LNG点供(气化站)工艺设计与运行管理及设备解说

第一篇：LNG点供(气化站)工艺设计与运行管理及设备解说

LNG(液化天然气)已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气城市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，本文拟以近年东南沿海建设的部分LNG气化站为例，对其工艺流程、设计与运行管理进行探讨。LNG气化站工艺流程 1．1 LNG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。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气化站工艺设计 2．1 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[1]。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。．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NF-PA—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[

2、3]，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。

根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11．1mm和12．0mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR，其设计厚度为10．0mm。2．3．4 接管设计

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0Cr18Ni9。

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。

2．3．5 液位测量装置设计

为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置[4]，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85％)、紧急切断(充装量为罐容的95％)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10％)。

2．3．6 绝热层设计

LNG储罐的绝热层有以下3种形式：

①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG槽车和罐式集装箱车。

②正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽，例如立式金属LNG子母储罐。

③真空粉末绝热层。常用的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG储罐通常采用这种绝热方式。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。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0．3％。2．3．7 LNG储罐总容量

储罐总容量通常按储存3d高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对气源的要求是不少于2个供气点。若只有1个供气点，则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。2．4 BOG缓冲罐

对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。2．5 气化器、加热器选型设计 2．5．1 储罐增压气化器

按100m3的LNG储罐装满90m3的LNG后，在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态的0．4MPa升压至工作状态的0．6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162．3℃，气态天然气出增压气化器的温度为-145℃。

设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化器。也可多台储罐共用1台或1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。2．5．2 卸车增压气化器

由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0．6MPa。LNG进气化器温度为-162．3℃，气态天然气出气化器温度为-145℃。2．5．3 BOG加热器

由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min计。以1台40m3的槽车压力从0．6MPa降至0．3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常BOG加热器的加热能力为500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。2．5．4 空温式气化器

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。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。2．5．5 水浴式天然气加热器

当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热[

5、6]。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1．3～1．5倍确定。2．5．6 安全放散气体(EAG)加热器

LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161．5℃，常压下储存温度为-162．3℃，密度约430 kg/m3。当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取-145℃，出加热器气体温度取-15℃。

对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。2．6 调压、计量与加臭装置

根据LNG气化站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。

计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。2．7 阀门与管材管件选型设计 2．7．1 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℃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0Cr18Ni9。2．7．2 管材、管件、法兰选型设计

①介质温度≤-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976—2002)，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，其材质为0Cr18Ni9。法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。

②介质温度>-20℃的工艺管道，当公称直径≤200 mm时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163—1999)，材质为20号钢；当公称径>200mm时采用焊接钢管(GB/T 3041—2001)，材质为Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，材质为20号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 20629—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。2．7．3 冷收缩问题

LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，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℃，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。2．8 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：

①卸车进液总管压力；

②空温式气化器出气管压力与温度；

③水浴式天然气加热器出气管压力与温度；

④LNG储罐的液位、压力与报警联锁；

⑤BOG加热器压力；

⑥调压器后压力；

⑦出站流量；

⑧加臭机(自带仪表控制)。2．9 消防设计

LNG气化站的消防设计根据CB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)LPG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LNG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为0．15 L/(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GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)和GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)选取。3 运行管理 3．1 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。3．2 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≤1℃/min。管道或设备温度每降低20℃，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。3．3 运行管理与安全保护 3．3．1 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0．69 MPa，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。3．3．2 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≤0．3％)，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。

3．3．3 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[7]，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：

①储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。

②先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。

③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。

①将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG分层。

②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：

a．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；

b．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；

c．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。

③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。

④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。3．3．4 运行监控与安全保护

①LNG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。

②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℃。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。

③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。

④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。

⑤天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。

⑥出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。

⑦紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。4 结语

①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。

②LNG储罐的工作压力、设计压力、计算压力分别有不同的定义和特定用途，不能将计算压力误作为设计压力，以免错设储罐安全阀开启压力。

③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。

④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。

⑤为促进LNG的安全利用，应尽快颁布先进适用、符合国情的LNG设计规范。

LNG气化站小编就分别给大家看一下这些设备的图片。

LNG气站全貌

LNG气站卸车台

卸车增压器

BOG复热系统

LNG气站调压系统(1)

LNG气站调压系统(2)

LNG气站空温汽化器(1)

LNG气站空温汽化器(2)

LNG气站液相控制系统(1)

LNG空温气化器2000M⒊

EAG副热放空系统

LNG储罐上进液下进液管道系统

LNG气站远景

LNG气站储气缓冲罐 罐区设备系统

储罐根部阀控制系统

气化器液相入口控制系统

储罐增压系统

调压计量系统

第二篇：LNG气化站天然气储罐安全运行与管理

河北东照能源LNG气化站主要设备的特性

1331581东照能源7712

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。

二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．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。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。

(1)储罐的结构

①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条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片(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300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内外夹层问真空度的测定(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，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的影响。

