液化天然气气化站的安全设计

第一篇：液化天然气气化站的安全设计

液化天然气气化站的安全设计

作者：石志俭，„

文章来源：燃气技术专题的博客

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更新时间：2010-5-7 概述

液化天然气气化站(以下称LNG气化站)，作为中小城市或大型工商业用户的燃气供应气源站，或者作为城镇燃气的调峰气源站，近年来在国内得到了快速发展。

LNG气化站是一种小型LNG接收、储存、气化场所，LNG来自天然气液化工厂或LNG终端接收基地，一般通过专用汽车槽车运来。本文仅就LNG气化站内储罐、气化器、管道系统、消防系统等装置的安全设计进行探讨。LNG储罐

2.1 LNG储罐的工艺设计

LNG储罐是LNG气化站内最主要的设备。天然气的主要成分甲烷常温下是永久性气体，即在常温下不能用压缩的方法使其液化，只有在低温条件下才能变为液体。LNG储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃[1]。

LNG气化站内150m3及以下容积的储罐通常采用双层真空绝热结构，由内罐和外罐构成，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢。内罐和外罐之间是由绝热材料填充而成的绝热层。当外罐外部着火时绝热材料不得因熔融、塌陷等原因而使绝热层的绝热性能明显变差。

目前生产厂家所用的绝热材料一般为珠光砂，填充后抽真空绝热。为防止周期性的冷却和复热而造成绝热材料沉积和压实，以致绝热性能下降或危及内罐，宜在内罐外面包一层弹性绝热材料(如玻璃棉等)，以补偿内罐的温度形变，使内外罐之间的支撑系统的应力集中最小化。支撑系统的设计应使传递到内罐和外罐的应力在允许极限内。

储罐静态蒸发率反映了储罐在使用时的绝热性能，其定义为低温绝热压力容器在装有大于50%有效容积的低温液体时，静止达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量与容器的有效容积下低温液体质量的比值。一般要求储罐静态蒸发率≤0.3%[

1、2]。除绝热结构外，储罐必须设计成可以从顶部和底部灌装的结构，以防止储罐内液体分层。

2.2 LNG储罐的布局

根据GB

50028—2006《城镇燃气设计规范》的规定，储罐之间的净距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m。储罐组内的储罐不应超过两排，储罐组的四周必须设置周边封闭的不燃烧实体防护墙，储罐基础及防护墙必须保证在接触液化天然气时不被破坏。LNG罐区的设计应通过拦蓄设施(堤)、地形或其他方式把发生事故时溢出的LNG引到安全的地方，防止LNG流入下水道、排水沟、水渠或其他任何有盖板的沟渠中。

储罐防护墙内的有效容积V应符合下列规定：①对因低温或因防护墙内一储罐泄漏、着火而可能引起的防护墙内其他储罐泄漏，当储罐采取了防止措施时，V不小于防护墙内最大储罐的容积。②当储罐未采取防止措施时，V不小于防护墙内所有储罐的总容积。

2.3 储罐抗震、防雷、防静电设计

GB

50223—2004《建筑工程抗震设防分类标准》规定，20万人以上城镇和抗震设防烈度为8、9度的县及县级市的主要燃气厂的储气罐，抗震设防类别划为乙类。美国NFPA59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》(2001年版)规定，LNG气化站内设施及构筑物的抗震设计应考虑操作基准地震(OBE)和安全停运地震(SSE)两种级别地震的影响。

操作基准地震(OBE)是指设施在其设计寿命期内可承受的可能发生的地震，即在该级别地震发生时，设备将保持运行。安全停运地震(SSE)是指气化站所在地罕见的强烈地震，设施设计应能保存LNG并防止关键设备出现灾难性故障，不要求设施在发生SSE后保持运行。

LNG罐区防护墙及其他拦蓄系统的设计至少在空载时能承受SSE级别的荷载，要求在发生SSE之后，LNG储罐可能会出现故障，但防护墙和其他拦蓄系统必须保持完好。凡是失效之后可能会影响到LNG储罐完整性的系统和构件，以及隔离储罐并保证它处在安全停运状态所需要的系统组件，必须能承受SSE而不发生危险。

LNG储罐应按照OBE进行设计，并按照SSE进行应力极限校核。在工厂内制造的储罐，其设计安装应符合ASME《锅炉和压力容器规范》(2007年版)的要求，储罐和支座的设计还应考虑地震力和操作荷载的组合作用，使用储罐或支座设计规范标准中规定的许用应力增量。

LNG气化站的储罐区设置地下避雷接地网，LNG储罐的支柱与避雷接地网连接，LNG储罐上无须设置防雷保护装置。站区的防雷设计应符合GB

50057—94《建筑物防雷设计规范》(2000年版)中“第二类防雷建筑物”的有关规定。防静电设计应符合HG/T

20675—1990《化工企业静电接地设计规程》的要求。气化器和管道系统

LNG气化站使用的气化器一般分为环境气化器(空温式气化器)和加热气化器(水浴式气化器、电加热气化器)。各气化器的出口阀及出口阀上游的管件和阀门，设计温度应按-168℃计算。气化器的出口须设置测温装置，并设自动控制阀门，当气化后进入燃气输配系统的气体温度高于或低于输配系统的设计温度时，自动控制阀门应能自动切断天然气的输出。

气化器或其出口管道上必须设置安全阀，安全阀的泄放能力应满足以下要求：①环境气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.5倍。②加热气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.1倍。

