3LNG（年售气800×104Nm3）加气站为例，如以采用国产设备为主，总投资约 420万元（不含征地费、常规地质情况），年耗动力约3万kW，人员为8人（与加油站合建 时人可不增加）。则年总经营成本约为2081万元，当LNG进价与零售价价差保持0.40元/Nm3 时，年利润约为154（税后）万元，约2.7年可收回投资（税后）。

综上所述，LNG汽车具有经济、安全、环保、适用、方便、机动等优势，是天然气汽车的发

展方向，同时也是城市规模化发展天然气汽车的理想途径。

四、问题和结论

1）由于国内规范的滞后性，目前，LNG汽车加气站执行《液化天然气（LNG）生产、储存和装

卸标准》NFPA59A-2001和《汽车用液化天然气（LNG）供气系统标准》NFPA57-1999的标 准有很大难度，需做不少协调工作。

2）由于二个LNG加气站调试运行的时间还不长，故本文中的一些试验数据随着进一步的调试运 行可能会有变化。

3）根据二个加气示范站的试验效果，国产LNG加气机的质量有待提高，同时需做进一步的研发

工作。

4）根据二个加气示范站的试验效果，LNG汽车最适用于600Km范围内的城市区间车运行，其

次适用于城市公交车运行。

第二篇：LNG加气站工艺流程

LNG加气站工艺流程

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。1 卸车流程

LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作，LNG的卸车流程主要有潜液泵卸车方式

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LNG卸车的工艺流程见图1。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。

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。

LNG液体经LNG储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压以后进入增压气化器气化，气化后的天然气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。

3加气流程

在加气流程中由于潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短，成为LNG加气站加气流程的首选方式。

第三篇：LNG加气站工艺流程

LNG加气站工艺流程

LNG加气站工艺流程：

① 卸车流程

由加气站LNG泵将LNG槽车内LNG卸至加气站LNG储罐。

② 加气流程

储罐内LNG由LNG泵抽出,通过LNG加气机向汽车加气。

③ 储罐调压流程

卸车完毕后,用LNG泵从储罐内抽出部分LNG通过LNG气化器气化且调压后进入储罐,当储罐内压力达到设定值时停止气化。

③ 储罐卸压流程

主要是指在卸车、加气以及加气站的日常运行过程中，当储罐压内的压力随着BOG的产生逐渐增大，安全阀打开,释放储罐中的蒸汽,降低压力,以保证储罐安全。

下图为LNG加气站的工艺流程框图：

L-CNG加气站工艺流程：

① 卸车流程。

由加气站LNG泵或加气站的CNG储气装置中的部分气体通过调压阀将LNG槽车内LNG卸至加气站LNG储罐。

② 加气流程。

LNG液相高压泵从LNG储罐内抽取LNG进行加压，进入LNG高压气化器后进入CNG储气装置。CNG储气装置的天然气通过CNG售气机向CNG汽车加气。

③ 储罐泄压流程。

当CNG储气装置内压力超过某一设定压力值时，安全阀自动打开，释放储气装置内的气体，降低压力以保证安全。

下图为L-CNG加气站的工艺流程框图：

第四篇：LNG加气站工艺流程（范文）

LNG汽车加气站的基本构成

LNG汽车加气站主要由LNG槽车、LNG储罐、卸车/调压增压器、LNG低温泵、加气机及LNG车载系统等设备组成。LNG汽车加气站一般分为常规站和橇装站。

① 常规站：建在固定地点，LNG通过卸气装置，储存在LNG储罐中，采用加气机给汽车加LNG。

② 橇装站：将加气站相关设备和装置安装在汽车或橇体上，工厂高度集成，便于运输和转移，适用于规模较小的加气站。2 LNG汽车加气站的工艺流程

LNG汽车加气站的工艺流程分为卸车流程、调压流程、加气流程及卸压流程4个步骤[1]。

① 卸车流程

将集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG汽车加气站储罐内，有3种方式：增压器卸车、浸没式低温泵卸车、增压器和低温泵联合卸车。a.增压器卸车

通过增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程给槽车增压，所以卸完车后需要给槽车减压0.2～0.3MPa，需排出大量的气体。b.浸没式低温泵卸车

将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通，通过低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。c.增压器和低温泵联合卸车

先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器适当增大槽车的气相压力，用低温泵卸车。

第1种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单；缺点是产生较多的放空气体，卸车时间长。第2种卸车方式的优点是不产生放空气体；缺点是耗能，工艺流程相对复杂。第3种卸车方式与第2种卸车方式相比，卸车时间相差不多，缺点是耗电能，也产生放空气体，流程较复杂。一般工程上选用第2种卸车方式。

② 调压流程

LNG汽车发动机需要车载气瓶内的饱和液体压力较高，一般为0.52～0.83MPa，而运输和储存时LNG饱和液体的压力越低越好。因此，在为汽车加气之前，需使储罐中的LNG升压以得到一定压力的饱和液体，同时在升压的过程中饱和温度相应升高。升压有3种方式：增压器升压、泵低速循环升压、增压器与泵低速循环联合升压。这3种方式各有优缺点，应根据工程的实际需要进行选用。