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。

若出现以上问题应及时协调有关部门处理。2．气化器

(1)气化器的结构

①可承受4级地震和160公里／小时的飓风。②最大允许工作压力为580Psig(40Kg／m。)③流量最大到8000Nm3／h ④一体式设计气化器高度14米，重量大约是7100Kg ⑤气化器由40余个部件组成，均采用美国进口铝合金材料制作，国内组装。连接处使用不锈钢螺栓、铝合金角铁焊接，并经及气体试压、焊缝检查合格后出厂。⑥气化器低温液体自下而上不断气化后，气态介质由顶部流出。管路的对称设计保证了液体在气化器内的均匀流动，各类气化器都有不同的翅片组合形式，翅片的有力组合是为了减少气化器结霜的情况，保证气化效率，常见的组合有：8+12组合，4+8组合的模式。液、气态的流向也不相同，这些设计都是为了提高设备的气化能力和效率。

(2)气化器故障及安全操作

①外观结霜不均匀

②焊口有开裂现象，特别注意低温液体导入管与翅片和低温液体汇流管焊接处的裂纹。

③注意低温液体或低温气体对人体的冻伤，以及对皮表面的粘结冻伤，故在操作过程中务必注意穿戴劳动保护用品。

④气化器在运行过程中如发现设备过渡结冰和周边环境温度下降等情况，请尝试以下几个解决办法：

I减少液体的输入量

II增加气化器的数量

III用热水或者其他手段给气化器化霜

V停止、切换气化器或使用备用气化器 3．低温离心泵

(1)低温离心泵的结构特点为保证LNG储罐内的LNG输出达到次高压16Kg／cm2的压力，在LNG储罐的出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵具有以下几个特点：

①泵体和电机完全浸没在LNG低温介质中，从而杜绝了产品的损失，并保证了泵的快速启动

②真空绝热套使冷损降至极限

③密封剂浸润性设计时维护要求降至最低

④泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸

⑤可变频调速的电机扩大了泵的输出功率和转速的变化范围

(2)低温烃泵的故障及安全维护

①日常操作中不应有异常噪音，几个泵之间比较比较

②定期检查：按说明书要求每4000小时进行维修检查(与供应商联系)③低温储罐最低液位至泵进口管道液位应保持在3米以上的高度

④注意对泵外壳体的保护和对泵的外壳体的清洁工作。

⑤外壳、外壁结霜怀疑为漏真空(泵启动后顶部的结霜为正常)，可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔平常不要打开。4．过滤器

(1)过滤器的结构特点

场站所使用的过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站天然气中的颗粒杂质及水。过滤器的滤芯式可以更换的，更换下的滤芯(指滤网材质为不锈钢)经清洗后可重复使用。过滤器配备压差计，指示过滤器进出口燃气的压力差，它表示滤芯的堵塞程度，过滤器滤芯的精度一般选用50um，集水腔的容积大于12％过滤器的容积。

(2)过滤器的日常维护内容和故障处理

①定期排水和检查压差计读数 ②过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形

③过滤器表面有无油漆脱落

④有无异常噪音及震动

⑤支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动

⑥若过滤器法兰盖出现泄露可能是由于密封面夹杂异物，可将密封面吹扫(吹扫可用氮气)后更换密封垫片。

⑦若接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情况严重的予以更换

⑧过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换

⑨过滤器吹扫或维修后须用氮气试压、置换合格后方可使用。

三、LNG气化站的安全管理工作 1．制定合理的操作规章制度

LNG装卸车操作规程：

·LNG储罐倒罐操作规程

·LNG气化器操作规程

·BOG复热气操作规程

·储罐自增压操作规程

·EAG复热器操作规程

·卸车增压器操作规程

·撬装式调压器操作规程

·BOG计量撬操作规程

·LNG离心泵操作规程

·天然气加臭机操作规程

·中心调度控制程序切换操作规程

·消防水泵操作规程

·LNG气化站管道设备维护保养技术和操作手册 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LNG工艺管线及其设备的日常维护工作 ①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。

②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。

③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。

④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。

⑤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。

⑥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。

⑦LNG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。

⑧LNG场站作为重点危险源，并且已列入政府安全重点防范单位，作为气化站的管理单位应与政府相关部门及时沟通，处理一些问题。

第三篇：Lng气化站设备的安全管理措施---河北东照能源

Lng气化站设备的安全管理措施

安全管理措施研究

（一）安全管理制度措施

1、安全管理机构及人员。安全管理机构与人员是安全管理活动的实际执行者，健全的管理机构和优秀的管理人员是保证天然气供应安全的前提条件，能够有利于的发现天然气供应过程中存在的安全风险，有效处理安全隐患与突发事故。因此，企业应围绕生产运营活动构建多层级的管理机构，实现全面的风险管控安全管理人员充分明确自身岗位责任和企业各岗位职责，按“一岗一责”明确各岗位职责，同时，安全管理机构人员应熟悉掌握天然气供应安全问题的预防与处理措施，在职责范围内做好安全管理工作。