LNG气化站内使用温度低于-20℃的管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，工艺管道上的阀门应能适用于液化天然气介质，液相管道采用加长阀杆的长柄阀门，连接宜采用焊接。工艺管道采用自然补偿的方式，不宜采用补偿器进行补偿。LNG管道上的两个相邻的截断阀之间，必须设置安全阀，防止形成完全封闭的管段。液化天然气储罐必须设置安全阀，选用奥氏体不锈钢弹簧封闭全启式安全阀；单罐容积为100m3及以上的储罐应设置2个或2个以上安全阀。管道和储罐的安全阀都应设置放散管并集中放散。液化天然气集中放散设施的汇集总管应安装加热器，低温天然气经过加热器加热后变成比空气轻的气体后方可放散。安全检测、控制装置

LNG气化站储罐区、气化区以及有可能发生液化天然气泄漏的区域，一般应安装低温检测报警装置，爆炸危险场所应设置燃气浓度检测报警装置。LNG储罐都应设置检测液位的报警装置，可以设置储罐低液位报警、超低液位报警、高液位报警、超高液位报警，以提醒工作人员及时处理。气化站内还应设置事故紧急切断装置，当事故发生时，应切断或关闭液化天然气来源，还应关闭正在运行、可能使事故扩大的设备。切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时工作人员方便到达的地方，并与所保护设备的间距不小于15m。消防系统

LNG气化站的消防系统主要包括消防供水和高倍数泡沫系统。

LNG储罐消防用水量应按照储罐固定喷淋装置和水枪用水量之和计算。总容积超过50m3或单罐容积超过20m3的液化天然气储罐或储罐区应设置固定喷淋装置。LNG立式储罐固定喷淋装置应在罐体上部和罐顶均匀分布。生产区防护墙内的排水系统应采取防止液化天然气流入下水道或其他顶盖密封的沟渠中的措施。需要说明的是，水既不能控制也不能熄灭LNG液池火灾，水在LNG中只会加速LNG的气化，进而加快其燃烧速度，对火灾的控制只会产生相反的结果。因此，LNG气化站的消防用水大量用于冷却、保护受到火灾辐射的储罐和设备，以减少火灾升级和降低设备的危险。这一点在制定和实施LNG气化站事故应急救援预案时必须注意。

液化天然气火灾多是由于储罐、管道或其他连接处破裂、损坏，使液化天然气喷出或外溢而引起的，一般归结为以下两种因素：①液化天然气在破口处喷出时产生静电酿成火灾，形成喷火现象；②液化天然气泄漏后会迅速气化变成蒸气，与空气混合形成爆炸性气体，在受热后温度上升或接触其他明火时发生爆炸。

高倍数泡沫覆盖了泄漏燃烧的液化天然气，一方面其封闭效应使得大量的高倍数泡沫以密集状态封闭了火灾区域，防止新鲜空气流入，使火焰熄灭。另一方面其蒸汽效应(指火焰的辐射热使其附近的高倍数泡沫中的水蒸发，变成水蒸气，吸收大量的热量)阻挡了火焰对泄漏液化天然气的热传递，从而降低了液化天然气的气化速度，达到有效控制火灾的目的。

倍数过低的泡沫含水量大，当其析液接触泄漏的液化天然气时，往往会加快液化天然气的气化速度；倍数过高的泡沫抵抗燃烧能力差，泡沫破裂速度快，不能起到有效的封闭作用。GB

50196—93《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(2002年版)规定了泡沫混合液供给强度为7.2L/(min·m2)，发泡倍数为300～500倍。结语

在美国、日本等发达国家，LNG气化站的建设、生产技术已经非常成熟，但在我国还处于起步阶段。我们应努力全面学习先进的建设管理经验，周密考虑，从设计、施工阶段严格执行规范和技术要求，为LNG气化站的长久安全运行奠定坚实的基础。

第二篇：液化天然气站消防设计探讨

LNG—液化天然气站消防设计探讨 概述

LNG—液化天然气的缩写，按照美国国家标准NFPA 59A定义为：一种基本上是甲烷构成的液态流体，含有微量的乙烷、丙烷、氮或通常在天然 气中存在的其他成分。天然气主要来源于气田和油井伴生气，通常是作为燃料使用。由于其液化储运技术要求较高，所以国内一直是近距离管道输送，资源浪费严 重。发达国家很早就将天然气进行液化储运，应用于生活、工业、汽车燃气等各个行业。1999年上海引进法国工艺技术建成了第一个LNG站，作为城市燃气的 备用气源。2000年淄博引进日本技术建设了LNG气化站，主要供应工业生产用气。由于目前我国未出台LNG站消防设计规范，笔者结合淄博LNG站消防设 计审查经验，提出一点浅见，供同行及设计人员参考。设计依据探讨

1．1 目前国内相关规范

①《石油化工企业设计防火规范》(1999年修订版)GB50160—92

②《城镇燃气设计规范》(1998年版)GB50028—93

⑧《建筑设计防火规范》(1997年修订版)GBn687

④《建筑防雷设计规范》GB50057-94

⑤《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058—92

⑥《建筑灭火器配置设计规范)2BJl40—90

⑦《火灾自动报警系统设计规范》》GB50116—98

⑧《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3004—1999

2．2 国外有关规范

①美国国家标准NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》(1996年版)