③ 加气流程

储罐中的饱和液体LNG通过低温泵加压后经过计量由加气机给汽车加气，分为单线、双线加气。当车载储气瓶压力较低时，车载储气瓶采用上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使气瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。当车载储气瓶压力较高时，采用双线加气，通过回气管，将车载储气瓶内的气体回收至LNG储罐中。④ 卸压流程

由于系统漏热，LNG气化导致系统压力升高，或者在使储罐升压过程中，储罐中的液体不断地气化，这部分气化了的气体如不及时排出，会导致储罐压力越来越大。当系统压力大于设定值时，通过BOG回收系统或者打开安全阀，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。调饱和压力和不调饱和压力

液化天然气的饱和压力是在给定压力下，与液相平衡的蒸气压力。LNG饱和压力、密度随饱和温度的变化见图1，由图1可知：

① 在给定温度下，液化天然气对应一定的饱和压力，不同温度下，液化天然气的饱和压力不同。

② 调压过程中，饱和温度越高，LNG的对应饱和压力也越高，LNG的密度越小。

LNG汽车加气站调饱和压力是把储罐内的液化天然气饱和压力调至所需要的饱和压力，再将液化天然气加注给汽车，而不调饱和压力是直接将储罐内的液体加注给汽车。调饱和压力和不调饱和压力的工艺流程见图2。

3.1 调饱和压力

采用调饱和压力的技术路线与国内已经投入使用的LNG汽车相匹配。通常LNG储存在温度为-161℃、压力约为0.1MPa的低温储罐内，LNG汽车加气站以0.6～0.8MPa的压力将LNG加注到车载储气瓶中。0.6～0.8MPa是天然气发动机正常运转所需要的压力[2]，为达到此压力，需要将LNG进行调压以得到饱和液体，同时在升压的过程中饱和温度相应升高。LNG汽车加气站每次给汽车加气都需调饱和压力，由于温度升高，LNG储罐中的液体不断地气化，这部分气化了的气体即为BOG，调饱和压力的次数越多，产生的BOG越多，当储罐压力大于设定值时，BOG需要被释放掉，以保证储罐的安全。

LNG汽车加气站中的常规站一般都设置BOG回收系统，而橇装站通常不设置BOG回收系统，直接把气体放散到大气中。BOG回收系统可以把BOG通过调压计量后送入附近的燃气管网中，减少经济损失。无论是否设置BOG回收系统，这部分损失的气体对LNG汽车加气站在经济方面的影响均比较大，增加了LNG汽车加气站的运行成本。3.2 不调饱和压力

随着LNG汽车车载储气瓶技术的不断改进，研发出了LNG汽车自带增压系统，可以采用自然压力给LNG汽车直接加气，LNG汽车通过自带增压系统，使LNG达到天然气发动机正常运转需要的压力。因此，LNG汽车加气站可以不调饱和压力，大大减少BOG的放散，提高LNG汽车加气站的经济效益。采用不调饱和压力的技术路线是今后LNG汽车加气站的发展方向，有广阔的发展前景。从近几年的实际运行情况可以看出，LNG汽车加气站不调饱和压力的技术路线，解决了BOG损失大的问题，为LNG汽车加气站的发展提供了保障。4 结语

LNG汽车加气站作为LNG汽车技术的一个子系统，其工艺流程把LNG运输、卸车、储存、装卸、加液及加气回流等作为一个大的系统来设计，避免了LNG运输、加液和车用系统的不匹配问题。LNG汽车加气站的工艺流程中，是否调饱和压力应根据实际情况而定，但是不调饱和压力的技术路线是今后的发展方向。随着LNG汽车加气站的高速发展，LNG汽车加气站的工艺流程会不断改进优化，从而减少天然气的损耗，满足LNG产业的需要。

第五篇：LNG加气站工艺流程及安全管理

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。若城镇处于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规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。1）储罐的结构

①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。

②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）。

③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。

④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。

⑤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集传送终端。2）低温储罐的故障及维护 ①内外夹层间真空度的测定（周期一年）

②日常检查储罐设备的配套设施。

③储罐基础观察。

④安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。

⑤储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。

⑥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）

⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。若阀芯不能关闭，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,一般将泵出口压力设置为1.2 MPa,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，液层表面也开始蒸发，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）

不论是LNG汽车加气站还是民用LNG站，不论是汽车加气还是民用管输气，不论规模、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、通常情况紧急切断功能、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、紧急切断阀、降压调节阀等安全措施，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，本身制造质量要达到设计文件、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LNG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

这也是规范安全行为的前提。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、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，规范操作行为，杜绝违章操作，克服麻痹思想。如LNG的卸车规范，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，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）（周期可长可短，但发现日蒸发率）突然增大时应找出原因，立即解决；储罐基础牢固、变形情况（周期：三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。同时，应检查储罐的原始运行记录。

2、LNG加气机、气化器：

外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。检查周期：一年。

4.8、LNG工艺管线：

根据日常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运行状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷情况；

4.9、安全附件：

对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、等进行检验。检验周期：安全阀一年，压力表半年。4.10、其他：

防雷、防静电设施的检验一年一次。其他设备、设施也应及时定期检查。