2、安全检查制度。安全检查是保证安全管理工作基本执行规范性的基础条件，在天然气点供站应实行行四级安全检查制度，通过、厂站、分厂、工段、班组的层级细化安全管理工作，实现全过程、全要素、全天候的安全管理。可通过对各场所、设备、操作工序等进行风险因素分析，形成《职业健康安全风险因素分析表》内容，通过安全检查确保各个环节安全风险可控，检查应有检查表格、检查标准、检查记录等控制文件。

3、检查制度及其落实。天然气企业应对安全管理制度的完善性与执行情况进行全面的检查。重点关注安全生产责任制、安全检查制度、安全操作规程、事故应急救援预案等内容。详细考察安全管理活动的实际执行效果，实现安全制度与管理行为二者之间的协调统一，保证管理活动的实效性。

4、检查隐患与整改。通过有效的现场检查，发现天然气供应环节的设备、环境以及人为安全隐患、对可能导致严重问题的危险源进行重点管理，对存在的安全事故隐患进行有效的监控。针对性的提出整改措施，将安全问题解决处理在萌芽阶段。

（二）安全管理技术措施

安全技术管理措施是通过科学规范天然气供应过程的生产操作来实现安全风险的规避，相应安全技术措施的应用能够全面降低事故的发生几率，同时也能全面提升供应效率，具体包括以下几个方面：

1、在天然气供应环节中，应充分保证设备、管道、储罐的密封性，通过设备选型杜绝天然气泄漏事故。

2、在天然气储运环节易出现泄漏的区域如罐区气化区卸车台等区域设置泄漏报警装置，对于可能产生火灾的重点位置设置火灾探测器。在输配系统中对天然气压力、温度、流量、液位的关键参数运用监测仪表实施监测显示，防止气体物理条件变化导致的事故问题。

3、按照规定设置天然气供应场站的防火、防雷体系，相应电气设备的安装参照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》执行

4输配系统管道设备配备防静电设施，同时加设氮气瓶作为吹扫气源。

5、天然气供应场站消防系统完善，罐区附近配备消防水炮及箱式消火栓，在LNG储罐、BOG储罐、卸车台等处设置干粉灭火器。

6、储运环节规范操作，人员配备防护用品，以防止人体与低温物体接触造成冻伤。

（三）天然气供应安全管理预警措施

天然气供应安全预警应针对场站区域的人、物、环境等系列要素进行安全风险监测、识别以及评价。对各等级安全风险因素提供相应的预警信息采取针对性的防治措施。天然气供应安全管理预警主要包括三方面内容，即组织准备、日常监控、危机管理、针对天然气供应的实际内容流程，具体的预警评价指标体系可参照生产过程选择。如液化天然气储存可以建立以库存量为依据的预警指标，并按需要不同，分级采取对策。预警指标的最终确定，应以全面反映天然气供应生产的真实情况为标准，综合协调各部门对于安全管理工作的实际需求，详细参考工艺、设备、物资供应、环保等部门的反馈与建议，最终汇总形成完整的评价体系。在预警措施应用环节，应强调自动化监测技术的应用，通过高水平监测设备的使用实时获取天然气供应环节重点参数信息，借助信息技术软件有效分析评价，并通过专家诊断系统提供相应的处理方案，以此全面提升预警的准确性和处理的合理性。

（四）天然气供应安全管理应急措施

在天然气供应过程中，应急预案的编制是在事故发生初期限制不利影响，按照成熟的事故预想演练处理问题的重要途径。有效的应急措施能够全面降低天然气供应事故问题造成的人员、财产以及环境影响。应急措施的应用包括危险源辨识、应急预案编制以及预案演练等主要内容，其中预案编制包括以下三个阶段：

1、准备阶段。天然气供应应急预案编制阶段，主要是对现有生产流程的梳理，按照安全管理目标确定应急措施的基本原则与方针，围绕目标确定相应的危险源辨识、分析以及控制指标，准备应急资源。具体的内容包括：调查研究，收集资料，危险源辨识与风险评价，应急救援力量评估，提出应急救援的需求，协调各级应急救援机构等。

2、编制阶段。应急预案编制阶段是应急内容的细化，主要按照不同类型事故进行应急措施的类别、层级划分，汇总形成具体执行细则，并不断完善，编制完成最终的应急预案文件。

3、演练评估阶段。此阶段的主要目的是对于应急预案有效性检验，按照应急预案的编制内容组织演练全面评估，修改完善，审查批准和定期评审。

三、结语

综上所述，天然气lng气化站设备的安全管理工作与燃气公司场站安全管理较为接近，在要求上并不会因为点供站的规模较小而降低要求，在实际工作环节中，管理人员应充分考虑点供站液化天然气的实际特征，对风险因素进行有效的分析与风险预估，从制度、技术、预警以及应急等多个层面开展安全管理活动，全面提升安全管理工作的有效性，促进天然气供应效率与安全水平的提升。