②日本部颁标准KHK—4《一般高压瓦斯保安法则》(平成6年修订版)

2．3 适用规范探讨

由于目前国家尚未出台LNG站消防设计规范或标准，现对以上列出的有关规范的适用性作如下分析：

《城镇燃气设计规范》(1998年版)(以下简称《燃规》)第102条规定：本规范适用于新建、扩建或改建的城镇燃气工程和装置设计。另据《燃规》名词解释，城镇燃气是指符合本规范燃气质量要求的，供给居民生活、公共建筑和工业企业生产作燃料用的，公用性质的燃

气。一般包括天然气、液化石油气和人工煤气。《燃规》第六章对液化石油气储运供应做了明确规定，但对液化天然气未作说明。

《石油化工企业设计防火规范》(1999年修订版)(以下简称《石化规》)第102条规定：本规范适用于以石油、天然气及其产品为原料的石油化工新建、扩建或改建工程的防火设计。《石化规》对液化烃的储运设计做了明确规定。另据《石化规》名词解释，液化烃指的是

15℃时蒸汽压大于0.1 MPa的烃类液体及其他类似的液体。应包括液化天然气。

淄博新建LNG站属液化天然气气化、供气站，向周围企业、居民提供工业与民用天然气，应属城镇燃气范围，但《燃规》对液化天然气储运供应设计未作规定。本着无明确规范执行相近规范的原则，可执行《石化规》。该工程LNG储罐储存条件为0.3MPa(绝)、一

145℃，按照《燃规》规定应属于“半冷冻式储罐”。但《石化规》把液化烃储罐分为两类：“全压力式储罐”和“全冷冻式储罐”，没有“半冷冻式储罐”。为 此，设计组专门向《石化规》国家标准管理组进行了请示，得到明确答复：“液化烃半冷冻式储罐可参照《石化规》对液化烃全压力式储罐的要求进行防火设计”。

综上所述，淄博新建LNG站工程的消防设计主要依据《石化规》有关条款，其他专业规范均参照执行。美国、日本规范标准对LNG站的储罐、电器仪表、工艺设施、安全消防均作了详细规定，虽不能作为设计依据，但可以借鉴参考。火灾危险性分析

3．1 LNG火灾危险性分析

淄博的液化天然气来源于中原油田，主要组分为(体积百分比V％)：甲烷93.609；乙烷4.1154，丙烷1.1973；其它组分(丁烷、戊烷、氮、二氧化碳等)1.0783。

物性参数：分子量：17.3；气化温度：-162.3℃：液相密度：447kg／m3；气相密度：0.722kg／m3；液态／气态膨胀系数： 612.5m3／m3(15.5℃)；燃点：650ºC；热值：9260kcal／m3；气化潜热；121kcal／kg;储存条件：温度-145℃；压 力0.3MPa(绝)。天然气闪点为-190ºC，与空气混合能形成爆炸性混合物，爆炸下限(V％)为3.6—6.5，爆炸上限(V％)为13—17，最大爆炸压力6.8 kg。

天然气火灾有以下特点：火灾爆炸危险性大；火焰温度高、辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆性。

3．2 主要设计火灾危险性

3．2．1 LNG储罐

LNG储罐为100m3卧式真空粉末绝热低温储罐，双层结构，内胆材料为不锈钢0Cr18Ni9(0表示含碳量不足1％)，其化学成分、含量与美 国(ASTM)304钢以及日本(JIS)SUS304钢的成分基本相同，外壳材料为Q235A(一种A型钢)。内胆与外壳之间填充珠光砂并抽真空绝热，内胆外面包一层弹性绝热材料以防止珠光砂沉积压实造成绝热性能下降。其最大的危险在于绝热性能下降，因为LNG是低温深冷储存，一旦绝热性能下降，储罐压 力剧增，会造成储罐破裂事故。

3．2．2 气化器

气化器有冬季使用的水浴式气化器和其他季节使用的空浴式气化器两种，其主要作用是LNG流经气化器换热发生相变，转化为气体并提高温度，经过调压器调至0.4MPa(绝)后进入管网，然后送给用户。因为进入气化器的是液化天然气，在气化之前一旦发生泄漏 极易造成火灾爆炸事故。

3．2．3 BOG储罐

钢制储罐，用来储存LNG储罐罐顶蒸发气体(Boiloffgas)。该罐主要用来平衡LNG储罐的压力，一旦LNG储罐温度发生波动，气化出的气体便进入该罐。因此BOG储罐应有配套的液化回收系统或放空设施，避免超压造成泄漏事故。

3．3 工艺火灾危险性

本工艺装置的火灾危险性为甲类，装置区内的大部分区域为爆炸危险1区。工艺流程比较简单，LNG用槽车运至气站后卸人储罐，气化、加臭、计量后进人管网送给用户。主要火灾危险有以下几点：

3．3．1 LNG运输中的分层和涡旋问题

LNG是一种多组分混合物，温度和组成的变化会引起密度变化，继而引起分层和涡旋，表面蒸发率剧增(涡旋时的蒸发率比正常状态要大20倍)，引起槽车内压力骤增造成泄漏事故，1971年意大利曾发生过类似事故。

3．3．2 LNG泄漏问题

由于LNG是低温深冷储存，所以它的泄漏一般液化烃有所不同。LNG一旦从储罐或管道中泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。

LNG泄漏冷气体在初期比周围空气浓度大，易形成云层或层流。气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间后趋近于一个常数，这时的LNG泄漏到地面上会形成一种液流。消防设计探讨

4．1 总平面布局

站址选择及总平面布置均参照《石化规》有关要求执行。

4．1．1 站址选择

站址应处于全年最小频率风向的上风侧，站内应平坦，通风良好，便于LNG的扩散。距离公共建筑及民用建筑均应大于120米(日本规范分别为98.3米和65.6米)。

4．1．2 总图布置

在满足工艺流程的前提下，应合理布置功能分区，储存区、生产及辅助区和办公区应分开设置。综合考虑防火间距、消防车道及防火防爆要求。

4．2 建筑结构(耐火等级)

站内建构物均应按《建筑设计防火规范》进行设计，其耐火等级、层数、长度、占地面积、防火间距、防爆及安全疏散均按规范要求进行设计；建构筑物 墙、楼板、柱、梁、吊顶的选材和结构均需要满足规范规定的强度、耐火、防爆要求。建构筑物及重要设备的联合平台，均应设置两个以上的安全疏散口；生产装置 内的承重钢框架、支座、裙座、管架等按规范要求涂覆耐火层保护，耐火层的耐火极限不低于1.5小时。

由于LNG的特殊性质，站内建构筑物及重要设备支架除应满足相应的耐火等级外，还要满足抗冷性能。特别是储罐基础、防火堤及挡液堤必须能承受-145℃以下的低温。

4．3 工艺装置

装置均设计成密闭系统，在控制的操作条件下使被加工的物料保持在由设备和管道组成的密闭系统内。在装置的进出口总管上设置紧急切断阀，以杜绝引起火灾爆炸的可能性。

4．4 储运设施

储运设施的设计均严格按照《石化规》有关要求执行。

4．4．1 储罐安全措施

在储罐的液相管上设紧急切断阀，每个储罐两个，以便在装置发生意外时切断储罐与外界的通道，防止储罐内的LNG泄漏。

储罐内罐设安全放空阀，连通火炬；外罐设泄压设施，放空气体引至高点排放。

4．4．2 管道安全措施

在液相管道的两个切断阀之间设置安全阀，一旦两个切断阀关闭，管道内的液体受热气化时，安全阀自动起跳，以防超压造成事故。

气相总管上设紧急放空装置，一旦有误操作或设备超压，安全阀起跳，以保护气相管道的安全。

4．4．3 泄漏处置措施

根据LNG的特殊性质，LNG的泄漏处置是最重要的设施。美国国家标准NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》明确提出： LNG站内应按规范要求设置拦截区，服务于LNG储灌区、装卸区和生产工艺区。且LNG和可燃制冷剂、储罐防护堤、拦截墙和泄流系统必须采用压实土、混凝 土、金属等耐低温材料建造。

储罐周围设置防护堤，高度1米，储罐与防护堤的间距按照储罐液位高度减去防护堤高度计算。在储罐防火堤内设置LNG导流沟和集液池，以防泄漏的LNG接触其他储罐基础。

卸车台处另设一集液池，用来收集卸车过程中泄漏的LNG。

所有集液池内的LNG均应采取可靠的保护措施，使其安全气化，避免造成危险。

4．4．4 安全放散

站内设专用放空火炬，高30～40米，LNG储罐、BOG储罐、工艺管道及各生产工段的超压泄放气体均引入火炬，避免在站内形成爆炸性混合物。4．5 电气仪表

4，5．1 火灾探测及DCS联动系统

DCS为自动监视控制系统，有异常发生时及时报警并通过ESD(紧急停车)快速切断使各部设备处于安全状态。

在储罐区、气化区、卸车台等可能产生天然气泄漏的区域均设置可燃气体浓度监测报警装置，在储罐、气化器等关键设备的适当部位安装火灾探测器；在控制室设有集中报警控制系统，一旦有气体泄漏或发生火灾，能够及早发现并采取措施。

另外站内还设有一套先进的监控系统，能监控各装置设备的工艺参数(温度、压力、液位等)并能连锁控制，有异常情况时发出警报提醒操作人员及时处理，特殊情况下可以启动紧急切断装置(站内所有紧急切断阀均从日本进口，电动控制)，确保各主要设备处于安

全状态。

4．5．2 电气设备及电缆

站内电气设计严格执行《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》要求。电气设备和灯具均满足相应的防爆级别，电缆沟进行防火封堵并采用阻燃性电缆。

4．5．3 防雷防静电

根据生产性质、发生雷电的可能性和后果，站内生产装置和辅助设施、工业建筑均采用装设避雷网和避雷针防止雷击。装置区内的封闭金属罐、塔及设备管道按规范要求作好防雷接地。

4．5．4 消防用电及通讯

应确保站内的消防用电及通讯设施。消防控制系统、消防水泵、气压给水设备等主要用电设备应有备用电源(双电源供电或采用备用发电设备)；站内控制中心应设外线报警电话或与消防队直通的专线电话。

4．6 消防设施

消防系统的设计均严格按照《石化规》有关要求并参照国外的先进经验执行。

4.6．1 消防给水系统

消防给水系统由消防泵房、消防水罐、消防管道及消火栓、消防水炮等组成。站内按一次火灾计算，LNG储罐所需消防用水量最大，一次用水量为478m3／h，火灾延续时间为6h，贮水量不应小于2866m3(站内设置两个公称容量1500m3的固定顶消防水储罐)。