第四篇：氯化氢合成与吸收工艺设计及运行总结

氯化氢合成与吸收工艺设计及运行总结

王真贝，黄建成

（江苏扬农化工集团，江苏 扬州 225000）

[关键词]：氯化氢合成石墨二合一

氯化氢吸收

设备选型

运行情况 [摘要]：对扬农化工集团产能扩建项目中盐酸合成工艺的设计过程进行了简要的概述。对于设备选型以及后期运行情况进行了分析，并对生产过程出现的异常现象以及处理办法进行了描述。

Hydrogen chloride synthesis and absorption of process design

and operation summary

Wang Zhenbei*，Huang Jiancheng（Jiangsu Yangnong Chemical Industry Co.,Ltd., Jiangsu Yangzhou 225000，China)[key words]: hydrogen chloride synthetic graphite hydrochloric acid absorption type equipment operation [Abstract]: the design process of the synthesis of hydrochloric acid production capacity expansion project Yangnong Chemical Industry Co.,Ltd., in brief.For equipment selection and post operation are analyzed, the abnormal phenomenon and appeared on the production process and processing method are described.1、前言

盐酸是氯碱化工的主要产品之一，目前盐酸合成工艺多数采用合成和吸收两大操作单元组成。合成炉是制造氯化氢气体或盐酸的主要设备。过去工艺上应用比较广泛的是钢制合成炉，而近期均以石墨合成炉为主。由于石墨材料具有耐腐蚀、耐高温、传热效率高等优点，其应用越发广泛。配合夹套冷却的合成炉可以降低炉内氯化氢温度，提高生产能力，甚至可以利用反应热副产蒸汽。[1]

扬农化工集团氯碱分厂离子膜以及隔膜电解工艺碱产能为12万吨/年，配套产生氯气3.5万吨/年，盐酸工段作为氯气平衡的工段之一，采用氢气和氯气反应生成氯化氢，再用吸收水吸收产生32%盐酸作为产品出售。原来盐酸工段有φ700的合成炉2台，单套产能为1.5万吨/年，为满足集团产能扩大的发展需求，新增1台φ1200的石墨二合一氯化氢合成炉，炉体采用内衬石墨，外体钢制的合成炉，配套吸收系统。此类合成工艺具有以下特点：

1、炉体温度低(530±30)℃；

2、设备寿命长，平均使用寿命约2年；

3、制造及安装方便；

4、吸收效率高；

5、操作弹性较大；

6、系统三废产生量少。

2、工艺设计要求

合成炉选用石墨合成炉。本次设计是在扬农集团多年积累的设计经验、运行的基础上，设计出工艺合理、设备优选、产能以及质量满足要求的φ1200石墨二合一氯化氢合成炉。

3、工艺参数计算

本合成工艺设计按照年产2.5万吨32%盐酸，年生产天数330天计算。合成炉系统工艺由合成炉本体、空冷管道（配马槽通冷水冷却）、石墨冷却器、三级吸收塔、水流泵等部分组成。具体工艺流程见图1。

合成工艺流程图三级吸收塔水流泵冷却水二级吸收塔AT合成氢气缓冲罐 氢气阻火器 氢气阻火器炉氯化氢冷却器一级吸收塔去12#、15#库纯水分配台去6#、11#库去菊酯AT氯化氢分配台串通去1#水流泵去1#吸收水纯水库PP氯气缓冲罐循环水分配台汽液分离器酸性水分配台纯水泵氯气分配台酸性水泵P夹套水分配台05-8-18 图1 盐酸合成工艺流程图

3.1合成系统计算

3.1.1合成炉燃烧体积计算

合成工艺采用合成炉作为氯气和氢气反应的场所，本次设计合成炉是石墨二合一合成炉，采用三层灯头，氯气从中间进入，氢气从二层进入，氢气包裹着氯气安静燃烧，最外围一层淌冷凝酸，那么选取合适的燃烧容积V是保证炉内氯气和氢气混合、燃烧状态良好、火焰垂直向上无散射、无偏烧的先决条件。根据扬农化工集团φ700合成炉设计的成功经验。

33合成炉生产强度取55～95kg(m·h)为宜，本次设计取90kg/(m·h)。经计算单台合成炉燃烧容积y取11.1m。

3.1.2合成炉炉体换热面积计算

合成炉内，氯气和氢气反应生成氯化氢气体，该反应为放热反应，为促进反应向正方向进行，必须及时移出反应热，同时保证生产的安全稳定。散热面积采用下式计算：S=Q/K△

22￡R，式中：S为散热面积，m；K为传热系数，kJ／(m·h·℃)；Q为反应总热量，kJ／h；R为修正系数；△￡为平均温差，℃。根据计算，总移出热量Q=229.56kj/s，总传热系数22K=14.58w/m·℃，平均温差△￡=475℃，修正系数R=1.35，经计算的S为44.8m。3.1.3合成炉其它参数选取

炉体结构为圆柱体。炉体内直径为1.2m，外直径为1.6m，高为20m。灯头：气体3层分布，内为φ100管(氯)，外中φ125管(氢)，炉内上升速度：0 120m/s，工作炉温：(570±20)℃，32炉压：101.3kPa，校核后，取炉体体积V=11.3m，炉体换热面积S=68.3m。3.1.3冷却器选型

氯化氢气体经冷却后(≤108℃),在含有水的情况下,生成盐酸具有强腐蚀性。因此冷却器选择材质为石墨,顾及系统压降及安全选择石墨径向式园块孔冷却器同时它能经受更大压力的冲击,更能耐高温而不易损坏。

按照冷却器气相进口温度为150℃，出口温度为40℃，冷却水进水温度30℃，出水温

2度33℃计算，冷凝器总传热系数为2400Kj/hr·m·℃，冷却负荷为4899814.205Kj/d，冷22凝器面积要求为32.59m，圆整后为33m，选型JXZ-03。

3.2吸收系统计算 3.2.1 吸收塔塔径选取

经计算，吸收系统混合气体体积流量为17489.6618m3/d，液相体积流量为50.94412m3/d，填料选取25mm*25mm*2.5mm的瓷质拉西环以乱堆方式填充。经计算及查乱堆填料泛点线得出泛点气速umax=1.6m/s，空塔气速的适宜值取泛点气速的60%~80%，本设计取u=1.05m/s作为设计气速，计算圆整后，塔径取0.7m。3[2]3.2.2 吸收塔填料高度选取

3工作温度选取30℃，对气相传质系数kyα=0.0116kmol/（m·s），液相传质系数kLα33=0.6732kmol/（m·s），总传质系数KYα=0.01069kmol/（m·s），惰性气体流量V=2085.8925kg/d，溶剂流量L=5044.119kg/d，塔截面积Ω=0.1923m2。通过计算得出传质单元高度为0.4027m，传质单元数为7.37，修正系数取1.5，实装填料高度取4.45m，分三级吸收塔安装。[3]

3.2.3合成一级吸收塔选型

盐酸具有强腐蚀性,径向园块孔降膜吸收塔具有耐冲击,压降小,换热效果好等优点,故选择石墨径向式园块孔降膜吸收塔。

按照吸收塔气相进口温度为40℃，出口温度为40℃，冷却水进水温度30℃，出水温度35℃，淌酸温度45℃，进酸质量分数12.8%，淌酸质量分数32%计算，吸收塔总传热系数为222637.81Kj/hr·m·℃，冷却负荷为26457407.5Kj/d，冷凝器面积要求为33.89m，圆整后2为35m，选型MS-07，吸收效率折合拉西环填料高度2.78m。3.2.4合成二级吸收塔选型

塔类型选择同合成一级吸收塔，按照吸收塔气相进口温度为40℃，出口温度为30℃，冷却水进水温度35℃，出水温度40℃，淌酸温度45℃，进酸质量分数2.2%，淌酸质量分数

212.8%计算，吸收塔总传热系数为2637.81Kj/hr·m·℃，冷却负荷为13205209.99Kj/d，22冷凝器面积要求为28.9m，圆整后为30m，选型MS-06，吸收效率折合拉西环填料高度1.47m。3.2.5合成三级吸收塔选型

按照吸收塔气相进口温度为30℃，出口温度为27℃，淌酸温度32℃，进酸质量分数0%，淌酸质量分数2.2%，以乱推拉西环填料计算，溶剂流量L=5044.119kg/d，塔截面积Ω=0.1923m2。通过计算得出传质单元高度为0.4027m，传质单元数为0.5，修正系数取1.5，实装填料高度取0.31m。

4、结论与讨论

4.1 运行总结

2012年7月14日，合成炉点火成功，经过一系列调试，各项运行指标达到了设计要求：氯化氢体积分数为86.5%~92%，无游离氯；炉压为0.02~0.03MPa；氯化氢出口温度为45~55℃；吸收水转子流量控制范围在0.5m3/h~1.4m3/h；高纯酸比重在1.158~1.160kg/m3，对应的酸浓度为31~32%。

对比之前使用的铁质合成炉，石墨二合一合成炉具有以下优点：

1、石墨材料耐腐性强，使用过程炉体腐蚀小，使用至今没有发现炉体有腐蚀现象，使用周期较铁质合成炉长；

2、生产负荷高，产能大，炉体采用夹套水冷却，冷却效果好，可调控空间大，降低后续吸收系统冷却负荷，查看过去生产记录，目前该合成炉的日产量相当于过去使用的同规格铁制合成炉1.5倍以上；