站内设置环状DN300消防水管网，管网上设置地上式消火栓。罐区周围设置固定式消防水炮及箱式消火栓，另外设两台移动消防水泡，放在泵房内备用。

消防泵房内除按照站区所需消防用水量要求设置主备用泵外，另设一套消防气压给水设备，平时用来维持管网的恒压状态(0.38MPa)，火灾时自动启动消防水泵，达到0.8～0.9MPa，形成临时高压消防给水系统。

4．6．2 蒸汽灭火系统：

按照《石化规》要求，在生产工艺装置处设置蒸汽消防系统，利用站内锅炉产生的高压蒸气，在工艺设备、管道及框架、平台等易泄漏处设有消防蒸汽管及接头，遇有紧急情况时，可方便地灭火或对设备、管道进行保护。

4．6．3 泡沫系统(高倍数泡沫保护和低倍数泡沫灭火系统)

为了有效地控制泄漏的LNG流淌火灾，借鉴国外先进经验，站内设置了高倍数泡沫保护系统。采用PF4型水轮式高倍数泡沫发生器和3％的高倍数泡沫 液，发泡量为100～200m3／min。主要用来覆盖保护储罐区、管道、卸车台泄漏及事故集液池内的LNG，使其安全气化，避免产生危险。

有条件的站内还可按规范要求设置固定式低倍数泡沫灭火系统。在储罐区、管道、卸车台及事故集液池等处设置泡沫管道及管牙接口，并配置一定数量的泡沫钩枪。也可在储罐、管道、卸车台及重要设备上方设置泡沫喷淋灭火装置。

4．6．4 干粉灭火系统

在LNG储罐、BOG储罐、管道安全阀等气体放空部位，可设置于粉灭火装置，一旦排出的气体被点燃，可以自动释放干粉灭火，避免事故扩大造成危险。

4．6．5 气体灭火系统

在总控制室、自备发电机房、变配电室等封闭空间内可采用气体自动灭火系统，有人值班的可采用手动控制，现场无人值班的应采用自动控制。

4．6．6 移动式灭火器材

根据《建筑灭火器配置设计规范))GBJl40—90规定，该装置生产区为严重危险级场所，设置MFA8型手提式干粉灭火器和MFAT50型推车式干粉灭火器。辅助生产区属轻危险级，设置MFA8型手提式干粉灭火器。控制室、变配电室内配置MT7型手提式二氧化碳 灭火器，以保证迅速有效地扑灭初期火灾和零星火灾。

4．7 灭火对策

4．7．1 切断气源，控制泄漏。如不能有效控制堵住泄漏，可允许泄漏气体稳定燃烧，防止大量气体扩散造成二次危害。

4．7．2 对着火罐及邻近罐和设备进行冷却保护，固定式冷却设备失效时应迅速采用消防水泡等移动式设备进行冷却，避免储罐设备受热超压造成更大灾害。

4．7．3 要控制泄漏出的LNG流淌，可筑堤堵截或挖导向沟，将LNG引至事故集液池等安全地带，然后用高倍数泡沫覆盖，使其安全气化，避免燃烧扩大。

4．7．4 初起小火可利用现场配置的移动式灭火器材进行扑救，火势较大时应立即报警，调动大型消防车辆灭火。结论

在目前我国没有LNG站消防设计规范的情况下，参照《石化规》的有关要求及国外的先进经验进行的上述设计，基本能够满足LNG站的消防安全要求，各种设备得到了最大程度的保护，为LNG站的安全运行提供了有力的保障，实践证明是行之有效的。

第三篇：液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择

作者：李健胡 文章来源：广东珠海金湾液化天然气有限公司 点击数：162 更新时间：

2011-3-1 21:40:48概述

随着中国对能源需求的不断增长，中国正在大力引进LNG和建设LNG接收站。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程(储存和气化)、长输管道工程3部分。其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，气化厂的工艺设备对整个项目有着关键的影响。

4目前国内常规的LNG接收站的规模均为300×10t/a左右，因此，本文主要对此规模的接收站的气化厂

主工艺设备进行分析，并结合国内外部分接收站的设备配置情况，对接收站主工艺设备的方案进行探讨。2 主工艺流程与主工艺设备设计原则

① 主工艺流程

气化厂主要的工艺设备有LNG低压泵、LNG高压泵、气化器、蒸发气(Boil Off Gas，BOG)压缩机。其工艺流程一般为：LNG储罐内的LNG由低压泵泵出，经再冷凝器后，用高压泵加压后输送至气化器，气化后进入长输管道。储罐内的BOG从罐顶排出，经BOG压缩机压缩后送入再冷凝器中，与自低压泵出来的LNG汇合。再冷凝器的作用是用从低压泵出来的LNG冷却和混合BOG压缩机出来的BOG，使之成为液体后输出。气化器由海水泵提供海水作为热源，加热LNG，使之气化。主工艺设备5+1方案工艺流程见图1。

② 主工艺设备设计原则

a.低压泵、高压泵、气化器数量应尽可能一致，即在启停1台低压泵时，相应启停1台高压泵、气化器、气化器配套的海水泵，以便于运行调节、自动控制。b.各主工艺设备应考虑备用，即坚持n+1原则。c.同类设备的容量、型号应完全一致，能够互为备用。d.考虑到进口设备价格高昂，工程应尽可能降低造价，尤其是首期工程。