3、成品酸质量提高，产出氯化氢中含铁量低，产酸质量达标率高，目前生产的高纯酸质量分数为31.2%~32.2%，含Ca2++Mg2+≤200PPm，Fe3+≤500PPm。

4、炉体带有夹套水冷却，内衬石墨，外用钢材，导热效果好，且防腐蚀不易漏，无高温辐射，安全稳定，工作环境得到明显改善。

4.2 存在问题

1、开车初期，由于合成炉进气量大，炉头火焰观察困难，控制进气H2：Cl2=1.15：1较难，容易过氯，造成氯化氢的游离氯在瞬间超标，影响了正常以及操作；

2、开车点火后，塔内炉压容易偏高，导致易熄火的现象，经过逐一排查的办法，发现水流泵抽力较低，如果系统压力有波动，易导致炉内压力高；

3、停车，抽真空，正常检修过程中，出现防爆膜爆裂现象，经过检查发现观察炉火的视镜出漏真空的现象，同时检查炉顶的防爆膜，由于采用利旧的防爆膜，出现了老化的现象；

4、三级吸收塔淌酸管道存在淌酸不畅现象，同时易发生爆鸣，经过检查发现三级吸收塔淌酸管道液封前走向有一定的上扬，导致管内气体难以排出，产生酸封气以及爆鸣的现象。

4.3 整改措施

1、清理观察视镜，方便观察。对氯气进气管道孔板流量计重新核查，由于孔板流量计孔径大小选择偏大，导致流量系数C0变大，同时孔截面积A0增加，导致按照压差调节时精度降低，控制过程容易产生偏差，导致过氯现象。针对现有工况对孔板流量计的孔径重新计算选型，通过计算，将孔板内径由原来的Φ50mm调整到Φ45mm，再根据压力、温度等条件计算孔板流量计出对应刻度的摩尔数，并对三班员工进行培训，严格控制进气比在技控点要求范围内；

2、对水流泵的抽力进行重新计算确定，更换水流泵由原来的配套金属水流泵更换为四氟水流泵，对于看开车点火前水流泵的运行操作进行规范，针对此合成炉的特点，调整炉压技控点指标，保证炉内压力在合理的技控点指标内；

3、对炉头观察炉火的视镜进行紧固，对炉内防爆压力进行核算，选定适宜规格的防爆膜并更换，制定定期工作，增加防爆膜处的巡回点；

4、对液封前的管路进行调整，将原来的上扬趋势改为有一定的向下倾斜趋势，利于将淌酸夹带的气体排回吸收塔，消除淌酸不畅以及爆鸣等安全隐患。

参考文献

[1] 二合一石墨合成炉生产氯化氢运行总结。氯碱工业，2004（7）：30-43。[2] 40t/d氯化氢合成炉设计。氯碱工业，1994（7）：24-27。[3] 化工工艺设计手册（第三版）。北京：化学工业出版社，2003。

[作者简介]王真贝（1989—），男，本科学历，现于江苏扬农化工集团氯碱分厂从事工艺设计及管理工作。

第五篇：民用航空导航设备开放与运行管理规定

民用航空导航设备开放与运行管理规定

交通运输部

民用航空导航设备开放与运行管理规定

中华人民共和国交通运输部令2016年第24号

《民用航空导航设备开放与运行管理规定》已于2016年3月24日经第6次部务会议通过，现予公布，自2016年4月28日起施行。

部长 杨传堂

2016年3月28日

民用航空导航设备开放与运行管理规定

第一章 总 则

第一条为了加强对民用航空导航设备的运行管理，保障飞行安全，依据《中华人民共和国民用航空法》《中华人民共和国飞行基本规则》制定本规定。

第二条本规定所称导航设备是指与民用航空飞行活动密切相关的，为航空器运行提供引导信息与位置数据的仪表着陆系统（包含航向信标、下滑信标）、全向信标、测距仪、无方向信标、指点信标、卫星导航地面设备等地面无线电设备。

第三条本规定适用于民用航空运输机场（包括军民合用机场民用部分）导航设备，以及提供航路、航线使用的导航设备开放与运行管理。

第四条导航设备的投产和特殊开放实行许可管理,定期开放实行备案管理。

第五条中国民用航空局（以下简称民航局）对导航设备开放、运行实行统一监督管理，负责导航设备投产开放的许可和导航设备开放、运行工作的监督检查。

民航地区管理局（以下简称地区管理局）对本地区导航设备开放、运行实行监督管理，负责导航设备投产开放申请的受理与审核、特殊开放申请的许可，并对导航设备定期开放实行备案管理。