本方案设计中，对于次要的因素，如低压泵供应槽车、保冷循环等予以忽略。实际设计时，可根据实际需要予以相应调整。主工艺设备数量与容量的确定

3.1 低压泵数量的初步方案

低压泵一般置于储罐内，因此，其首期工程的数量应与储罐数量相对应。在LNG接收站的首期工程中，基于经济性，应当建设2台或3台储罐。若建设2台储罐，则低压泵数量应为2的倍数，即2，4，6，……。若建设3台储罐，则低压泵数量应为3的倍数。具体数量还应结合高压泵及气化器等设备再行确定。

对于每1台储罐，如果仅配置1台低压泵，则缺乏备用，因此，每1台储罐内，低压泵至少应为2台。若首期工程建设2台储罐，则低压泵数量至少应为4台。

3.2 高压泵及气化器数量的初步方案

根据运行要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵尽可能数量1对1地对应。如果数量过多，则系统复杂。尤其是海水泵与气化器之间的管道，需设置母管制总管运行，这样设备数量不宜过多。建议设备数量在6台或以下。结合上述低压泵为2或3的倍数的初步选择，则泵及气化器的数量可以有2个方案：低压泵、高压泵、气化器各设4台，或各设6台。考虑备用设备各1台，则得到n+1方案为：3+1方案，5+1方案。若建设3台储罐，且各泵及气化器初选数量较大时，无须另加备用，可直接为3的倍数的方案。如中国台湾台中LNG接收站，3台储罐，配9台低压泵、9台高压泵。若泵及气化器数量的初选结果为3时，考虑数量过少，宜再加1台作为备用。如日本扇岛接收站，3台罐，配4台气化器。具体设计时可结合单台设备容量、气化厂整体情况再进一步选择或修正。

3.3 单台泵容量的计算

4泵的容量应根据最大小时流量确定。对于常规的规模为300×10t/a的LNG接收站，泵的平均容量约为

342t/h，若最大小时流量量为700t/h，最小连续稳定流量为100t/h，则不同方案的泵的容量计算如下。对于3+1方案，单台泵的最大小时流量为233t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取250t/h。此时，泵的最小流量为设汁容量的40%，低于泵的稳定工作点，因此，单台泵的设计容量偏大，需要增加泵的数量。

对于5+1方案，单台泵的最大小时流量为140t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取160t/h。此时，泵的最小流量为设计容量的62.5%，处于泵的稳定工作区。若考虑低压泵另有其他输出时(保冷循环、槽车、槽船等)，则容量宜进一步增大。如中国台湾台中的LNG接收站，低压泵流量为250t/h，高压泵流量仅为100t/h。

3.4 泵及气化器的最终选择方案

对主工艺管道的要求如下：

① 根据运行的要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵均需要数量对应，从经济性考虑，低压泵到高压泵、高压泵到气化器之间均采用1条LNG总管的方案。

② 从安全性考虑，低压泵与高压泵之间、高压泵与气化器之间为气化厂甚至整个接收站项目的关键部位，如果该处总管泄漏或发生故障，则整个接收站必须中断运营，且无法立即恢复。因此，宜采用分别设2条总管的方案。

③ 但对于上述5+1的方案，则当6台泵连接在同一条总管时，连接复杂，宜简化。

根据上面3个要求，综合考虑，采用2条总管的方案，但并不是每条总管均与6台泵相连接，而是每3台泵(气化器)连接在一起。切换时，整项3台泵(气化器)一起切换，即低压泵、高压泵、气化器之间，均为2条总管。气化器与海水泵之间，也为2条海水总管。

因此，最终选择5+1方案，单台泵或气化器的设计容量为160t/h。每3台1组共同1条总管，共2组。低压泵的出口压力一般为1.0～1.5MPa。如广东大鹏LNG接收站低压泵出口流量为420m/h的LNG(折算约200t/h)，出口压力为1.4MPa。

高压泵出口压力主要根据长输管道的需要确定。对于长度为150～300km的长输管道，高压泵的出口压力一般为7～10MPa(视用户需要而定)。考虑管道阻力，泵出口压力宜稍大些。如广东大鹏LNG接收站、中国台湾台中LNG接收站的高压泵出口压力约10MPa。日本扇岛LNG接收站因不承担调节管网压力的任务且接近用户，故只设一级泵，无低压、高压之分，LNG泵出口压力约4MPa。

3.5 BOG压缩机的容量与数量

理论上，BOG的处理方式有两种：

① 将BOG直接加压，送入外输气体总管。

② 先将BOG压缩冷却液化，送入LNG液体总管，然后与其他LNG混合后一起经气化器气化后再外输(见图1)。

对于气态直接外输，由于直接加压外输经济性较差，大型接收站一般不采用。因此，采用压缩液化方案。

3对于LNG接收站，正常运行时应做到BOG对外零排放。因此，应满足以下要求：

① 单台BOG压缩机运行容量至少应为整个LNG接收站不卸船时正常的BOG产生量。常规LNG接收站若

43按2台工作容积为16×10m的储罐、0.05%的蒸发量估算，不卸船时2台储罐蒸发量共约3t/h，整个LNG接收

站BOG量总计则不超过5t/h。

② 所有BOG压缩机的运行容量总和，应大于最大的BOG量。

最大的BOG量包括：储罐正常的蒸发量、卸船时的蒸发量、LNG注入储罐时的空间置换及焓不同造成的蒸发量、大气压变化造成的蒸发量、保冷循环带回的蒸发量。最大的BOG量统计计算较复杂，且涉及许多不确定的因素如船上的LNG压力、温度等。

设计中，对各项BOG量进行统计计算后，得出最大的BOG量，作为BOG压缩机选择时的总容量。对于简化的估算，可以用卸船时的BOG量为非卸船时的2倍来估算。对于拥有2台工作容积为16×10m的储罐的常规LNG接收站，不卸船时全站的BOG量为5t/h，则最大的BOG总量约为10t/h。

BOG压缩机的数量应根据运行与备用要求、经设备造价比较后确定。由于至少有1台备用，因此，BOG压缩机数量至少应为1+1配置。BOG压缩机的生产厂家较少，价格较高，容量为5～15t/h的BOG压缩机在2008年的价格约(2000～3000)×10元/台。当采用少量的BOG压缩、液化工艺时，压缩机做功相对电耗较多，其经济性并不明显。除非政策强制要求，否则少量的BOG可以考虑适度放空。因此，BOG压缩机备用及裕度设计取较小值，数量取1+1方案，单台容量为6t/h。设备类型选择

4.1 低压泵类型

低压泵均选择立式筒型离心泵(潜液式电动泵)。泵的设置有2种方案：

① 泵套底部设阀门。泵出故障时，可通过阀门隔离，吹扫后可提出泵来检修。

② 泵套不设底阀，泵出故障时，不能抽取出来，直待储罐检修时，全罐吹空后再检修。

对于首期工程，建议泵套设底阀。这是因为LNG接收站刚建设，设备故障多，且此时储罐尚少，全罐吹空来检修。对于二期以后的工程，可以考虑不设底阀。

4.2 高压泵类型

高压泵也为立式筒型离心泵。泵的设置也有2种方案：

① 架空式。泵悬空于地面。

② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整个泵位于地面下。视再冷凝器高度及有效气蚀余量确定。

由于高压泵的入口压力取决于再冷凝器的标高，因此，若泵采用架空式，则泵的进出口管及再冷凝器标高应相应提高，管架及再冷凝器的建设成本上升，而泵本身的建设成本下降。埋地式则管架及再冷凝器建设成本降低而泵本身建设成本上升。在同样的再冷凝器标高的情况下，采用埋地式的泵比架空式的泵能获得更高的入口压力。对于首期工程，建议考虑埋地式，以确保运行中有足够的入口压力，且再冷凝器不必采用较高的标高。

4.3 气化器类型

[2]气化器根据海水条件及容量选定。其主要类型有：

① 开架式气化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水为加热介质，因此对海水水质要求较高。使用条件主要为：海水常年温度≥7℃，固体悬浮物含量≤80mg/kg，铜离子含量≤10μg∥kg，汞离子检测不出

[3][1]443。据日本及中国一些接收站的资料，0RV热态备用时15min可达满负荷。因此ORV可作为主气化器，也可作为备用气化器。

② 浸没式燃烧气化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用条件几乎无限制，但燃烧天然气，运行成本高，多选作备用气化器，不宜作主气化器。

③ 中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或壳管式气化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的气化装置。在海水温度高但水质差的环境中选用，热源可以是水质较差的海水或由LNG冷能利用系统提供。

④ 环境空气加热气化器、温水水浴式气化器、蒸汽加热器等。部分气化器同时兼具环境空气加热式和水浴式两种功能。采用环境空气(自然通风或强制通风)加热LNG，占地面积大，容量有限，适于在LNG卫星

[4]站选用。

以上①、②、③这3种类型的气化器截至2009年尚不能国产，国外厂家较少，价格较高，厂家主要在日

本、德国。选型时根据海水条件选用0RV或IFV，备用气化器可选SCV或ORV(视水质而定)。日本扇岛LNG接收站和中国台湾台中LNG接收站中，气化器全部选用ORV。广东大鹏LNG接收站则以ORV为主，1台SCV备用。

4.4 BOG压缩机类型

压缩机根据压缩原理可分为两类：离心式压缩机和往复式压缩机。离心式压缩机造价稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化厂。往复式压缩机根据布置方式又分为两种：

① 立式压缩机。优点：占地少，启动快。缺点：工作时对地面有一定的往复冲击力。

② 卧式压缩机。优点：运行冲击力小(平衡)，造价低。缺点：卧式压缩机检修稍困难。一般设计成对置平衡式，两边对称，冲击力平衡，容量比立式压缩机稍大。

在常规接收站中，上述①、②两种压缩机均可选用。但适用技术标准不同，厂家极少，价格高昂。截至2009年，立式压缩机几乎只有瑞士1个厂家生产，卧式压缩机几乎只有日本1个厂家生产，其压缩机主要型式为厂家专利。卧式压缩机由于为日本厂家生产，因此在日本所有的LNG接收站均有应用。目前中国的几个LNG接收站有的采用卧式压缩机，有的采用立式压缩机。选型时选定厂家，则型式也就因此确定。参考文献：

[1] API 610：2004，Centrifugal pumps for petroleum，petrochemicN and natural gas

industries(10 Edition)[S].[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore

installations(English version)[S].[3] 顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.[4] 高华伟，段常贵，解东来，等.LNG空温式气化器气化过程的数值分析[J].煤气与热力，2008，28(2)：

B19-B22.[5] API 618：1995，Reciprocating compressors for petroleum，chemical，and gas industu

thservices(4 Edition)[S].th[5]