第六条本规定中所用部分术语的含义如下：

导航设备的投产开放，是指新建、迁建或更新的导航设备首次投入实际运行的开放使用。

导航设备的特殊开放，是指导航设备经特殊校验后的重新开放使用。

导航设备的定期开放，是指导航设备实际运行后按照规定的飞行校验周期完成校验后的开放使用。

导航设备的关闭，是指导航设备不提供服务。

第二章 导航设备的开放

第一节 投产开放

第七条新建、迁建或更新的导航设备首次投入实际运行，应当进行投产校验，并取得投产开放许可。

第八条申请投产开放许可的导航设备应当满足下列条件：

（一）设备安装符合国家和民航有关规定，并且验收合格；

（二）设备经飞行校验后符合相关的技术规定和标准；

（三）设备试运行结果正常、稳定、可靠；

（四）设备台（站）址已经批准；

（五）设备的频率、呼号已经批准；

（六）设备型号符合民航局有关规定。

第九条申请导航设备投产开放许可，应当向所在地的地区管理局提交下列材料：

（一）按照本规定附件填写的导航设备投产开放申请表和导航设备资料增改表；

（二）飞行校验机构出具的飞行校验报告；

（三）设备台（站）址批复文件；

（四）设备频率呼号批复文件；

（五）设备工程建设竣工验收报告；

（六）设备试运行用户报告和记录数据；

（七）民航局规定需要提交的其他材料。

第十条地区管理局受理申请后，应当在收到申请材料之日起20个工作日内对申请人的申请材料进行初步审查并提出审查意见，并将初步审查意见和申请材料一并上报民航局审核。

第十一条民航局自收到地区管理局上报的申请材料和初步审查意见后20个工作日内，对申请材料进行审核并作出决定。符合条件的，应当在作出决定之日起10个工作日内，将许可决定文件送达申请人并通知受理申请的地区管理局。不符合条件的，不予许可，并将书面决定通知申请人和受理申请的地区管理局。

第二节 特殊开放

第十二条下列情况下导航设备应当进行特殊校验，并取得特殊开放许可：

（一）飞行事故调查需要时；

（二）设备大修、重大调整或重大功能升级，包括设备的工作频率、天线系统、场地保护区域、电磁环境等因素发生改变，或者设备主要参数发生变化、导航完好性监视信号基准发生改变以及其它可能导致系统运行风险增大并无法通过地面测试调整进行有效控制时；

（三）停用超过90天的设备重新投入使用时；

（四）设备维护人员、管制人员、飞行人员等发现设备或信号有不正常现象，不能提供正常导航服务时；

（五）通信导航监视运行保障单位认为有必要进行特殊校验时；

（六）其它需要特殊校验的情况。

第十三条通信导航监视运行保障单位申请导航设备特殊开放，应当向所在地的地区管理局提交下列资料：

（一）按照本规定附件填写的导航设备特殊开放申请表和导航资料增改表；

（二）设备特殊开放的情况说明；

（三）合格的特殊校验报告。

第十四条地区管理局受理导航设备特殊开放的申请后，应当在15个工作日内完成许可，并根据情况作出是否准予开放的决定。符合条件的，应当自作出决定之日起5个工作日内将准予开放的决定文件送达申请人；不符合条件的，不予开放，并说明理由。

第三节 定期开放

第十五条导航设备应当按照规定的飞行校验周期进行定期校验。

通信导航监视运行保障单位应当自定期校验结论作出后10个工作日内将按照本规定附件填写的导航设备定期开放备案表和定期校验报告报所在地的地区管理局备案。

第十六条地区管理局在收到导航设备定期开放的备案材料后，应当在15个工作日内进行核查，对因校验结论限用而影响飞行程序正常使用的情况，应当及时作出是否继续开放使用的结论。同意继续开放使用的，予以备案。不同意继续开放使用的，不予备案，并责令通信导航监视运行保障单位关闭该设备。

第十七条导航设备在规定的飞行校验周期内完成定期校验，结论为合格的，予以备案，可继续使用。

第十八条导航设备定期校验结论不合格的，不予备案。

第十九条导航设备定期校验结论存在限用，但不影响飞行程序正常使用的，予以备案。通信导航监视运行保障单位应当按照校验结论开放使用该设备的同时，通知航空情报服务机构公布其限用范围。通信导航监视运行保障单位应当对导航设备限用状况以及对安全运行造成的影响进行评估，并采取相应措施。

第四节 技术论证

第二十条导航设备开放与运行管理过程中，针对存在重大安全隐患的技术问题，民航局或地区管理局应直接组织或者要求通信导航监视运行保障单位组织专家进行技术论证。

第二十一条在导航设备开放许可审查过程中进行的专家技术论证，其时间不计入审查时限。

第二十二条参与技术论证的专家应当从空管技术专家库中选取。

第三章 导航设备的关闭

第二十三条取得开放许可和批准并处于正常运行的导航设备不得擅自关闭。

第二十四条通信导航监视运行保障单位需要按有关规定和技术标准对设备进行维护、检修，在征得相关运行单位同意后，可以临时关闭设备。但应当提前制定维护、检修计划，尽量缩短设备关闭时间。

通信导航监视运行保障单位临时关闭导航设备前，应当评估其可能造成的影响，制定应急预案并且做好应急准备。

第二十五条导航设备有下列情形之一的，通信导航监视运行保障单位应当立即关闭该设备：

（一）导航设备不能提供正常服务的；

（二）导航设备不能提供准确、连续、可靠的引导信号的；

（三）导航设备超过规定飞行校验周期或者定期校验结论为不合格的。

第二十六条导航设备在实施飞行校验期间应当关闭。

第二十七条本规定第二十四条、第二十五条、第二十六条规定的关闭情形消失后（需申请特殊开放的情况除外），通信导航监视运行保障单位应当立即恢复设备正常运行。

第二十八条导航设备不再提供使用的，应当按照有关规定关闭并撤除。

第二十九条有下列情形之一的，由地区管理局责令通信导航监视运行保障单位关闭相应的导航设备：

（一）未取得导航设备投产开放许可将设备投入使用的；

（二）依照本规定第二十五条，导航设备应当关闭，但通信导航监视运行保障单位未予关闭的；

（三）导航设备应当特殊校验而未进行特殊校验的；

（四）导航设备特殊校验后未经地区管理局许可开放使用的；

（五）导航设备定期校验限用结论影响飞行程序正常使用，不予备案的。

第三十条依照第二十九条第（一）款规定关闭后需要重新开放使用的导航设备，应当按本规定要求申请投产开放许可。

第三十一条依照第二十九条第（二）

（三）（四）

（五）款规定关闭后需要重新开放使用的导航设备，应当按本规定要求申请特殊开放许可。

第四章 导航设备的运行和监督

第三十二条通信导航监视运行保障单位应当保证导航设备运行符合民用航空有关规定和技术标准，保持导航设备的持续适用。

第三十三条遇有下列情况之一，通信导航监视运行保障单位应当及时通知相关运行单位采取相应措施，并通知航空情报服务机构公布：

（一）导航设备的开放、关闭、中断、恢复工作或工作不正常；

（二）导航设备频率、呼号、位置、工作时间或信号覆盖范围的改变；

（三）导航设备处于飞行校验期间；

（四）导航设备飞行校验结论限用，经评估对安全运行造成影响；

（五）其它影响飞行的定期维修活动。

第三十四条民航局和地区管理局通过定期或者不定期方式对导航设备运行情况及导航台电磁环境与场地保护情况实施监督检查。

第五章 法律责任

第三十五条通信导航监视运行保障单位通过隐瞒有关情况、提供虚假申请材料等不正当手段取得开放许可的，由地区管理局对其主要负责人处以500元以上1000元以下罚款，并对单位处以20000元以上30000元以下的罚款，并由民航局依据《中华人民共和国行政许可法》第六十九条的规定撤销其已经取得的许可。

第三十六条通信导航监视运行保障单位违反本规定第四条规定，未取得导航设备开放许可将设备投入使用的, 由地区管理局予以制止，并建议有关单位对直接责任者和相应主管人员给予行政处分。

第三十七条通信导航监视运行保障单位有下列情形之一的, 由地区管理局责令改正，并给予警告；逾期未改正或者造成严重后果的，对其主要负责人处以200元以上1000元以下罚款，并对单位处以20000元以上30000元以下的罚款：

（一）违反本规定第十二条规定，应当进行特殊校验而未进行的；

（二）违反本规定第二十三条规定，擅自关闭处于正常运行的导航设备的；

（三）违反本规定第二十五条规定，导航设备应当关闭未予关闭的；

（四）违反本规定第二十六条规定，导航设备在实施飞行校验期间开放使用的。

第三十八条通信导航监视运行保障单位有下列情形之一的,由地区管理局责令改正，并给予警告；逾期未改正或者造成严重后果的，对其主要负责人处以200元以上1000元以下罚款，并对单位处以10000元以上20000元以下的罚款：

（一）违反本规定第十五条规定，未按照规定的飞行校验周期完成定期校验，未在规定时间内向地区管理局备案或者提供虚假材料进行备案的；

（二）违反本规定第十九条规定，未及时通知航空情报服务机构在航行通告中公布导航设备限用范围的；

（三）违反本规定第二十四条规定，临时关闭设备前未征得相关运行单位同意或未按应急预案做好应急准备的；

（四）未按照本规定第三十二条规定保持导航设备的持续适用的，或在导航设备出现故障时，未及时采取有效措施的；

（五）违反本规定第三十三条规定，未及时通知航空情报服务机构的。

第六章 附 则

第三十九条通用机场导航设备的开放与运行管理参照本规定实施。

第四十条本规定自2016年4月28日起施行。2006年10月20日中国民用航空总局令第172号公布的《民用航空空中交通管理设备开放与运行管理规则》（CCAR-85）同时废止。