第四篇：天然气液化厂(站)巡检管理制度

天然气液化厂***站巡检制度

1、总则

1.1 目的为贯彻落实科学巡检，明确细化各项巡检管理工作，进一步提高巡检工作质量，对装置存在问题及时发现及时处理，确保我站装置安全、稳定、长周期运行，特制定本制度。

1.2 范围

本办法适用于生产班组各岗位生产的不间断巡回检查管理。

1.3 术语和定义

1.3.1科学巡检：以提高人的素质和强化“三基”建设为基础，提高巡检质量为核心，采用创新管理理念和科学管理方法，借助高科技巡检监控工具，及时发现和消除生产安全隐患，确保生产装置安全、稳定、长周期运行；

1.3.2常规巡检点：影响装置正常生产运行的设备或部位；

1.3.3关键巡检点：影响装置安全运行的重要设备或部位；

1.3.4特护巡检点：随时会出现非正常工况，对安全生产产生重大影响的重要设备或部位。

2、管理职责分工

2.1 生产管理组是不间断巡回检查工作的主管部门，负责对各生产班组的巡回检查管理工作进行督促、检查和考核；负责审定《天然气液化厂***站巡检制度》，定期或不定期组织工艺、设备、电仪、安全、生产班组等召开危害辨识及安全风险评估会议，审定关键巡检点和特护巡检点，并负责关键巡检点和特护巡检点台帐管理和上报；

2.2 电仪组自行制定适用于电气、仪表班组的《巡回检查管理实施细则》并报技术组备案，并负责对电气、仪表班组的巡回检查管理

工作进行督促、检查和考核；参加关键巡检点、特护巡检点危害辨识及安全风险评估，对关键巡检点、特护巡检点提出专业管理措施和建议；

2.3 安全质检组负责指导完善员工巡检作业的个人防护用具配备；参加关键巡检点、特护巡检点危害辨识及安全风险评估，对关键巡检点、特护巡检点提出专业管理措施和建议；协助做好巡检管理有关工作，并负责提出装置区域治安巡逻管理措施和建议；负责对全站治安巡逻管理工作进行督促、检查和考核；

2.4 各生产班组负责本组职工按照既定各岗位的巡检线路、巡检内容、巡检时间、站名、站号，并组织落实《天然气液化厂***站巡检制度》；参与危害辨识和安全风险评估，提出关键巡检点、特护巡检点修正或增减并上报生产管理组。

3、巡检的执行

3.1 各生产班组要通过优化人员、优化巡检线路，提高巡检科学性，并可采用视频监控、离线状态监测、电子智能巡检及多岗位交叉巡检等方式，开展巡检工作；

3.2 各生产班组根据岗位实际情况，配备合适的个人防护用具、巡检工具和设备监测器具，巡检人员佩戴相应的个人防护用具、巡检工具和设备监测器具进行巡检；

3.3 当班操作人员按照规定的路线、内容，定时、定点进行高标准高质量巡回检查，检查各设备运行状况、现场仪表参数、现场跑、冒、滴、漏等情况，并做好巡检记录，发现问题及时处理，不能单独处理的及时按程序汇报；

3.4 巡回检查要做到“看、听、摸、查、比”，设备、电气、仪表专业和装置巡检人员在巡检中发现问题时，必须及时互相通报和联

系处理。当出现暴雨、冰雹、暴雪等恶劣天气，在确保巡检人员安全的前提下，根据现场实际情况适当调整巡检工作；

3.5 设备、电气、仪表专业技术员必须确保每天不少于2次的深度常规巡检，对关键巡检点不少于4次、特护巡检点不少于 8次。其它特护机组的巡检和考核，按上级部门有关管理规定执行；

3.6 巡检过程中发生事件、事故，依据事件、事故汇报程序进行汇报或按事故应急预案进行处理；

3.7 巡检人员若遇生产操作或需处理问题而无法例行巡检时，要把情况写入交班日志； 巡检人员已按要求巡检，但因巡检设备故障出现的漏检、缺检项，当班巡检人员也应把情况写入交班日志；

3.8 巡检人员在巡检过程中，要履行辖区内的治安巡逻职责，查陌生人，查可疑迹象，禁止无关人员和物品进入装置区域，发现案情须及时报告并经门卫接警务室及时处理。

4、考核

4.1 未按时巡检的，经抽查发现有漏检现象的，考核责任班组**分/次；

4.2 未按规定做好巡检记录、记录不完整（包含办公区域及设备卫生交接）、未按仿宋字体记录、在记录本上乱涂乱画的，考核责任班组**分/次；

4.3 巡检时草率应对，不认真履行巡检职责的，对于应发现问题而未发现的，考核责任班组**分/次；

4.4 巡检过程中发现问题未及时汇报、处理的，处罚款考核责任班组**分/次；

4.5 当班组未按规定填写、上报和发放巡检记录的，考核责任班组**分/次；

4.6当班组遗失巡检记录或故意损坏巡检记录的，考核责任班组**分/次；

4.7当班组因未按时巡检或未按照规定巡检、未履行报告制度等工作缺陷，导致装置运行产生较大波动，考核责任班组**分/次，并追究对相关巡检人员追究责任。

5、附则

5.1 本管理办法须经天然气液化厂生产技术部与***液化站办公会议讨论通过，由生产管理组负责修订、解释并监督执行。

第五篇：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。